Endesa invierte más de 200.000 euros en mejorar la calidad del suministro eléctrico en Radazul (Tenerife) y en Binéfar (Huesca)

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EFE.- Endesa ha realizado una inversión de 100.000 euros para la instalación de nuevos sistemas de protección, control y telemando en la red eléctrica de distribución que suministra energía a la localidad oscense de Binéfar. Asimismo, la compañía invertirá casi 120.000 euros para mejorar el suministro eléctrico de Radazul, en El Rosario (Tenerife), en una actuación que consiste en habilitar una segunda vía de conexión para 8 centros transformadores que quedarán conectados en configuración de anillo.

Además se reformará uno de ellos para equiparlo con nuevos dispositivos dotados de prestaciones tecnológicas de última generación, según Endesa. Con este enlace se modifica el trazado de la línea, que se configurará en lo que en el argot eléctrico se denomina anillo. La conexión entre los centros de transformación se realizará mediante una nueva línea de media tensión subterránea, de una longitud de 1.408 metros con cable de 12/20 KV (kilovoltios). Gracias a este nuevo tramo mejorará la rapidez de actuación ante potenciales averías.

En los últimos años, la población de El Rosario aumentó principalmente en la zona costera del municipio, concentrando casi la mitad de sus habitantes en Radazul y Tabaiba. En este contexto de dinamización local, Endesa pone en marcha una obra para reforzar el suministro de un área en expansión que requiere un servicio eléctrico de calidad para afianzar su crecimiento.

Invierte 100.000 euros en Binéfar

Por su parte, la actuación en Binéfar servirá para mejorar la calidad de suministro de 1.100 clientes, según estimó la compañía eléctrica. La instalación de los nuevos equipos y sistemas, que se ha llevado a cabo en las líneas de 25 kilovoltios Binéfar-Altorricón y Binéfar-San Esteban, servirá para mejorar la fiabilidad y para facilitar la reposición del suministro en caso de que se produzca alguna incidencia en la red de media tensión de la zona. La inversión realizada forma parte del conjunto de actuaciones llevadas a cabo por Endesa en su ámbito de distribución con el objeto de renovar la red eléctrica de media tensión.

La central térmica de Compostilla, propiedad de Endesa, vuelve a funcionar tras más de 100 días parada

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EFE.- La central térmica de Compostilla, propiedad de Endesa en Cubillos del Sil (León), ha vuelto a ponerse en marcha después de 105 días sin actividad tras su decisión de comprar carbón autóctono. Así, los grupos 3 y 5 han comenzado a producir, debido a que el mercado ha demandado energía por la falta de otras fuentes alternativas, según indicaron fuentes de la empresa.

La producción de los grupos de 337,2 MW de potencia instalada y 355,9 MW, respectivamente, se irá ajustando a las pautas del mercado. La eléctrica confirmó el acuerdo anunciado con la empresa Minera Asturleonesa por el que Endesa adquirirá, a lo largo de los próximos 6 meses, 90.000 toneladas de carbón, lo que le da una viabilidad a la firma minera de un año. Sin embargo, no se ha resuelto aún el acuerdo con Unión Minera del Norte (UMINSA) y con Hijos de Baldomero García (HBG) para comprar su carbón, aunque Endesa asegura que siguen los esfuerzos para acercar posturas. De no conseguirlo, los trabajadores aseguran que volverán a concentrarse a las puertas de la central para forzar el acuerdo.

Las importaciones netas de gas natural a España crecen un 40% en agosto

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Redacción / Agencias.- Las importaciones netas de gas natural alcanzaron los 29.441 gigavatios hora (GWh) en agosto, lo que representa un incremento del 40,1% con respecto a agosto del año pasado, según datos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores). En concreto, las de gas natural licuado (GNL) se duplicaron, al crecer un 157,8%, frente a la caída del 23,9% que hubo en las efectuadas por gasoducto.

Las importaciones de gas natural se situaron en 31.572 GWh, un 20% más frente a 2016. Las entradas de GNL superan a las de gas natural y representan un 60,7% del total, alcanzando el máximo peso del GNL en las importaciones desde septiembre de 2012. Por ello, en agosto aumentaron las importaciones en todas las zonas geográficas a excepción de África, de donde cayeron un 47%, destacando el nuevo mínimo anual de Argelia, que cayó un 51,9%, hasta los 8.493 GWh. Así, presentaron fuertes ascensos las importaciones procedentes de Oriente Medio (+905,7%), donde Qatar registra su máximo histórico (9.055 GWh) multiplicando por 10 sus importaciones, América (+262,6%) y Europa (+113,4%).

