Gas Natural vende a EDP su 9,39% en Naturgas por 122 millones de euros

La gasista catalana ha procedido este viernes a la venta a Energías de Portugal, EDP, a través de HC Energía, de la participación que mantenía en Naturgas Energía. Una participación del 9,39% y que ha vendido por 122 millones de euros.

Esta operación permite a Gas Natural desinvertir en una participación no estratégica y que provenía de su actividad en calidad de transportista en Gas de Euskadi, sociedad integrada hoy también en Naturgas Energía.

Con esta nueva reordenación accionarial, el capital de Naturgas Energía se reparte entre HC Energía, con un 65,6%, Ente Vasco de la Energía, con el 30,4%, y Ayuntamiento de San Sebastián, con el 4%.

Naturgas Energía es el primer operador gasista en el País Vasco, donde comercializa también electricidad, y en Asturias, y está además presente en otras cuatro comunidades autónomas.

Gas Natural es el primer operador de distribución y comercialización de gas en España, donde cuenta con cerca de 5,5 millones de clientes (puntos de suministro) y unas ventas en de 258.758 GWh en la actividad regulada de gas, en el año 2006, y es el quinto operador principal del sector eléctrico español. En el exterior, opera en cuatro países de Latinoamérica, en Italia, Francia y Puerto Rico, y realiza la operación del gasoducto Maghreb-Europa.

Medgaz niega haber recibido una petición de Gas Natural para unirse al proyecto

El presidente de Medgaz, Pedro Miró Roig, afirmó que la sociedad, que construirá un gasoducto submarino entre Argelia y España, niega haber recibido acercamiento alguno de Gas Natural ni de otras compañías para sumarse al accionariado del consorcio.

En un encuentro con los medios de comunicación Miró reiteró que Medgaz es neutral a los cambios accionariales y circunscribió esta cuestión a la iniciativa de los accionistas, que son los que deben dar los pasos «bilaterales» y «llegar a acuerdos entre ellos».

El pasado mes de febrero el ministro de Industria, Turismo y Comercio, Joan Clos, planteó al titular argelino de Energía y Minas, Chakib Jelil, la posibilidad de que Gas Natural entrara en Medgaz. El ministro argelino afirmó que Sonatrach, la compañía estatal argelina y principal accionista del consorcio, está dispuesta a favorecer la entrada de la gasista española.

En diciembre de 2006, tras la salida de BP y Total del proyecto, el resto de accionistas se repartió el porcentaje que dejaron estas dos compañías en función de la capacidad anual de aprovisionamiento de gas natural.

La empresa estatal argelina Sonatrach controla el 36 por ciento, Cepsa e Iberdrola el 20 por ciento cada una, y Endesa y Gaz de France el 12 por ciento cada una. El Consejo de Administración, compuesto por nueve miembros, replica el accionariado y en él Sonatrach tiene tres consejeros, incluido el vicepresidente, Iberdrola y Cepsa dos consejeros cada una y Endesa y GdF uno. Una eventual entrada de Gas Natural requeriría el acuerdo del resto de socios.

Sonatrach recibió la pasada semana la autorización con condiciones de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) para pasar del 20 al 36 por ciento en Medgaz, activo considerado estratégico para el suministro energético de España. No obstante, Miró subrayó que los eventuales cambios en el accionariado no influirán en el desarrollo del gasoducto. «Lo importante para Medgaz es acabar el proyecto en los plazos fijados y la incorporación o salida de accionistas no tiene influencia en el mismo», dijo.

Medgaz ya ha adjudicado los contratos de construcción del gasoducto y espera empezar las obras en Beni Saif (estación de compresión) y Almería (instalaciones de recepción) a lo largo de este verano. Según explicó Pedro Miró, los trabajos para colocar el tubo en el mar empezarán mediada la primavera del año que viene y la primera operación de transporte de gas se hará aproximadamente en julio de 2009. En estos momentos el proyecto está en la fase de acopio y fabricación de todo el material.

