El déficit eléctrico provisional asciende a 1.555,2 millones de euros hasta julio, 304,5 millones menos de lo previsto

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Redacción / Agencias.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de las actividades reguladas son superiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 1.555,2 millones de euros en los siete primeros meses del año, 304,5 millones menos de lo previsto, según la séptima liquidación mensual del sector eléctrico, de energías renovables, cogeneración y residuos y del sector del gas natural, realizada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Según Competencia, esta reducción en el déficit se debe a la evolución favorable de los ingresos por peajes de acceso y cargos en 50,3 millones de euros y de la menor retribución adicional y específica de los sistemas no peninsulares en 261 millones de euros. En concreto, el consumo eléctrico registrado en la liquidación fue de 122.825 gigavatios hora (GWh), un 2,1% superior al valor promedio observado en años anteriores; mientras que los ingresos por peajes de acceso y cargos de consumidores ascendieron a 7.124 millones de euros, un 0,7% superiores al valor promedio histórico, esos 50,3 millones de euros. En este sentido, los costes regulados fueron 231,5 millones de euros inferiores a los previstos.

Como consecuencia de los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, contemplados en el artículo 19 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, es necesario aplicar un coeficiente de cobertura del 81,62%, frente al 81,63% de la anterior, a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación. En cuanto a las energías renovables y al sector de la cogeneración, en la liquidación de julio la CNMC gestionó la liquidación de 63.638 instalaciones del total de las inscritas en el Registro de Régimen Retributivo Específico del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, y que tienen derecho a retribución específica.

La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada en los 7 primeros meses del año, con cargo a las Liquidaciones de las Actividades Reguladas del Sector Eléctrico, se elevó hasta los 4.146,2 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente. Asimismo, la cantidad a pagar a cuenta a los productores de renovables en la séptima liquidación asciende a 506,14 millones de euros, antes de IVA.

Por otro lado, la liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado (PGE) asciende a 39,875 millones de euros, antes de impuestos. La CNMC indicó que al cierre de la liquidación se han recibido ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicadas en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores en la liquidación séptima asciende a 5,860 millones de euros, antes de impuestos.

En cuanto al sector gasista, el déficit registrado fue de 249 millones de euros, frente al déficit de 240 millones de euros en el mismo periodo del 2016. Así, teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, se tiene un índice de cobertura del 85,1% de la retribución acreditada. Los ingresos declarados por las empresas al sistema de liquidaciones por facturación de tarifas, peajes y cánones ascendió a 1.561 millones de euros, un 1,6% más que en el mismo periodo del 2016, con un descenso de ingresos por término de conducción y, en sentido contrario, con el incremento de los ingresos por reserva de capacidad y por peaje de regasificación.

Mientras, los costes liquidables del sistema ascendieron a 28 millones de euros, un 30,7% superiores a los del mismo periodo del ejercicio anterior, debido principalmente al aumento del coste de adquisición del gas de operación en el Mercado Organizado de Gas. Por tanto, teniendo en cuenta los ingresos existentes, se obtuvieron unos ingresos netos declarados de 1.533 millones de euros.

La retribución total fija acreditada a las empresas ascendió a 1.649 millones de euros. Por las actividades de regasificación, carga de cisternas, trasvase de GNL y puesta en frío de buques se acreditó en esta liquidación una retribución variable de 17 millones de euros. Como resultado, se tiene una retribución total acreditada de 1.666 millones de euros, un 2,1% inferior a la del año anterior.

Por su parte, la demanda nacional de gas este año facturada hasta el 31 de julio, ascendió a 168,9 teravatios hora (TWh) incluida carga de cisternas desde plantas (6,2 TWh), lo que supone un descenso del 1%. El número de consumidores declarado por las empresas distribuidoras al cierre del pasado 31 de julio fue de a 7,76 millones, con un aumento interanual de 80.940 consumidores, un 1,1% más, de los que 1,63 millones se suministraron con tarifa de último recurso.

Aragón cree que la regulación energética debe incluir a la Térmica de Andorra

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EFE.- El Gobierno de Aragón ha remitido al Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital sus aportaciones a los procesos de consulta pública previos a la elaboración de sendas regulaciones del sector energético, donde, entre otras cosas, insta que permanezca operativa la Central Térmica de Andorra, en Teruel.

