La demanda eléctrica baja un 1,8% en agosto, su segunda caída consecutiva, según datos de REE

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Según la información remitida por el operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE), el consumo eléctrico una vez corregido con los efectos de la laboralidad y la temperatura aumentó un 0,1%, con respecto al mismo mes del año anterior.

En los ocho primeros meses del año, la demanda eléctrica cayó un 1,4% en términos brutos, pero repuntó un 0,1% en términos corregidos, en comparación al mismo periodo del año pasado, cuando la demanda eléctrica fue de 162.345 GWh.

En agosto, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó un 34,6% de la producción y las tecnologías que no emiten CO2 representaron un 52,9%. En concreto, la producción de origen eólico del mes alcanzó los 2.708 GWh, un 14,6% menos que en el mismo periodo del año pasado.

Este mes la tecnología de mayor producción fue el carbón, con un 24,1% del total, seguida de la nuclear (20,4%), eólica (14%), ciclo combinado (10,7%), cogeneración y otros (10,2%), hidráulica (10,1%), solar fotovoltaica (4,2%), solar térmica (4,2%) y térmica renovable (2,1%).

En los ocho primeros meses del año, la primera fuente fue la nuclear (21,5%), seguida de la eólica (21,2%), hidráulica (17,8%), carbón (14,2%), cogeneración y otros (10,1%), ciclo combinado (7,5%), solar fotovoltaica (3,4%), solar térmica (2,4%) y térmica renovable (1,9%).

La demanda eléctrica empresarial aumenta durante el mes de julio y encadena once meses de subidas

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La demanda de la industria creció el 6,5%, mientras que la del sector servicios cayó el 4,6%, tras dos meses en positivo.

Una vez corregido el efecto del calendario laboral y la temperatura, la demanda empresarial global creció el 4,3%, con un incremento de la industria del 6,5% y un descenso de servicios del 1,1%.

Según explicó REE, la razón de estas diferencias tan elevadas en los datos de consumo brutos y corregidos, especialmente en los servicios, se deben a la temperatura, que este año fue casi dos grados menor que la registrada en julio de 2013, lo que supuso menor demanda eléctrica para refrigeración.

Los mayores consumidores de electricidad son el sector de la metalurgia, con un peso del 23,3% respecto al total, la industria química, con un 7,9%, los productos minerales no metálicos (6,2%) y la alimentación (6%).

El mes pasado, tomando como referencia los datos corregidos, la actividad que más creció fue el transporte terrestre y por tubería, que aumentó el 22,8%, la metalurgia (7,9%), la fabricación otros productos minerales no metálicos (7,4%), la industria de la alimentación un 4,1%, la industria química un 3,4% y la del papel descendió un 3,1%.

REE destacó la recuperación de las actividades vinculadas al turismo, que por primera vez en este año presenta tasas de crecimiento interanual positivas, así como las actividades comerciales, que llevan tres meses consecutivos de tasas positivas.

En sentido contrario, los mayores descensos fueron en el sector de suministro de energía eléctrica, gas, vapor y aire acondicionado, con un descenso del 13,4%, almacenamiento y actividades anexas al transporte y actividades sanitarias, con caídas del 12,5% y el 5%, respectivamente.

Según el índice, en los últimos doce meses el consumo eléctrico de estas empresas, corregidos los efectos de la laboralidad y las temperaturas, aumentó un 3,1% respecto al mismo periodo del año anterior. Por sectores, el consumo de la industria se incrementó un 5,1% y el de los servicios cayó un 1,5%.

Industria prevé cerrar 2014 sin que haya déficit de tarifa eléctrico, por primera vez desde el año 2000

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La cuantía acumulada por este déficit en los últimos 14 años ronda los 30.000 millones de euros, por lo que el equipo encabezado por José Manuel Soria fue aprobando diversas medidas, que culminaron en la actual reforma energética, para subsanar los problemas regulatorios del sector eléctrico español y frenar el engrosamiento de esta abultada deuda.

Este conjunto de medidas contribuirá a que 2014 se cierre, muy probablemente, con equilibrio en el sistema eléctrico o con cifras de déficit poco apreciables, lo que supondrá un punto de inflexión en una tendencia acumulada de endeudamiento que se inició en el año 2000.