La compañía japonesa Mitsui ya ha acabado su mitad de tubería y ha iniciado su revestimiento, operación que se hace en Malasia, dijo Miró, mientras que la también japonesa Sumitomo todavía está en fase de fabricación de su parte del tubo.

Una vez lleguen al Mediterráneo todos los componentes de la tubería, que medirá 200 kilómetros y pesará 100.000 toneladas, la compañía italiana Saipem iniciará su tendido en el lecho marino.

Rolls-Royce es la encargada de fabricar e instalar los compresores para bombear el gas desde Beni Saif, mientras que la estación de recepción y compresión de Almería la hará un consorcio integrado por la española Técnicas Reunidas y la francesa Aimec Spie.

La inversión total del proyecto asciende a 900 millones de euros.

Salvador Gabarró no contempla por el momento una fusión

El presidente de Gas Natural, Salvador Gabarró, aseguró ayer que «la supuesta fusión de Gas Natural y Repsol es una idea recurrente desde hace años, es como el Guadiana, y ahora toca aparecer, pero en este momento no se está contemplando esta operación y lo mismo pasa con la de Agbar y Gas Natural».

«Diría que no se está contemplando ninguna operación», si bien Gabarró añadió en Barcelona, antes de la junta de accionistas: «estudiamos todas las opciones, pero no nos decidimos por ninguna», y ha desvinculado el aumento de participación de Suez en el capital de la gasista a futuras fusiones o compras del grupo gasista.

El martes, Suez comunicó a la CNMV la compra de un paquete accionarial representativo del 4,55% del capital social de Gas Natural SDG, S.A. y la conclusión de un acuerdo en virtud del cual se garantiza la compra de un 1,35% adicional con lo que tras el aumento de participación de Suez, que pasa a ser el tercer accionista, el capital de la compañía gasista se reparte entre La Caixa, con el 35,5% (incluyendo el paquete de Hisusa); Repsol YPF, con el 30,8%; Suez, con el 8,8% (incluyendo el paquete de Hisusa) y Caixa Catalunya, 3%.

Según Gabarró, la entrada de Suez, que supone una inversión en Gas Natural de más de 1.000 millones de euros, es la de un «socio amigo» que «opina que Gas Natural es una buena compañía y tiene recorrido. Yo no veo otro alcance a la operación».

En opinión de Gabarró, ni siquiera se ha planteado la entrada de Suez en el consejo de Gas Natural, donde ahora no está representado, alegando que «si Suez quiere entrar en el consejo, veremos la viabilidad que tiene su entrada».

Gabarró ha puesto dos condiciones para una hipotética gran operación corporativa de Gas Natural, que «no se reduzca el valor del accionista y que se pueda hacer la operación sin frenar la marcha del día a día de la compañía, ya que lo importante es que la velocidad de crucero de la compañía no baje».

En opinión de Gabarró, «las empresas necesitan crecer y las empresas valen lo que valen sus directivos y los directivos valen en su función de si les das cancha, y para ello hay que crecer. Gas Natural necesita crecer, pero está creciendo pese a no hacer ninguna operación corporativa».

«Gas Natural no necesita una operación corporativa para crecer, pero si además la hacemos, podremos crecer más», ha argumentado Gabarró, que en todo momento se ha referido a situaciones hipotéticas.

El consejero delegado de Gas Natural, Rafael Villaseca, opinó que la entrada de Suez, que ha revalorizado mucho la cotización de la acción de Gas Natural,es «la principal operación la ha hecho un socio con conocimiento industrial, y por tanto no me lo imagino especulando».

En este sentido, Villaseca ha defendido que su grupo aprovechará la fuerte demanda de gas que se prevé para los próximos años para mantener el fuerte crecimiento del resultado bruto operativo -EBITDA- por encima del 10% para este año.

El grupo gasista, que ha cumplido los objetivos de su plan estratégico, ha rebajado su deuda financiera neta este año 2007 por debajo de los 3.000 millones de euros.