A través de la Dirección General de Energía y Minas del Departamento de Economía, Industria y Empleo, el ejecutivo autonómico ha trasladado al ministerio su opinión de que el mantenimiento de la actividad de la Central Térmica de Andorra es «no sólo oportuno, sino absolutamente necesario».

En el documento se asegura que el cierre de la central supondría «la pérdida de una garantía de suministro para el sistema, más aún cuando en el horizonte parece atisbarse un principio de recuperación económica y por tanto de actividad industrial y mayores consumos energéticos».

Pero también el cierre de una unidad de producción que tiene el carbón a escasos kilómetros, «sin depender por tanto de suministros de importación sujetos a posibles desabastecimientos».

E inciden en la «gran repercusión» que para la economía de toda la provincia tiene la actividad minero-eléctrica, que genera en torno a 3.500 empleos directos e indirectos en un territorio con una de las menores densidades de población en Europa.

La Unión Europea obliga a ejecutar una serie de inversiones en la Térmica de Andorra para disminuir las emisiones contaminantes y, en caso contrario, fija la fecha de junio de 2020 para que mantenga su actividad.

En la consulta del ministerio se pregunta por los procedimientos que deberían seguirse en el supuesto de que el titular, en este caso Enel a través de Endesa, solicite el cierre de una central que es necesaria para el sistema.

El Gobierno de Aragón recuerda a este respecto que si Red Eléctrica Española (REE) considera que la continuidad de una central es necesaria para el sistema, el Ministerio puede denegar la solicitud de cierre.

Si no se consideran de esta forma, existen otras posibilidades, como la retribución de pagos por capacidad, de tal forma que la central continúe estando disponible a disposición de las necesidades del sistema. Y también se puede llega a un acuerdo con la propietaria de la central para asumir los costes derivados de la «hibernación» de la misma, de tal forma que no tuviera repercusión negativa en su cuenta de resultados.

Aunque el ejecutivo reconoce que estas fórmulas «difícilmente» permitirían mantener el empleo actual en central o en las minas.

Goldman Sachs pone números al terremoto regulatorio sobre el sistema eléctrico de España que el Gobierno piensa desencadenar en 2019

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Javier Angulo.- Una reunión con responsables del Ministerio de Energía y el consecuente informe de Goldman Sachs sobre las conclusiones. Así caduca el mantra enarbolado por la Administración Rajoy de que las medidas puestas en marcha por el binomio Soria-Nadal servían para aportar estabilidad al sistema eléctrico. Se avecinan nuevos recortes retributivos en las actividades reguladas y la recomendación de la entidad financiera estadounidense es clara: invertir en las utilities españolas no es buen negocio: caerán un 8% de media hasta 2025.

A nivel bursátil, Goldman Sachs considera que el mercado no está descontando el impacto sobre las cuentas de las compañías energéticas que puede producirse a raíz de la revisión regulatoria que se producirá a finales de 2019, al finalizar el primer periodo regulatorio de 6 años establecido por el Gobierno en la denominada como reforma energética, con los consiguientes efectos sobre los ingresos percibidos por redes y renovables. Un nuevo ajuste contable que viene a sumarse a la reforma de 2013, con un impacto aproximado de 10.000 millones de euros para enjugar el déficit tarifario.

Tal y como ha manifestado el ministro de Energía, Álvaro Nadal, y pudo corroborar ante los enviados de Goldman Sachs el secretario de Estado de Energía, Daniel Navia, la intención del Gobierno es aplicar en su literalidad la Ley del Sector Eléctrico de 2013 y mantener la rentabilidad razonable, establecida para las actividades reguladas, ligada al rendimiento del bono español a 10 años más 300 puntos básicos, eso sí, calculándose en cada momento de revisión retributiva y desde las perspectivas de las instalaciones tipo bien gestionadas. En consecuencia, el recorte retributivo que el Gobierno ejecutará para las redes de transporte y distribución de electricidad en el período regulatorio 2020-2025 puede alcanzar un recorte de la rentabilidad de un 40%. Igualmente, y por el mismo procedimiento, salen mal paradas las renovables, con un nuevo ajuste de hasta un tercio en su rentabilidad.