Desde Industria relativizaron el impacto de los datos que arrojan las liquidaciones mensuales que emite la Comisión Nacional de Mercados y de la Competencia (CNMC), ya que, en virtud de las medidas puestas en marcha, aún se deben contabilizar ingresos al sistema que compensarán el posible desajuste.

En los cinco primeros meses del año, último dato conocido, el déficit de tarifa reconocido se situó en 3.332 millones de euros, según la quinta de las catorce liquidaciones del ejercicio realizadas por la CNMC.

Este desajuste provisional supera en 648 millones de euros los 2.684 millones de euros registrados hasta abril, lo que representa un incremento del 24% con respecto al mes anterior.

En esta quinta liquidación, el coeficiente de cobertura se situó en un 58,07%, de modo que las empresas con actividades reguladas, obligadas ahora a financiar el déficit de tarifa conforme se vaya produciendo, solo recibirán provisionalmente este porcentaje de su retribución.

Estabilidad financiera del sistema

Una de las líneas maestras de la reforma energética es la aprobación de un marco normativo que garantiza la estabilidad financiera del sistema eléctrico de forma definitiva. Así, se incluyó un sistema automático de revisión que evita la aparición de nuevos desajustes, al limitar por ley la introducción de nuevos costes en el sistema eléctrico sin que estos vengan acompañados por un aumento equivalente de los ingresos.

Además, el Gobierno aprobó el pasado 6 de junio el nuevo real decreto que desarrolla la actividad de renovables, cogeneración y residuos, cuyo contenido modifica un modelo anterior que «hubiese ido directo a una quiebra del sistema», afirmó entonces José Manuel Soria.

Para el ministro, «el incremento del déficit de tarifa se debe a muy distintas razones», pero especialmente a «dos», que son el coste de la amortización anual de la propia deuda eléctrica y «la evolución de las primas a las tecnologías renovables».

El sistema eléctrico, aseguró, acumula hasta la fecha un déficit de tarifa de 29.189 millones de euros, a pesar de que entre 2004 y 2012 la electricidad pagado por los consumidores se encareció un 70%. Las primas a renovables y cogeneración subieron un 800% desde 2005.

A partir de 2004 se empieza a generar un gran déficit de tarifa, que había estado prácticamente controlado en los años anteriores. Así, en 2005 el «agujero eléctrico» acumuló un desfase de más de 4.000 millones de euros, siguió en 2006 con más de 3.000 millones y se controló algo en 2007, con más de 1.500 millones de euros.

Sin embargo, a partir de 2008 se volvió disparar el déficit de tarifa y se elevó ese año por encima de los 5.100 millones de euros, convirtiéndose en un problema incontrolable en los años siguientes (4.300 millones de euros en 2009, 5.500 millones de euros en 2010, 3.899 millones de euros en 2011, 5.600 millones de euros en 2012 y 3.188 millones de euros en 2013). La amortización de esta deuda se lamina durante un periodo de 15 años.

El Gobierno aprueba el nuevo sistema de liquidación de los extracostes del suministro eléctrico no peninsular

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Así, el real decreto da cumplimiento a lo establecido en la Ley del Sector Eléctrico de 2013, y establece el procedimiento presupuestario, de control, reconocimiento y liquidación correspondiente al 50% del extracoste de la actividad de producción de los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares, que serán financiados con cargo a los Presupuestos Generales del Estado de cada ejercicio.

Ello permitirá iniciar la ejecución del crédito de 903 millones de euros consignados en el vigente presupuesto, es decir, el 50% de los extracostes estimados en 1.806 millones de euros.

La norma regula la intervención y los procedimientos a seguir por los diferentes departamentos ministeriales y el organismo encargado de las liquidaciones, la CNMC, para fijar la cuantía presupuestaria con cargo a este fin, calculada de acuerdo con la regulación establecida, la tramitación de la liquidación de estas compensaciones presupuestarias, así como su control.

Además, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo tiene que remitir antes del 15 de junio de cada ejercicio la estimación de las compensaciones presupuestarias a la Dirección General de Presupuestos, acompañada de la memoria justificativa de la previsión del extracoste elaborada por el órgano encargado de las liquidaciones de acuerdo con una guía metodológica, de acuerdo con el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico y su normativa de desarrollo, que aprobará la Dirección General de Política Energética y Minas.