En el acumulado anual, las importaciones netas de gas aumentaron un 13% y alcanzaron los 228.004 GWh. Los principales suministradores de gas natural a España en 2017 son Argelia, con un 46,1% del total, y Nigeria, con el 14,9%, pese a la caída que experimentan las importaciones de ambos países, seguidos de Qatar, cuyas importaciones representan el 10,7%, y Noruega, que supone el 10,4%. En este sentido, las importaciones netas de gas realizadas por gasoducto alcanzaron los 109.200 gigavatios hora (GWh) entre enero y agosto de 2017, lo que representa un incremento del 1,6% respecto a idéntico periodo de 2016.

Mientras, las exportaciones de gas desde España experimentaron un nuevo descenso interanual, con una caída del 59,8% con respecto a agosto de 2016, situándose en 2.131 GWh. En agosto disminuyeron las que se hacen por gasoducto un 60,7%, aunque aún así supusieron en el mes el 96,6% del total, y prácticamente se mantuvieron las de gas natural licuado (GNL), que avanzaron un 0,04%. Los destinos de las exportaciones durante lo que va de año son únicamente las regiones de Europa y Euroasia. En el acumulado anual las exportaciones han descendido un 31,7%, y un 98,2% de ellas se ha hecho por gasoducto y el 1,8% restante en gas natural licuado.

Abengoa negocia con 3 compradores la venta de su participación del 41,5% en su filial estadounidense de renovables Atlantica Yield

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EFE.- Abengoa mantiene conversaciones para vender el 41,5% que tiene en Atlantica Yield a 3 posibles compradores, la mayoría fondos de inversión, unas conversaciones que se encuentran avanzadas y que harían que la operación se pudiera cerrar en próximas semanas, según fuentes cercanas a la operación.

La filial estadounidense de Abengoa, dedicada a la gestión de plantas renovables, es uno de los activos de los que la compañía, que consiguió eludir el concurso de acreedores tras llegar a un acuerdo de reestructuración de su deuda con los principales acreedores, tiene previsto desprenderse para refinanciar su deuda. En el plan de viabilidad de Abengoa se valoraba a la compañía por encima de los 900 millones de dólares (unos 768 millones de euros). El precio de la venta sería su valor más una prima de cuasi-control, ya que aunque la participación no alcanza el 50%, si está próximo a ese porcentaje que da el control de la compañía.

Los compradores: fondos de inversión

Entre los posibles compradores de esa participación de Abengoa en Atlantica Yield, el diario Expansión ha publicado que está Brookfield Reneweable, un gestor de infraestructuras renovables que forma parte del fondo Brookfield y con el que Abengoa está negociando para venderle ese porcentaje por 700 millones de euros. Otros nombres que han circulado con anterioridad para hacerse con Atlantica Yield son los de Starwood Energy, Pinnacle West Capital y BlackRock.

El tiempo de los cambios de suministrador de luz y gas se redujo hasta marzo

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EFE.- Los tiempos medios de cambio de comercializador de electricidad y gas se han reducido en el primer trimestre de 2017, y fueron en ese periodo de 10,6 días para la electricidad y de 12,1 días para el gas, según un informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El informe de Supervisión de los Cambios de Comercializador de la CNMC correspondiente al primer trimestre señala que en el sector eléctrico el tiempo medio para cambiar de suministrador ha pasado de 11 días en los tres últimos meses del año pasado y de 11,9 días en 2016 a 10,6 en los tres primeros de 2017.

En el caso del sector gasista, también se han rebajado y han pasado de 12,6 días en el trimestre anterior y 14,1 días en 2016 a 12,1.

El informe señala que los tiempos medios desde que se recibe la solicitud de cambio varían en función de si el distribuidor está integrado con el comercializador y en el caso de la electricidad cuando el cambio lo activa la distribuidora del mismo grupo empresarial puede haber de cuatro a cinco días menos de diferencia.

La tasa de cambio de comercializador (cociente entre el número de cambios activados y el número de puntos de suministro) del primer trimestre de 2017 fue del 3,1% en el sector eléctrico y del 2,7% en el sector gasista, en el primer caso un 0,3% superior a la del cuarto trimestre y en el segundo un 0,3% inferior.