En este sentido, Goldman Sachs aconseja ser cautelosos con las compañías energéticas españolas y cambia directamente su consejo sobre Acciona, donde ahora mantiene una posición neutral y en la que hasta ahora venía recomendando entrar a los inversores. Más tajante es su cambio de postura con Red Eléctrica de España. La compañía presidida por José Folgado puede ser una de las grandes damnificadas de los nuevos recortes al depender en gran medida de su retribución como operador del transporte, tras sortear las reformas anteriores. Por ello Goldman Sachs aconseja vender las participaciones en la compañía. En el resto de utilities, mantiene una postura neutral respecto a Enagás e Iberdrola, mientras que aconseja abandonar posiciones en la compañía lusa EDP, en Endesa y Gas Natural Fenosa.

Precisamente la principal perjudicada en Bolsa desde que se conoció el informe de Goldman Sachs es Gas Natural Fenosa, con una caída acumulada en las dos últimas sesiones del 3,08%, similar al 3,07% perdido por Red Eléctrica. Por su parte Acciona ha caído un 2,75% en las dos últimas sesiones, acercándose a perder los 70 euros por acción, mientras que Endesa perdió un 1,78%, poniendo en peligro los 20 euros pero en unos números que no llaman especialmente la atención al situarse en cifras muy similares a las de Iberdrola, que con un negocio más internacional también cayó un 1,76%.

Otro de los aspectos señalados por Goldman Sachs en su informe es que la nueva potencia renovable subastada durante este año, que debería comenzar a operar antes de 2020 para cumplir los objetivos europeos, supondrá introducir una mayor presión a la baja sobre el precio del mercado mayorista de electricidad (pool) por el aluvión de megavatios de energía eólica y fotovoltaica. Por ello, ante estas perspectivas, Goldman Sachs subraya que no hace “ninguna recomendación de comprar en la región” y, al contrario, recomienda vender, principalmente EDP y Endesa, donde calcula un riesgo de caída de rentabilidad de hasta el 15%.  De hecho, la caída media de rentabilidad en las empresas del sector que se anticipa es del 8%, dependiendo el mayor o menor impacto de su exposición al mercado español y su participación en las actividades afectadas por esta revisión retributiva que prepara el Gobierno.

El Big Data se configura como una herramienta indispensable para frenar el fraude energético en la red de distribución

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Redacción.- En 2016 se detectaron 110.00 casos de fraude energético en la red en distribución en España, un 32% más que en 2015, que provocaron más de 150 millones de euros de pérdidas, según datos de la CNMC. El IIC, (Instituto de Ingeniería del Conocimiento), usando técnicas de Big Data y analítica predictiva, colabora con las compañías eléctricas y de gas para detectar y frenar el fraude energético y optimizar el servicio.

Para ello emplea tecnología propia que se adapta y renueva según las necesidades específicas de cada problema. El sistema se amolda a los distintos tipos de distribución de energía y a las diferentes zonas geográficas. Julia Díaz, directora de Innovación en el IIC, afirma que actualmente el Big Data es la forma más eficaz para acabar con el fraude. “Aplicando técnicas de Big Data y utilizando análisis predictivo es posible ofrecer a las compañías información muy específica de los posibles casos de fraude y optimizar así los recursos. Con la observación de patrones de comportamiento de los usuarios podemos predecir cuáles son potencialmente sospechosos de cometer incidencias en la red energética, lo que ayuda enormemente en las campañas de inspección”.

Normalmente, las distribuidoras realizan controles periódicos a empresas y viviendas particulares. Con el análisis exhaustivo de los datos de cada usuario y la posibilidad de predecir comportamientos gracias al histórico, tarifas, etc… el IIC guía a los inspectores para acudir a aquellos sitios que podrían estar cometiendo alguna falta. El análisis de datos también puede aplicarse a los contadores inteligentes, que proporcionan a la compañía los datos en tiempo real.