En dicha estimación se contempla que se incluya el 50% de la compensación prevista por el extracoste de la actividad de producción en el ejercicio siguiente y, en su caso, la desviación del extracoste de un ejercicio anterior determinada por Resolución de la Dirección General de Política Energía y Minas, que contará con auditoría previa de la Oficina Nacional de Auditoría de la Intervención General de la Administración del Estado, y se definirá un mecanismo para evitar devoluciones o pagos innecesarios.

La demanda de energía eléctrica aumenta un 0,1% en julio y en los siete primeros meses, según REE

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Red Eléctrica de España (REE) explicó además que la demanda bruta se situó durante el mes en 21.104 gigavatios hora (GWh), lo que supone un descenso del 2,5% con respecto al mismo mes de 2013.

En los primeros siete meses del año, corregidos los efectos del calendario y las temperaturas, el consumo también fue un 0,1% superior al del año pasado. La demanda eléctrica en este periodo fue de 142.203 GWh, un 1,3% menos que en el mismo periodo de 2013.

Por su parte, la producción de origen eólico del mes alcanzó los 3.659 GWh, un 28,7% más que en el mismo periodo del año pasado, y supuso el 16,8% de la producción total.

En el mes de julio, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 37,6% de la producción. El 55,3% de la producción eléctrica del mes procedió de tecnologías que no emiten CO2.

En los siete primeros meses del año, la energía eólica se consolidó como la principal tecnología de generación, con un peso del 22,2%, por delante del 21,6% de la nuclear, del 18,8% de la hidráulica, el 12,9% del carbón, el 10% de la cogeneración y otros y el 7,1% de los ciclos combinados.

La CNMC archiva los expedientes sancionadores a Gas Natural Fenosa, Iberdrola y E.ON por una supuesta manipulación de precios eléctricos

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En concreto, estos expedientes se referían a la aparente autoexclusión deliberada del mercado eléctrico diario («pool») de las centrales que utilizan carbón de importación: Guardo 1 (Iberdrola), Meirama (Gas Natural SDG) y Puertollano (E.ON Generación) durante los años 2011 y 2012.

El 18 de julio de 2013, el consejo de la extinta Comisión Nacional de la Energía (CNE) incoó los procedimientos sancionadores por infracción muy grave del Artículo 60.a.15 de la Ley 54/1997, en el que se alude a «cualquier manipulación fraudulenta tendente a alterar el precio de la energía eléctrica o la medición de las cantidades suministradas».

En los expedientes de sobreseimiento y, tras analizar el caso, el consejo de la CNMC concluyó que, «pese a la existencia de indicios de que existió una manipulación fraudulenta del mercado», la finalidad de alterar el precio por parte de las tres compañías «no resulta demostrada con claridad».

Las empresas interesadas alegaron durante el proceso la existencia de fallos de forma en la investigación y que su conducta se debió a las particulares características de las centrales, que cuentan una elevada probabilidad de ver modificados sus programas en la fase del mecanismo de restricciones por garantía de suministro.

Aprobado en 2010, las restricciones por garantía de suministro permiten modificar el programa diario del mercado eléctrico, que se elabora el día anterior, y obliga a quemar determinadas cantidades de carbón nacional.

Ante estos argumentos, el regulador dictó el sobreseimiento del procedimiento sancionador abierto contra las empresas, según indicó el organismo presidido por José María Marín Quemada.

El déficit eléctrico sube un 24,1% en un mes y alcanza los 3.332 millones de euros hasta mayo, según la CNMC

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El organismo señaló también que el coeficiente de cobertura de esta liquidación es del 58,07%, lo que significa que los agentes que tienen reconocidos cobros con cargo al sistema por ahora sólo recibirán ese porcentaje e ingresarán el resto a medida que haya nuevos recursos disponibles.

Desde la primera liquidación correspondiente al ejercicio 2014, los pagos se efectúan de acuerdo con los ingresos percibidos por el sistema eléctrico. Dada la diferencia de calendario entre los ingresos y costes del sistema, y que los ingresos por peajes de acceso correspondientes a lecturas de electricidad de un mes no se reciben completamente hasta tres meses después, en las primeras liquidaciones del año el coeficiente de cobertura es bajo.