Los rechazos de cambio de comercializador se incrementaron en el primer trimestre del año, con una tasa del 9,7% en el sector eléctrico y del 19,5% en el de gas.

En el caso de la electricidad, ha aumentado con respecto a los últimos tres meses del año pasado, en que la tasa fue del 9,1%, si bien es inferior a la de todo 2016, en que se situó en el 10,4%.

Iberdrola Distribución fue en el primer trimestre de 2017 la compañía con la tasa de rechazo más baja -un 7,4%- por tercer trimestre consecutivo.

En el caso del sector gasista, la tasa de rechazo de cambios ha subido al 19,5% frente al 17,7% en que se situó en el último trimestre de 2016 y un 18,9 % en el conjunto de ese año.

Según indica el informe, el aumento se explica por la elevada tasa de rechazo de Gas Natural y el incremento que ha habido en el área de distribución de EDP por la reordenación de activos de distribución por parte de Naturgas y EDP.

Los movimientos de comercializadoras de referencia (que aplica el Precio Voluntario del Pequeño Consumidor (PVPC), la tarifa regulada) a libres representaron el 30,7% de los cambios y del mercado libre a las de referencia el 7,9%.

La mayoría de los movimientos de comercializadores de referencia a libres tuvieron como destino comercializadores del mismo grupo (el 72,7%).

En el sector gasista prevalecen los cambios entre comercializadores libres (el 86,9%), mientras que los cambios de comercializadoras de último recurso a libres sólo supone un 11,5%.

Al finalizar el primer trimestre de 2017, el mercado eléctrico estaba compuesto por 29,1 millones de puntos de suministro y el mercado gasista por 7,7 millones.

En el mercado libre, las comercializadoras de los cinco grandes grupos energéticos suministraban el 89,5% de los puntos de electricidad y el 99,2% de los de gas.

Ballenoil, propietaria de una red de 90 gasolineras, traslada su sede social desde Castelldefels (Cataluña) a Alcobendas (Madrid)

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EFE.- La compañía Ballenoil, que tiene una red de 90 gasolineras y 65 centros de lavado en toda España, ha acordado trasladar su sede social desde Castelldefels (Barcelona) a sus oficinas centrales de Alcobendas (Madrid). Esta empresa ha explicado que la medida se adoptó el pasado septiembre debido al «contexto político que se vive en Cataluña» y «de acuerdo con la estrategia de crecimiento del grupo». Ballenoil, que pertenece al grupo Progeral, prevé superar a finales de año las 100 estaciones de servicio.

Los precios del petróleo se desploman un 2,5%

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Europa Press.– Los precios del petróleo recortaban las ganancias acumuladas en los últimos meses al desplomarse, a ambos lados del Atlántico, un 2,5%, en un contexto de retorno de las preocupaciones por el exceso de oferta de crudo global. Concretamente, el Brent, de referencia en Europa, retrocedía en torno a un 2,5% hasta cotizar en 55,52 dólares por barril. Por su parte, el West Texas, la referencia estadounidense, dejaba atrás el umbral psicológico de los 50 dólares y cotizaba en 49,29 dólares por barril.

De esta forma, el Brent ha perdido más de un 4% de su valor en las últimas sesiones. El retorno de las preocupaciones por el exceso de oferta de crudose corresponde con los crecientes niveles de las exportaciones de crudo estadounidense que aumentaron a casi 2 millones de barriles diarios. Otros factores son la reapertura del mayor yacimiento petrolífero de Libia, la reciente fortaleza del dólar o el impacto que pudiera tener sobre la producción de petróleo la tormenta tropical Nate en la Costa de México. BP y Chevron anunciaron la interrupción en todas sus plataformas, mientras que Royal Dutch Shell o Anadarko Petroleum suspendieron parte de su actividad.

Las obras de la central hidroeléctrica de bombeo Chira-Soria podrían comenzar en 2018 en Gran Canaria

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EFE.- Las obras de la central hidroeléctrica Chira-Soria, que proyecta la empresa Red Eléctrica de España en el sur de Gran Canaria, podrían comenzar en 2018, según adelantó el presidente del Cabildo de Gran Canaria, Antonio Morales. La central hidroeléctrica reversible Chira-Soria tendrá una potencia instalada de 200 megavatios, requerirá una inversión de 320 millones de euros y creará 500 puestos de trabajo directos durante la obra y otros 1.500 indirectos, según indicó Red Eléctrica.