Villaseca defendió la retirada de la opa sobre Endesa «por las incertidumbres inasumibles que suponía para los accionistas por las demandas judiciales», y aseguró que la compañía espera que se aclare el futuro de Endesa para decidir si recurre a los tribunales por daños y perjuicios derivados de la actuación de la eléctrica en la opa.

Suez no pedirá administradores porque no quiere interferir en la dirección

Suez no va a pedir su entrada en el consejo de administración de la compañía española en la junta de hoy porque no tiene intención de interferir en la dirección.

«No queremos influir de ninguna manera» en la gestión de Gas Natural, señaló a EFE un portavoz de Suez, quien aseguró que «a corto plazo no tenemos planes de invertir de forma suplementaria» en el grupo gasista.

En cualquier caso, puntualizó que «no podemos decir que no miraremos» en el futuro un cambio de esa situación pero «por el momento estamos satisfechos de nuestra participación».

El portavoz insistió en que «hemos sido muy claros desde el principio, y el incremento de su parte en Gas Natural, en primer lugar «nos conforta como tercer accionista» detrás de La Caixa (33%) y Repsol (31%).

Además, la compra actual, que ha supuesto una inversión de alrededor de 1.000 millones de euros, «confirma nuestro interés por el mercado energético español», indicó.

Suez tiene en España en ese sector la filial Elyo Ibérica, así como dos centrales eléctricas de ciclo combinado, de una potencia total de unos 2.000 megavatios, que se abastecen precisamente con gas de Gas Natural.

A ese respecto, el portavoz manifestó el interés del grupo francés por reforzar la cooperación industrial con Gas Natural y habló de la posibilidad de que el grupo español, igual que abastece esas dos centrales en España, lo haga con otras en Francia.

En ese sentido, insistió en que «no somos un accionista financiero» en Gas Natural, con quien también comparte instalaciones de licuado de gas en Trinidad y Tobago, en las que también participa Repsol.

La situación actual de gas, cuyo proyecto de fusión con la compañía estatal Gaz de France (GDF) se encuentra empantanado por razones políticas desde finales de año, es objeto de continuos rumores de alianzas alternativas, que con su reforzamiento en Gas Natural se dirigen a la empresa española.

Así la prensa se ha hecho eco de la hipótesis de una fusión entre ambas, como alternativa a un eventual fracaso de la unión Suez-GDF, e incluso de la posibilidad de unir Gas Natural con Electrabel, la filial eléctrica de Suez.

La posición oficial de Suez es que la toma de participación en Gas Natural «es complementaria» al proyecto con GDF.

La central de Unión FENOSA en Sagunto cubrirá la cuarta parte de la demanda de la Comunidad Valenciana

La puesta en marcha de la central de ciclo combinado de Sagunto servirá para cubrir las necesidades eléctricas del 25% de la Comunidad Valenciana. La inversión realizada, de 500 millones de euros, supondrá, según Unión Fenosa, una creación de riqueza en la región de alrededor de 15 millones de euros al año.

Las instalaciones, que ayer inauguró el presidente de la Comunidad Valenciana, Francisco Camps, cuentan con tres grupos de ciclo combinado de 400 MW cada uno, lo que la convierte en la mayor central de Unión Fenosa, con una potencia global de 1.200 MW. Esta potencia supondrá el 70% del incremento del parque nacional de generación de Unión Fenosa durante el 2007.

El primer grupo entrará en operación comercial en julio, tras haber finalizado las fases de prueba de los tres grupos.

El presidente de Unión Fenosa, Pedro López Jiménez, se refirió a la Comunidad Valenciana como un “mercado estratégico” para la compañía, que tiene previsto aumentar su potencia instalada un 23% con respecto a 2006. Es decir, 1.750 MW adicionales.

Siemens ha fabricado y construido las máquinas principales, mediante la modalidad proyecto llave en mano, mientras que Socoin se ha encargado del suministro y construcción de los equipos y las instalaciones auxiliares.