Al detalle, los ingresos por peajes de acceso que pagan los consumidores ascendieron hasta mayo a 4.834 millones, un 5,8% inferiores al valor promedio histórico, debido a un consumo en el periodo (78.418 GWh) también inferior en un 3% al valor promedio observado en años anteriores. La diferencia entre la demanda prevista y la demanda registrada se ha reducido un 4,5% respecto a la diferencia registrada en la liquidación anterior.

En total, los ingresos del sistema sumaron 5.058 millones de euros frente a los 8.390 millones de euros de costes reconocidos, lo que arroja ese déficit de 3.332 millones de euros.

El organismo volvió a advertir de la escasa relevancia de la liquidación por el desfase existente entre la declaración de los ingresos y la liquidación de las distintas partidas de coste y que aún no se registraron los ingresos adicionales por aplicación de la ley 15/2012 para acabar con el déficit. Por ejemplo, y en relación con los costes regulados, esta liquidación aún no tiene en cuenta el nuevo esquema retributivo para renovables, cogeneración y residuos.

Al igual que con la evolución del consumo, la diferencia entre los ingresos previstos y los reales registrada cayó un 7,5% con respecto a la liquidación anterior. Por su parte, los ingresos procedentes de los peajes de los generadores fueron similares a las previsiones, mientras que los registrados por la aplicación del artículo 21 de la Orden ITC/1559/2009 resultaron superiores en un 14,5% a los previstos.

Las renovables y la cogeneración suman 4.295 millones de euros

De hecho, la cantidad total a pagar a cuenta a las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial, que a 30 de junio ascienden a 64.432 instalaciones contabilizadas, por todos los conceptos de la liquidación ascendió a 549,9 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente.

La liquidación provisional

a cuenta de la energía generada en el ejercicio 2014 (desde el 1 de enero hasta el 31 de mayo de 2014) para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial ascendió a 4.295 millones de euros, 1.188 millones de euros por encima de lo previsto.

Como consecuencia de los desajustes temporales entre ingresos y costes se aplica un coeficiente de cobertura de 58,07%, por lo que la cantidad a pagar a cuenta a los productores asciende a 546,7 millones de euros.

En esta liquidación se procedió también a la reliquidación de las primas equivalentes, primas, incentivos y complementos, para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial de julio de 2013. La cuantía total de estas reliquidaciones, sumó 3,2 millones de euros, que se incluirá en la liquidación 14 de 2013.

Por otro lado, no se consideró el impacto del nuevo sistema de interrumpibilidad, por lo que el coste por este servicio supera en 51,3 millones de euros al previsto, mientras que el coste de los pagos por capacidad es inferior en 93 millones de euros debido, fundamentalmente, al escaso hueco térmico durante el primer trimestre.

El déficit gasista repunta un 25,7%

Por otro lado, Competencia también publicó la última liquidación del sector gasista que arroja un desfase acumulado de 288 millones de euros hasta mayo, un 51,6% superior al de la misma fecha del año pasado, cuando fue de 190 millones de euros.

Este desajuste es un 25,7% superior, al incrementarse en 59 millones de euros, respecto al registrado en la liquidación anterior, cuando subió hasta 229 millones de euros. Con los ingresos netos de la liquidación se ha obtenido un índice de cobertura del 80% de la retribución acreditada, indicó la CNMC.

Los ingresos brutos declarados por el sector gasista ascendieron a 1.201 millones de euros, mientras que los costes liquidables (costes del sistema que no están sujetos a déficit) resultantes fueron de 48 millones de euros, con lo que se obtuvieron unos ingresos netos liquidables de 1.153 millones de euros, un 6,4% menos que en el mismo periodo del año anterior.

La retribución fija total acreditada a las empresas ascendió a 1.427 millones de euros. Por las actividades de regasificación, carga de cisternas y trasvase de planta de gas natural licuado a buque y puesta en frío se acreditó una retribución variable de 14 millones de euros. Como resultado, se obtuvo una retribución total 1.441 millones de euros, un 1,4% más que en el mismo periodo de 2013.