Concebida como un almacén de energía, Chira-Soria tiene dos embalses a cotas diferentes, para que en las horas de menor consumo eléctrico se aproveche la energía eólica para bombear el agua del embalse inferior al superior, donde queda almacenada hasta que se deja caer hacia las turbinas cuando la demanda de energía es mayor. Morales ha recordado que el proyecto con el que se encontró el actual gobierno del Cabildo «perseguía solo la eficiencia de la gestión y la optimización de la empresa que había sido adjudicataria», inicialmente Endesa, y ha agregado que luego se produjo un cambio en la normativa que obligó a que fuese Red Eléctrica de España la que asumiera su realización,

«El nuevo adjudicatario nos planteó mejoras con las que coincidimos, porque la intención no puede ser otra que la central sirva como una gran pila para el almacenamiento de la energía, y eso obligaba a la modificación de las turbinas para permitir la penetración de un 70% de las energías renovables», ha apuntado Morales, que explicó que ya se han hecho «las modificaciones necesarias. En este sentido, indicó que “hay propuestas que afectaban al territorio», y ha agregado que se han encauzado y solventado «de forma adecuada para que fueran compatibles con las normativas medioambientales».

El Gobierno desoye a la industria: la próxima subasta de interrumpibilidad solo cubrirá 5 meses en lugar de un año

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Europa Press / EFE.- El Ministerio de Energía ha limitado el periodo que cubrirá la próxima subasta de interrumpibilidad a 5 meses, en lugar de la adjudicación por un año, como era habitual. Sindicatos y partidos políticos llevan tiempo pidiendo que la subasta de interrumpibilidad vaya más allá del año para dotar de más estabilidad a la industria que se beneficia de los pagos del servicio interrumpible, integrada por empresas grandes consumidoras de electricidad.

Según consta en el proyecto de orden que modifica la anterior orden por la que se regula el mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, que ha sido remitido a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), el periodo de entrega para el procedimiento de subastas será el comprendido entre el 1 de enero y el 31 de mayo de 2018. No obstante, el gabinete dirigido por Álvaro Nadal abre la puerta a que posteriormente puedan celebrarse otras subastas durante 2018.

El Ministerio considera que este plazo es «más adecuado y se ajusta más eficazmente al contexto energético en estos momentos», teniendo en cuenta que se contempla una reforma de los actuales mecanismos de capacidad para adaptarlos a la normativa comunitaria, cuya asignación deberá producirse mediante mecanismos competitivos, «tal y como indica también el informe sobre la investigación sectorial sobre los mecanismos de capacidad, publicado por la Comisión Europea en noviembre de 2016», añade. Además, señala que tras la adjudicación de más de 8.000 megavatios (MW) de potencia renovable, que serán ejecutados en los próximos dos años, se requiere una adaptación de los mecanismos actuales de cobertura y gestionabilidad «en concordancia con los compromisos europeos adquiridos«.

Asimismo, se excluyen del ámbito de aplicación del servicio de disponibilidad las instalaciones de generación hidráulica, debido a la escasez actual de las reservas y a la incertidumbre futura sobre la evolución de las precipitaciones. Por otra parte, la retribución del servicio de interrumpibilidad estará constituida por dos términos, uno fijo asociado a la disponibilidad de potencia y otro variable asociado a la ejecución efectiva de la reducción de potencia. Con la reforma energética, el Gobierno creó un sistema de subastas para repartir el servicio de interrumpibilidad, por el que los grandes consumidores de electricidad reciben un incentivo por modular su consumo en momentos de saturación en el sistema eléctrico.

La primera subasta, celebrada a finales del 2014, generó críticas de varias empresas, especialmente de Alcoa, que amenazó con el despido de trabajadores si no obtenía un precio competitivo para la electricidad. Industria realizó una nueva puja que mejoró las condiciones para estas empresas, que ahora reclaman la compra de bloques de megavatios de menor tamaño y periodos más largos para el servicio de interrumpibilidad. La última subasta de interrumpibilidad, celebrada en noviembre del año pasado, se saldó con un coste total para el sistema eléctrico de 525 millones de euros y potencia para todos los participantes en la puja.