La eficiencia energética de la central de Unión Fenosa en Sagunto superará el 57%, una cifra superior a la de las centrales térmicas de carbón y también a las de fuel. Según la eléctrica gallega, la puesta en marcha de la central contriburá a que la Comunidad Valenciana deje de ser deficitaria en energía eléctrica, para ser excedentaria.

Unión Fenosa está llevando a cabo el ‘Polo energético’ de Sagunto, integrado por la Central de Ciclo Combinado de Sagunto y la regasificadora de Saggas, en operación comercial desde el 1 de abril de 2006 y en la que Unión Fenosa participa junto con otras compañías energéticas.

Enagás aprueba un dividendo de 47 céntimos por acción, un 18% más que en 2005

El presidente de Enagás, Antonio Llardén, destacó en la Junta que el ejercicio 2006 «ha sido un buen año de resultados económicos y muy importante en términos estratégicos, puesto que la Compañía puso en marcha un nuevo plan de negocio a largo plazo, que hemos actualizado recientemente». En lo referente a las inversiones recientes de Enagás, Llardén explicó que durante el año pasado, el montante de inversión se elevó a los 433 millones de euros, y las aprobadas por el Consejo de Administración superaron los 1.200 millones de euros, con lo que el nivel de actividad durante los próximos años será muy elevado.

La Junta también sirvió a Llardén para destacar que tanto Standard and Poor’s como Moody’s confirmaron la calificación credicitia y la perspectiva de rating de la compañía. El presidente de la empresa gasista señaló que las calificaciones de S&P («AA-» a largo plazo) y Moody’s («A2» a largo plazo) sitúan a Enagás como una de las empresas de mayor fortaleza financiera y seguridad del sector energético en España.

Por lo que respecta al dividendo acordado, Antonio Llardén apuntó que los resultados han permitido otorgar a los accionistas un dividendo bruto total correspondiente al Ejercicio 2006 de 47 céntimos por título, un 18% más que 2005 y más de un 100% superior al de hace cinco años. Llardén recordó a los accionistas presentes, representantes de más del 51% del capital social, que en enero se pagó un dividendo a cuenta de 19 céntimos por título, y en caso de aprobarse la propuesta se distribuirá un dividendo complementario de 28 céntimos. Esto representa remunerar al accionista con un 52% del beneficio neto del ejercicio.

Entorno regulatorio

Llardén no dejó de lado las modificaciones en el marco regulatorio que tuvieron lugar en 2006, que «han afectado a la rentabilidad de nuestros proyectos en regasificación y almacenamiento subterráneo, aunque han contribuido a reducir el riesgo de nuestras inversiones». Antonio Llardén apuntó que en el caso de la regasificación, ese riesgo se reduce al desaparecer la remuneración variable, lo que perjudicaba a Enagás al entrar en funcionamiento nuevas instalaciones de regasificación de otros operadores. Llardén explicó además que el regulador reconocerá las inversiones en almacenamientos subterráneos año a año, desde que comienzan a realizarse, y no cuando entren en operación.

«La actividad de transporte, que representa dos tercios de nuestros activos, mantiene su actual marco de remuneración y, de acuerdo con las manifestaciones del regulador, no existe la intención de modificarlo», añadió Llardén.

Entorno operativo

Por otra parte, el director de Enagás se refirió a datos estadísticos como la aportación del gas natural al consumo total de energía primaria en España en 2006, que superó el 20%, aunque señaló que esta cifra es todavía lejana a los principales países europeos, que basan un 30% de su matriz energética en el consumo del gas.

La demanda, apuntó Llardén, creció por debajo de las previsiones iniciales debido a unas temperaturas más suaves y a una materia prima más cara, lo que ha repercutido especialmente en los consumidores industriales y los cogeneradores. Aun así, el incremento del consumo de gas en España alcanzó un 5,7%, tasa superior «a la media de los países europeos de nuestro entorno».