La energía total suministrada en el periodo de liquidación fue de 123.255 GWh, un 12,7% menos que la suministrada en el mismo periodo del pasado ejercicio y el número de consumidores declarado por las empresas a 31 de mayo de 2014 ascendió a 7,5 millones, con un aumento anual de 81.801 consumidores.

A principios de este mes, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo puso en marcha ya la primera parte de la reforma del sistema gasista para atajar este déficit.

El aeropuerto de Madrid-Barajas renueva la acreditación que certifica la reducción de su huella de carbono

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El aeropuerto madrileño calculó los gases de efecto invernadero producidos por su actividad e implantó medidas como la optimización energética del sistema de transporte de equipajes, la instalación de alumbrado LED o de detectores de presencia en pasarelas y aseos, entre otras iniciativas.

Estas actuaciones permitieron emitir 586,1 toneladas menos de CO2, el principal gas de efecto invernadero, en 2013 en relación al año precedente, según AENOR.

El aeropuerto alcanzó así el nivel 2 del programa «Airport Carbon Acreditation«, auspiciado por el Consejo Internacional de Aeropuertos y creado para reconocer los esfuerzos por reducir las emisiones de dióxido de carbono y validar el plan de gestión de estos gases y las medidas de ahorro energético.

El programa, al que están adheridos de forma voluntaria los principales aeropuertos de Europa, comprende cuatro niveles crecientes de acreditación: Inventario, Reducción, Optimización y Neutralización.

Se trata de una certificación anual para definir compromisos ambientales dentro de un «proceso de mejora continua» en el que los aeropuertos comunican periódicamente sus emisiones de CO2 para determinar qué fuentes son prioritarias y cuáles se pueden reducir.

En España, además de Madrid-Barajas, se encuentran dentro del programa los aeropuertos de Barcelona-El Prat, Lanzarote, Málaga-Costa del Sol y Palma de Mallorca que ya han sido reconocidos con el nivel 1, el de «Inventario».

Enagás prevé que la demanda de gas caiga hasta un 5% durante este año y se recupere a partir del año 2015

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En este sentido, Antonio Llardén señaló que las primeras estimaciones apuntan a un «incremento de la demanda nacional» de gas natural en 2015, relacionada con «un conjunto de factores» que no detalló. Además, el presidente de Enagás subrayó que el operador del sistema prevé que la demanda total transportada, en la que se incluye, además de la consumida en España, la exportada a otros países y la recarga de buques, alcance este año los 410 teravatios hora (TWh), lo que supondría un repunte del 2% con respecto al año pasado.

Incrementa un 2,4% su beneficio

Enagás prevé elevar en torno a un 2,4% su beneficio después de impuestos este año, a pesar del impacto de 120 millones en sus ingresos por la reforma del gas aprobada por el Gobierno. Así lo señaló Antonio Llardén, al presentar los resultados del primer semestre, a la par que indicó que se mantiene el objetivo de que el dividendo para 2014 sea de 1,3 euros por acción, con independencia del «pequeño ajuste fino» a realizar por la reforma. El impacto previsto de 120 millones en sus ingresos por la reforma del gas será afrontada con un mayor control de costes operativos, un menor ritmo de amortización y un incremento del esfuerzo inversor, en el marco del plan estratégico que la compañía gasista ultima para el cuarto trimestre del año, e incrementando la eficiencia energética.

Llardén, que dijo esperar para agosto o septiembre la orden ministerial de desarrollo de la reforma, valoró el nuevo marco regulatorio al permitir solucionar «totalmente» el problema del incipiente déficit de tarifa del sector y contribuir a «garantizar la estabilidad regulatoria del sector gasista». También avanzó que Enagás invertirá este año unos 180 millones. Según explicó, esta cantidad especialmente irá destinado a la inyección de gas colchón del almacenamiento de Yela y a los trabajos en la estación de compresión próxima a Irún para la interconexión con Francia, si bien la finalización de este último proyecto no está prevista hasta 2015. Para 2015, la cifra sería «similar» y se situará en torno a los 160 millones, coincidiendo con el inicio de la construcción de la planta de regasifición de Tenerife.