Por su parte, el secretario general de la Sección Intercentros de CCOO en Alcoa, José Manuel Gómez de la Uz, también maneja otros datos sobre los cambios que prevé el Gobierno central para la próxima subasta de la tarifa eléctrica, que tienen que ver con el sistema de pagos del servicio y con las razones por las que Red Eléctrica de España (REE) podría requerir un «apagón». Las medidas gubernamentales podrían tener que ver con la necesidad de ajustar el sistema de concesión del servicio de interrumpibilidad a los criterios que exige la Unión Europea.

Alcoa, ArcelorMittal y AZSA son algunas de las principales beneficiarias de los pagos del servicio de interrumpibilidad. Ante estos cambios, y «con todas las reservas», José Manuel Gómez de la Uz quiere trasladar un mensaje de tranquilidad a la plantilla de Alcoa, a la espera de poder confirmar que la idea del Gobierno central sea la de ganar tiempo para mejorar posteriormente las condiciones del sistema tarifario y lograr el aval de la Unión Europea. Por su parte, fuentes de la multinacional del aluminio aseguraron que están analizando los cambios que se anuncian para la subasta del servicio de interrumpibilidad.

Por otro lado, la sección sindical de UGT en Alcoa considera que los cambios que se apuntan suponen «una falta de compromiso del Gobierno estatal con la industria nacional». El sindicato asegura que se trata de una subasta eléctrica de «transición» para 5 meses mientras termina de confeccionar un marco energético mejor del que hay actualmente para la industria. «La reforma del actual marco energético es una reivindicación sindical que llevamos exigiendo y luchando mucho tiempo», sostiene UGT que, sin embargo, considera que no tiene que haber una subasta transitoria sino un nuevo marco energético que dé estabilidad y competitividad.

La Junta de Andalucía propone impulsar el eje de transporte eléctrico Caparacena-Baza-La Ribina para cubrir “el mayor hueco del país”

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EFE.- La Junta de Andalucía ha reivindicado al Ministerio de Energía la necesidad de impulsar el eje de transporte eléctrico Caparacena-Baza-La Ribina, una conexión entre Almería y Granada que cubriría el «mayor hueco» de la península y evitaría que el 60% de municipios pierdan proyectos empresariales.

El consejero andaluz de Empleo, Empresa y Comercio, Javier Carnero, ha presentado el trabajo elaborado para justificar, como solicitó el Ministerio de Energía, la necesidad de incluir en el Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica esta red de las provincias de Granada y Almería. El proyecto supera la década de tramitación y reivindicaciones y, aunque el Gobierno central lo excluyó en 2015, el ministro Álvaro Nadal se comprometió este año con la Junta a incluirlo, tras lo que pidió el informe ya remitido al Ministerio.

El eje para conectar el transporte de energía entre Caparacena y Baza (Granada) y La Ribina (Almería) tendría un coste de unos 139 millones de euros y, según el director de planificación de la Agencia Andaluza de Energía, Jorge Jiménez, cubriría un «hueco enorme, el mayor de la península» en transporte eléctrico. Entre los datos del informe remitido al Gobierno, elaborado con la colaboración de las Diputaciones de Granada y Almería, Carnero ha resaltado que el 62% de los municipios del área hayan perdido proyectos empresariales por la carencia eléctrica.

Ha destacado además que el déficit «es claro y evidente» y se refleja en «una mancha en el sudeste que no es concebible». También ha recalcado que sin energía los municipios afectados no pueden afrontar su desarrollo, del que depende la economía y el empleo. «El 90% de los municipios creen que no tienen condiciones para su desarrollo y el 94% que el eje lo permitirá», desgranó el consejero, que apuntó que la falta de suministro condiciona el desarrollo turístico de zonas como la Costa y la Alpujarra. «Que en 2017 se caiga un proyecto por falta de energía no es de recibo», resumió Carnero.

Una vez que la Junta ha remitido al Gobierno el informe justificativo, el proyecto debe aprobarse en el Consejo de Ministros para sumar los 8 meses de licitación y otros 10 meses de construcción de la red para unir las subestaciones actuales en Granada y Almería. Carnero ha recalcado que a Red Eléctrica «también le interesa» que el proyecto salga y ha destacado la necesidad de aprobarlo antes del próximo diciembre para evitar que caduquen en 2019 los informes de impacto ambiental de empresas como Capital Energy, dispuesta a invertir en la comarca de Baza 400 millones en energía eólica.