Llardén destacó que de nuevo en 2006, el principal motor del crecimiento de la demanda de gas natural en España fue la generación de electricidad a partir de gas natural, con 39 centrales de ciclo combinado a finales de año y 14 nuevas incorporaciones a lo largo del ejercicio. Aproximadamente un 24% del total de la electricidad producida en España se generó a partir de gas natural, para lo que fue necesario transportar un 21,1% más que el ejercicio anterior. Este consumo representó un 33,9% sobre el total de la demanda, comparado con el 29,6% del 2005.

El presidente de Enagás señaló que el crecimiento del consumo de gas natural en España se produce al mismo tiempo que un acelerado proceso de liberalización, y que durante 2006 el mercado liberalizado supuso el 86% del total de volumen de gas. «Para atender correctamente el mercado, Enagás ha establecido compromisos de tranporte, regasificación y almacenamiento en los próximos años con 19 empresas comercializadoras», apuntó Llardén, con un número de contratos de acceso de terceros a la red firmados en 2006 de 268, un 15% más que los 234 de 2005.

Actividades en regasificación

Entre otras actividades e inversiones de Enagás, Antonio Llardén se refirió a la regasificación, un área de gran importancia estratégica para el sector, pues casi el 70% del gas natural consumido en España en 2006 llegó en forma de GNL (gas natural licuado). Debido a la importancia del GNL, Enagás está ampliando sus plantas, según apuntó Llardén, con el objetivo de reforzar la estructura de aprovisionamiento de la Penínsla y poder seguir contribuyendo a la seguridad del suministro.

Nuevos proyectos

Por último, el presidente de Enagás señaló la importancia de la futura revisión de la Planificación Obligatoria de redes de transporte de gas y electricidad, que establecerá un horizonte desde el 2011 de la planificación actual hasta 2016. Algo que, según Antoni Llardén, añadiría visibilidad y seguridad en cuanto al proyecto estratégico de Enagás, al calificar como urgente y obligatoria la puesta en marcha de nuevos proyectos de infraestructuras necesarios para el sistema de transporte de gas en España. Llardén destacó las propuestas de nuevos proyectos por importe de unos 2.000 millones de euros que Enagás ha presentado al Ministerio de Industria.

El precio del Gas Licuado por canalización se incrementa un 2,34%

Los precios máximos de los gases licuados por canalización experimentarán un incremento de 1,6781 cents/Kg en el término variable de la tarifa para usuarios finales, cantidad que supone un aumento del 2,34%, a partir de su entrada en vigor el 15 de mayo.

De acuerdo con la aplicación de la fórmula de determinación automática de precios máximos de venta de los gases licuados por canalización prevista por la normativa vigente, que fija el precio máximo como el resultado de la suma de la cotización internacional de la materia prima, más el coste del flete, más el coste de comercialización, el precio máximo antes de impuestos pasa de 71,6587 a 73,3368 cents/Kg, lo que supone un alza de 0,7 euros al mes para un consumidor tipo de 500 Kg/año (2,25 % de incremento), que pasa de 31,14 a 31,84 euros/mes en su facturación.

El incremento producido este mes se debe a la combinación de un alza de 1,4 cents/Kg (3,49 %) en la materia prima, por un aumento de 30 $/Tm (5,63 %) (que pasa de 533 a 563 $/Tm), de un incremento del flete en 4,5 $/Tm (11,84 %) hasta los 42,5 $/Tm, respecto al mes anterior, y de una disminución del 2,03 % del tipo de cambio euro/dólar (depreciación del dólar respecto al euro).

Iberdrola logra un millón de MW de gas para comercializarlo en Alemania

Iberdrola, la segunda eléctrica española, se ha adjudicado en una subasta organizada por la compañía alemana E.ON-Rurhgas un millón de megavatios a la hora (MWh) que tiene previsto comercializar en el mercado alemán y sus países limítrofes, informó la compañía.

La eléctrica recibirá el gas a partir del último trimestre de este año y hasta 2010 en Waidhaus, el punto de entrada a la red gasista alemana en la frontera con la República Checa.