Enganches y manipulación del contador

Dentro de las incidencias pueden establecerse dos categorías: actuaciones que inciden sobre la red del distribuidor, como enganches directos a la red, e intervenciones sobre los equipos de medida, como la manipulación del contador. El fraude energético puede producirse a nivel residencial o industrial. Para Julia Díaz, establecer un perfil del defraudador es complicado puesto que es muy variado y entran en juego muchas variables. No obstante, según los datos del IIC, en España en el sector empresarial son las pymes las que más comenten este tipo de faltas. “Aquí, contrariamente a lo que se puede pensar, la gran mayoría del fraude viene de empresas o usuarios con consumo no muy elevado”, explica la directora.

El IIC (Instituto de Ingeniería del Conocimiento) es una entidad privada de I+D+i especializada en la extracción de conocimiento a partir de grandes volúmenes de datos heterogéneos (Big Data) y la optimización de procesos empresariales en campos como la banca, la salud, los medios sociales, la energía y la gestión del talento en RR. HH. El IIC nació hace más de 25 años con la vocación de ser en puente entre empresas y universidades. El equipo del IIC, lo integran profesionales altamente cualificados y cuenta con IBM, Gas Natural Fenosa, Grupo Santander y la Universidad Autónoma de Madrid como socios.

La compañía canaria DISA se convierte en el cuarto operador del país al comprar 30 gasolineras al grupo GESA

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EFE.- La compañía canaria de distribución de productos energéticos DISA va a incorporar a su red 30 gasolineras adquiridas al grupo GESA en la Península, con lo que ampliará su red a 588 puntos de venta y se convertirá en el cuarto operador nacional del sector tras Repsol, Cepsa y BP. El grupo DISA precisa que sus 30 nuevas gasolineras en la península operarán bajo bandera de Shell, marca de la que tiene la licencia en España.

A falta de la autorización de la CNMC, el grupo canario asegura que, con este movimiento, «cumple el objetivo estratégico de aumentar su posición y presencia dentro del mercado peninsular», con estaciones localizadas en las provincias de Madrid, Segovia, Ciudad Real, Sevilla, Córdoba, Málaga y Alicante. Los 286 trabajadores de las gasolineras incluidas en esta operación y que hasta ahora prestaban sus servicios para el grupo GESA quedarán incorporados a la plantilla de DISA, que se ha duplicado en los últimos 10 años. DISA precisa que las estaciones que adquiere a GESA le aportan casi 140 millones de litros al volumen de ventas del grupo.

Acciona pone en servicio un parque eólico de 78 MW en India, su cuarto del país

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EFE.- Acciona Energía puso en servicio en India el parque eólico de Bannur, de 78 megavatios (MW), la cuarta instalación eólica propiedad de la compañía en ese país. Situado en el estado de Karnataka, al suroeste del país, generará una media anual estimada de 242 gigavatios hora (GWh), equivalente al consumo de más de 224.000 hogares indios. La energía que produzca será suministrada a la eléctrica Bangalore Electricity Supply Company (BESCOM), con la que Acciona ha firmado un contrato de compraventa a largo plazo (PPA).

La construcción del parque de Bannur, que tiene 26 aerogeneradores, ha generado más de 600 empleos directos, y las torres de hormigón que sustentan las turbinas se han fabricado en una planta creada en las inmediaciones de la instalación para tal fin. También las nacelas de los aerogeneradores han sido en su mayoría ensambladas en la planta que Nordex-Acciona Windpower, empresa participada por Acciona, tiene en Chennai, al sureste de India. Bannur es el cuarto parque eólico en propiedad que tiene en el país, tras los de Anabaru, de 16,5 MW; Arasinagundi, de 13,3 MW, y Tuppadahalli, de 56,1 MW.

Los sindicatos mineros reclaman a las administraciones un «frente común» para salvar el carbón y que se consuma producción nacional

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EFE.- El máximo responsable de minería de UGT en Castilla y León, Jorge Díez, ha reclamado a las administraciones un «frente común» para tratar de «desbloquear» el «abismo» al que se enfrenta la minería del carbón. El dirigente sindical explicó que tras las vacaciones se han encontrado que Hijos de Baldomero García (HBG) ya ha extinguido los contratos mientras que Unión Minera del Norte (UMINSA) esperará mes y medio para hacerlo.