Negocio peruano impulsa sus beneficios

Enagas ganó 209,9 millones de euros en el primer semestre del año, un 3,9% más que en el mismo periodo de 2013, impulsada por la aportación «positiva» a las cuentas de su participación en Transportadora de Gas del Perú (TgP), propietaria de un gasoducto peruano. La compañía facturó 649,5 millones de euros en la primera mitad del año, un 1,7% menos, afectada por la desconsolidación de sus participaciones en BBG y Altamira como consecuencia de la aplicación de las nuevas normas contables. Así, una vez descontado este efecto, los ingresos operativos habrían repuntado un 1,9%. El resultado bruto de explotación (ebitda) de Enagás subió un 0,6% en este periodo, hasta los 504,5 millones de euros.

Durante la primera mitad del año 2014, la demanda de gas transportada por el gestor, un indicador que incluye tanto la demanda interna como la exportaciones y la recarga de buques, se situó en 201.048 gigavatios hora (GWh), un 0,1% inferior a la de un año antes. Por sectores, la demanda nacional descendió un 12%, mientras que el gas transportado por el sistema pero no consumido en España repuntó un 72%, animado por el mejor comportamiento del tránsito hacia Portugal y las cargas de buques frente al descenso en exportaciones.

Los ingresos totales de Enagás retrocedieron un 1,7% hasta junio, al situarse en 638,4 millones, mientras las inversiones realizadas fueron de 419,1 millones, un 17,5% más que en los seis primeros meses de 2013. Esta cifra supone cumplir con el objetivo de inversión para todo el año. Del total de la inversión, aproximadamente el 9% se destinó a España y el 91% a inversión internacional.

La cifra de inversiones incluye la adquisición del 22,38% de la peruana TgP por importe de 373 millones. El acuerdo alcanzado en su momento contempla la venta posterior del 2,38% de TgP y la compra del 30% de Coga, compañía responsable de la operación y mantenimiento del sistema de transporte de TgP. Además, la compañía gasista recordó que el pasado 30 de junio se adjudicó el proyecto Gasoducto del Sur peruano, donde tiene una participación del 25% y en el que invertirá en torno a 250 millones de dólares, aproximadamente unos 185 millones de euros.

Al cierre de junio, la deuda financiera neta de Enagás ascendía a 3.691,7 millones de euros, lo que se sitúa ligeramente por encima de los 3.508 millones de un año antes. Con este dato, el ratio de apalancamiento al finalizar el mes de junio se situó en el 63,2%. El coste neto medio de la deuda a 30 de junio se situaba en el 3,1%, por encima del 2,9% de hace un año, pero «en línea con lo esperado», según el grupo presidido por Llardén.

La luz subirá entre julio y diciembre, aunque en el acumulado anual «habrá disminuido», según asegura Soria

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Soria detalló que España tiene la electricidad más cara de Europa, a excepción de países aislados como Chipre, Malta o Irlanda, extremo que ha achacado a que «los ingresos del sistema eléctrico han sido insuficientes para hacer frente a los costes del sistema».

Así, indicó que los costes del transporte y la distribución de la luz, así como el sistema de incentivos de energías renovables repercuten en la factura, a lo que se añade el coste de los sistemas extrapeninsulares, una energía más cara que se sufraga en todos los recibos «porque el coste tiene que ser el mismo en todas partes».

«Todos estos costes se han disparado en los últimos diez años y los ingresos han sido inferiores a lo previsto», detalló Soria, que subrayó además que España tiene la capacidad de generar 105.000 megavatios cuando el año de mayor demanda no se llegó a consumir ni 40.000, «lo que supone un exceso de capacidad instalada que hay que pagar en la factura».

Soria aseguró que «a los operadores del sector no les gusta el conjunto de medidas adoptadas», pero se han tomado porque con la reforma eléctrica «se ha intentado ver cuál es el interés general, y es que el coste de la electricidad sea lo más similar posible al de nuestros consumidores».

José Manuel Soria se refirió al sistema de producción de energías renovables en España, donde el país «es una referencia y una fortaleza» ya que se empezó a apostar por ellas «en un momento muy temprano».

Según dijo, eso provocó que los consumidores «tengan que pagar el sobrecoste» y es un extremo que también «explica los incrementos en el coste de la electricidad de los últimos años», pero el arraigo de las renovables en España vaticina «un futuro brillante».