Iberdrola ha iniciado los trámites en Alemania para construir dos centrales de ciclo combinado en Ludwigsau (Hessen) y Lauchhammer (Brandemburgo) con una potencia conjunta de 2.000 megavatios que podrían estar operativas entre 2010 y 2011.

La compañía que preside Ignacio Sánchez Galán es el segundo comercializador de gas en España, donde suministra el 15 por ciento de la demanda total (4,3 bcm -miles de millones de metros cúbicos-), incluido el abastecimiento de sus centrales de ciclo combinado.

Petrobras anuncia el descubrimiento de un nuevo yacimiento de gas natural

La petrolera brasileña Petrobras anunció el hallazgo de un nuevo yacimiento de gas en un área que explora en el océano Atlántico frente al litoral del estado de Espíritu Santos (sudeste de Brasil).

«El pozo 6-ESS-168, que aún se encuentra en perforación por Petrobras en la cuenca marina de Espíritu Santo, alcanzó, a una profundidad de 3.378 metros, yacimientos arenosos saturados con gas, con cerca de 130 metros de espesor», según un comunicado divulgado por la empresa.

«La importancia del resultado de este pozo, situado al norte del Campo de Camarupim, está en la confirmación de grandes espesuras de reservas portadoras de gas, lo que debe resultar en el aumento de los volúmenes recuperables esperados en el área», agregó la empresa.

Según la nota, el pozo en cuestión está siendo perforado a unos 37 kilómetros del litoral de Espíritu Santo y a una profundidad de 763 metros bajo el nivel del agua en un área que fue concedida para su explotación a un consorcio integrado por Petrobras (65 por ciento) y por la petrolera estadounidense El Paso (35 por ciento).

La empresa afirmó que el hallazgo confirma la extensión hacia el norte de los yacimientos ya descubiertos en el Campo de Camarupim, cuya comercialización fue declarada en 2006 y en donde fueron descubiertas reservas con gas de 112 metros de espesura.

La empresa aún no cuenta con un cálculo sobre el volumen de gas que puede ser rescatado del Campo de Camarupim ni de los yacimientos encontrados al norte del mismo.

El descubrimiento fue hecho en medio de una nueva disputa entre Brasil y Bolivia por las consecuencias del decreto boliviano que nacionalizó los hidrocarburos en el país andino y que afectó principalmente los intereses de Petrobras.

Brasil, que importa unos 26 millones de metros cúbicos de gas diariamente de Bolivia, prácticamente la mitad de su consumo, ha anunciado proyectos para reducir su dependencia energética del país vecino. Además de aumentar su producción interna, Petrobras inició negociaciones para importar gas natural licuado de diferentes países y anunció la construcción de dos plantas para gasificar nuevamente ese combustible en los estados de Río de Janeiro y Ceará.

El año pasado la empresa anunció su decisión de anticipar de 2012 a 2008 la producción en dos nuevos campos de gas descubiertos en el estado de Espíritu Santo y de aumentar la producción en las reservas marinas ya explotadas frente a las costas de Río de Janeiro. Según los cálculos de la empresa, ello le permitirá aumentar la producción diaria de gas natural en 24,2 millones de metros cúbicos, prácticamente el mismo volumen que hoy importa desde Bolivia, y elevar la producción nacional de los actuales 15,8 millones a unos 40 millones de metros cúbicos.

La compañía también tiene planes para anticipar la explotación de las gigantescas reservas descubiertas en la cuenca marina de Santos, en donde Petrobras descubrió reservas por cerca de 400.000 millones de metros cúbicos.

La CNE permite, con condiciones, que Sonatrach incremente su participación en Medgaz al 36%

El Consejo de Administración de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) acordó ayer por unanimidad autorizar con condiciones a Sonatrach a elevar del 20 al 36 por ciento su participación en el consorcio Medgaz, que construirá un gasoducto submarino entre Argelia y España.

El regulador energético podrá revocar la autorización si la compañía pública argelina pone en riesgo la seguridad del suministro energético en España con su actuación en el consorcio.