En ambos casos, ha explicado, la causa ha sido la «negativa» de la central eléctrica de Compostilla a comprar carbón autóctono. Por ello UGT y CCOO han abierto una ronda de contactos con responsables políticos e institucionales para pedir apoyo en la «lucha por la supervivencia de las comarcas mineras». El dirigente sindical precisó que el desbloqueo de la situación está en manos del Ministerio, pero advirtió de que «tendría que hacerse muy rápido,» y ha valorado el apoyo expresado por la Diputación de León.

Por su parte, el presidente de la Diputación de León, Juan Martínez Majo, ha destacado que la institución va a apoyar las reivindicaciones sindicales y recordó que ha escuchado al propio ministro de Energía, Álvaro Nadal, decir que el carbón autóctono es necesario dentro del mix energético. «Es necesario obligar o ver la formula dentro de la cual las eléctricas tengan que consumir carbón autóctono y se puedan mantener los puestos de trabajo«, ha apostillado.

La ONU intenta ahogar económicamente a Corea del Norte con sanciones que limitan sus importaciones de petróleo y productos derivados

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EFE.- La ONU dio un paso más para intentar ahogar económicamente a Corea del Norte por sus pruebas nucleares que viene realizando desde 2006 al aprobar nuevas sanciones que limitan sus importaciones de petróleo y derivados y prohíben sus exportaciones de textiles. «No estamos buscando la guerra», afirmó la embajadora de Estados Unidos ante la ONU, Nikki Haley, impulsora de la resolución que fue aprobada por el Consejo de Seguridad, aunque con sanciones menos drásticas de lo que inicialmente buscaba Washington.

Inicialmente, Estados Unidos pedía, entre otras cosas, la prohibición de que los países miembros de la ONU vendieran a Corea del Norte gas, crudo y productos petroleros refinados, así como la prohibición de comprar textiles norcoreanos. Rusia y China, que tienen el derecho de veto sobre las resoluciones del Consejo de Seguridad, habían expresado su oposición a algunos de los puntos de ese proyecto, por lo que se abrió una ronda de negociaciones que culminó.

El texto final establece la prohibición de que se pueda exportar a Corea del Norte gas natural o licuado. Asimismo, prohíbe vender al régimen de Pyongyang productos petroleros refinados que excedan el medio millón de barriles desde el 1 de octubre próximo, durante tres meses, y de 2 millones de barriles a partir del 1 de enero de 2018, durante doce meses. También determina que se congelen las cantidades de petróleo que se vende a Corea del Norte para que no excedan los montos entregados durante los últimos doce meses.

Sanciones añadidas a las anteriores

Por otra parte, establece que Corea del Norte no podrá vender fuera del país sus productos textiles, una industria que, según datos de Estados Unidos, genera unos 760 millones de dólares al año y es una de las principales fuentes de divisas del régimen de Pyongyang. Junto con otras sanciones anteriores, que fijaron un embargo de las exportaciones de carbón, hierro, pescados y mariscos, con las medidas anunciadas Corea del Norte pierde 2.700 millones de dólares o el 90% de sus ventas al exterior, de acuerdo con cifras del año pasado calculadas por Estados Unidos.

De acuerdo con datos de Estados Unidos, el país que más impulsó estas medidas, la medida recorta en un 55% los productos petroleros que llegan a Corea del Norte. Haley reconoció que no es la primera vez que la ONU fija sanciones económicas contra el régimen de Pyongyang, pero destacó que éstas son las más drásticas que se aprueban hasta ahora, a pesar de que difieren del proyecto original. «No aceptaremos una Corea del Norte con armas nucleares», afirmó la embajadora estadounidense ante la ONU.

La propietaria Nuclenor y los sindicatos alcanzan un preacuerdo de ERE para la plantilla de la central nuclear de Garoña

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EFE.– Nuclenor, propietaria de la central nuclear Santa María de Garoña, y los sindicatos alcanzaron un preacuerdo para el expediente de regulación de empleo (ERE) que se aplicará a los 227 trabajadores de la planta ubicada en Valle de Tobalina (Burgos) Tendrá que ser ratificado por la plantilla la próxima semana.

Pedro San Millán, representante de UGT en la comisión mixta que desde agosto negocia las condiciones del ERE, explicó que el preacuerdo firmado se ha cerrado con la unanimidad de las cuatro centrales sindicales (UGT, USO, ALOG y ACN/ATYPE), y la parte empresarial. Tras el preacuerdo, los plazos que se manejan pasan ahora por informar del mismo a los trabajadores para que lo voten el próximo jueves mediante un referéndum. «Son las mejores condiciones que hemos podido obtener, aunque entendemos que no a todos van a gustar», reconoció San Millán, quien, sin embargo, no quiso avanzar los datos del preacuerdo.

Se ha impuesto un criterio de confidencialidad en las reuniones y, además, la próxima semana Nuclenor tendrá que comunicar a cada uno de los empleados cómo les afecta en particular el texto. Lo que sí se sabe es que el ERE se sustentará en prejubilaciones y recolocaciones en centros de Endesa e Iberdrola, propietarias de Nuclenor. Además, como Iberdrola ya avanzó, para finales de año solo deben quedar 120 trabajadores, que se encargarán de gestionar el proceso de desmantelamiento de Garoña. De este modo, aproximadamente un 47% de la plantilla saldrá de la central nuclear con recolocaciones y prejubilaciones, aunque todavía no se han cerrado los datos, indicó San Millán.

Si la plantilla acepta las condiciones, se iniciará el diseño del ERE por parte de Nuclenor, que tendrá que comunicarlo a Trabajo. A continuación se abrirá un nuevo periodo de negociación sobre el documento y, cerrado un acuerdo, el expediente se remitirá a Trabajo para su autorización, ha recordado San Millán, que insiste en que el haber llegado a un acuerdo es «positivo» y es «lo mejor que puede pasar».

Las importaciones netas de gas natural a España suben un 9,8% hasta julio

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Redacción / Agencias.- Las importaciones netas de gas natural a España alcanzaron los 198.563 gigavatios hora (GWh) entre enero y julio de 2017, lo que representa un incremento del 9,8% más que en idéntico periodo de 2016.  Las importaciones netas de gas natural por gasoducto se incrementan un 5,3%, hasta los 98.843 GWh, mientras que las de gas natural licuado (GNL) se incrementaron en un 14,8%, hasta los 99.720 GWh.

Según la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores), las importaciones netas aumentaron un 17,5% en julio y se situaron en 27.368 GWh. Ese mes aumentaron las importaciones netas de gas natural licuado (GNL) un 17,4%, hasta los 15.589 GWh, mientras que descendieron las importaciones netas de gas natural por gasoducto un 5,8%, hasta los 11.779 GWh. En términos brutos, las importaciones de gas ascendieron en julio a 29.664 GWh, un 1,2% superiores a las de 2016. El 47,3% se importa a través de gasoducto, mientras el 52,7% restante se realiza en estado líquido.

Por zonas geográficas, destacan las bajas importaciones de Argelia en julio, que caen un 39,8% hasta los 10.101 GWh y marca su mínimo desde octubre de 2012, y Nigeria, que caen un 19,8% hasta los 3.815 GWh. En el lado contrario se sitúan Noruega, que aumentan un 71,8%, y Qatar, que suben un 67,4%. En cuanto a las zonas geográficas, aumentan Europa (129,9% respecto a julio de 2016), Centroamérica y Suramérica (164,9%) y Oriente Medio (67,4%) y disminuyen África (30,1%) y Norteamérica (92,2%). En el acumulado anual se mantienen como principales suministradores Argelia (48,8%), Nigeria (15,7%), Noruega y Perú (9,4%).

Por su parte, las exportaciones de gas natural descendieron un 61,7% frente a julio de 2016, hasta los 2.296 GWh, de los cuales un 98,5% se realizaron por gasoducto. Portugal continúa siendo el principal país destinatario, un 98,8% del total, aunque presenta un descenso del 41%. En el acumulado anual se exportaron 19.151 GWh, un 25,9% menos que en el mismo periodo de 2016, un 98,4% como gas natural y el 1,6% restante como GNL.