Sonatrach deberá informar trimestralmente a la CNE sobre la evolución de su participación, su presencia en los órganos de administración de Medgaz y las entradas o salidas de otros miembros del consorcio, según la CNE.

También deberá comunicar cualquier variación en los Estatutos Sociales de Medgaz y en el actual Pacto de Accionistas.

La CNE revisará las condiciones de la autorización si Sonatrach aumenta su influencia en la gestión de Medgaz.

Dada su «influencia significativa», la compañía argelina deberá promover políticas orientadas a poner en marcha el gasoducto submarino entre junio y julio de 2009 con una capacidad anual de 8 bcm (8.000 millones de metros cúbicos).

Además, deberá facilitar «y en ningún caso oponerse» a cualquier propuesta «económicamente viable» para ampliar la capacidad del gasoducto.

Sonatrach tendrá que respetar el actual régimen de derechos y obligaciones y la pluralidad actual de accionistas. Todos los socios tendrán derecho a transportar gas por el futuro gasoducto de forma proporcional a la capacidad de la que sean titulares.

El capital de Medgaz está repartido entre Sonatrach (36 por ciento), Cepsa, Iberdrola (cada una con un 20 por ciento), Endesa y Gaz de France (ambas con un 12 por ciento).

La CNE obliga a la compañía argelina a informar trimestralmente sobre otras cuestiones, por ejemplo el grado de utilización de su capacidad de transporte.

En el caso de una reiterada infrautilización por debajo del 80 por ciento, el regulador energético elaborará un informe y adoptará las medidas necesarias para evitar riesgos en el suministro de gas.

Sonatrach deberá comunicar a la CNE cualquier decisión de veto adoptada con su apoyo en el Consejo o en la Junta de Accionistas de Medgaz. La comunicación tendrá que realizarse en un plazo máximo de diez días.

Salvo que estas decisiones sean apoyadas por dos o más socios (además de la compañía argelina), el regulador evaluará su impacto en la seguridad del suministro y tomará las medidas oportunas.

Si la CNE entiende que pueden tener un impacto negativo podrá ordenar su revocación en el plazo de un mes.

En supuestos de especial gravedad, el organismo regulador podrá revocar, total o parcialmente, la autorización concedida ayer.

En ese caso, Sonatrach tendrá que reducir su participación en Medgaz hasta quedarse de nuevo con un 20 por ciento.

Jelil contempla el arbitraje internacional en el conflicto de los precios del gas con España

El ministro argelino de Energía, Chakib Jelil, afirmó que Argelia contempla recurrir al arbitraje internacional en el conflicto existente sobre la renegociación de contratos con la firma española Gas Natural.

«La renegociación sobre los precios no está avanzando y por ello estimamos probable el recurrir al arbitraje internacional», afirmó Jelil, dando así un nuevo paso en su apreciación negativa de las relaciones con el grupo gasístico español.

En un encuentro con los periodistas, el ministro añadió que la posición española sobre la comercialización del gas natural «no ha cambiado y es muy posible, si fracasamos, que vayamos al arbitraje».

Jelil aseguró que la renegociación data de hace dos años y concierne la tercera parte, aproximadamente, del gas natural argelino que se exporta a España. La parte argelina mantiene que el precio que abona Gas Natural está «muy por debajo» de los precios del mercado y, por ello, pretende aumentarlo en un 20 por ciento en dos etapas a lo largo de un año.

Jelil considera, además, que el impacto de ese aumento «gradual» sobre los consumidores españoles sería únicamente de un 6 por ciento.
Señaló, por último, que mantuvo una entrevista con el embajador de España, Juan Leña, al que le dijo que existen «reticencias» por parte de las empresas españolas a propósito del tema de la renegociación de precios. En este encuentro, añadió, le hizo partícipe al jefe de la misión diplomática española «del interés que tenemos en que las firmas españolas hagan el esfuerzo necesario para resolver el asunto».