Teherán espera que la Unión Europea invierta en el gas y el petróleo de Irán pese a Trump

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EFE.- El ministro del Petróleo de Irán, Bijan Zanganeh, declaró tras recibir al comisario europeo de Energía, Miguel Arias Cañete, que espera que la Unión Europea apoye la entrada de sus empresas en el mercado iraní del gas y el petróleo, pese a las reticencias de Estados Unidos.

«Espero que la Unión Europea apoye a sus empresas para involucrarse en las mayores reservas de petróleo y gas de Irán y garantizar el abastecimiento a largo plazo, no solo en Europa sino en todo el mundo», declaró durante el foro de energía Irán-Unión Europea. El hombre fuerte de los hidrocarburos de Irán subrayó que el principal problema que afrontan las firmas energéticas europeas «es la limitación política» y «la presión para su actividad por parte de los Estados Unidos».

Washington levantó las sanciones relacionadas con el programa nuclear militar iraní tras el acuerdo de 2015 entre Teherán y el Grupo 5+1 (EEUU, Rusia, China, el Reino Unido, Francia y Alemania), que sí permite a Irán desarrollar energía atómica para uso civil. Pero mantiene otras sanciones, por ejemplo al considerar que Teherán patrocina el terrorismo, lo que implica que las empresas y los bancos europeos que penetren en el mercado iraní podrían sufrir dificultades si operan también en Estados Unidos.

«Si lo rechazan, encontraremos a otras empresas», advirtió el ministro iraní, que negocia inversiones con empresas europeas, como la francesa Total, pero también con firmas rusas como Lukoil. «Primero tenemos que discutir un acuerdo maestro de desarrollo para cada campo de petróleo o de gas y después los asuntos financieros y contractuales», pero «no vamos a negociar para siempre», añadió Zanganeh, quien apuntó que «quizá» el primero de los campos petroleros al que llegarán firmas extranjeras será South Pars 11.

El ministro iraní del Petróleo, no obstante, aseguró que Teherán está dispuesto a continuar negociando, pese a las presiones de la Administración estadounidense, que ya presionó «contra compañías europeas» que finalmente pudieron entrar al mercado persa «gracias al apoyo de la Unión Europea«. «Hace 15 años mandamos una señal clara al mundo cuando inauguramos 7 fases del enorme campo de gas de South Pars. Desarrollamos esas fases durante las sanciones, lo que significa que nadie puede frenar nuestras actividades de petróleo y gas. No pueden pararlo, pero pueden reducir la aceleración de nuestras actividades», agregó.

Recordó que bajo el gobierno del presidente iraní, Hasan Rohani, que el 19 de mayo intentará renovar su mandato, se aumentó la producción iraní de carburante «en 300 millones de metros cúbicos de gas». «Para el futuro, nuestra prioridad son los vecinos», y para exportar a Europa preferimos el gas natural licuado», añadió Zanganeh. Respecto al nivel de producción iraní entre sus socios de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Teherán mantendrá por ahora su actual nivel de producción de 3,8 millones de barriles diarios. «Mantendremos el nivel en la cuota que tenemos basada en la OPEP», concluyó.

La francesa Total aumenta un 77% su beneficio trimestral por el encarecimiento del crudo mientras anuncia inversiones en Vaca Muerta

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EFE.- El grupo petrolero francés Total anunció una inversión de unos 500 millones de dólares en Argentina para poner en marcha proyectos de gas no convencional en la cuenca de Vaca Muerta, donde incrementará su participación en el permiso Aguada Pichana del 27,27% al 41%. Precisamente Total tuvo un beneficio de 2.849 millones de dólares (2.614 millones de euros) en el primer trimestre, un 77% más que en el mismo periodo de 2016, debido al encarecimiento del crudo, anunció la compañía.

Gracias a este resultado, Total confirmó sus resultados para el conjunto del año. El grupo tuvo una ganancia operativa ajustada de 2.767 millones de dólares (2.538 millones de euros), un 47% superior a un año antes, debido al buen comportamiento de la explotación-producción, que compensó la caída del gas, el refinado y a la estabilidad del marketing y los servicios. Total confirmó que las inversiones orgánicas en 2017 se situarán entre los 14.000 millones de dólares (12.841 millones de euros) y 15.000 millones de dólares.

Además, Total espera conseguir este año unos ahorros de costes de 3.500 millones de dólares (3.310 millones de euros) con relación a 2014, lo que le permitiría alcanzar un coste de producción de 5,5 dólares por barril y que su producción aumente más del 4%. La política de recortes de producción, que se ha traducido en una subida de los precios del barril, produjo un incremento de la facturación del 25,4%, hasta los 41.200 millones de dólares (37.790 millones de euros). Total produjo 2.569 barriles en el periodo, un 4% más, gracias a la subida registrada en algunos pozos nuevos.

Invertirá 500 millones en Argentina

Respecto a la inversión en Vaca Muerta, el presidente de Total, Patrick Pouyanné, precisó que esa inversión se escalonará «en 3 a 4 años» y se mostró convencido de que será «muy rentable». La empresa aprobó la puesta en marcha de la primera fase del permiso de Aguada Pichana y tiene previsto tratar el gas extraído en la planta existente, que funcionará a plena capacidad, lo que significa 16 millones de metros cúbicos diarios (equivalentes de 100.000 barriles de petróleo). Esta decisión, precisó Total, es consecuencia del anuncio por el Gobierno argentino del llamado Programa de Estimulación de Proyectos de Desarrollo de Gas no Convencional, que «garantiza el nivel de valorización del gas hasta 2021».

La compañía francesa, que es el operador, ha acordado con el resto de los socios del permiso (YPF con 27,27%, Wintershall Energia con 27,27% y Panamerican Energy LLC con 18,18%) incrementar su participación hasta el 41%. Total tiene participaciones en 10 permisos y es operador en 6, entre los que están Aguada Pichana y San Roque, que se encuentran ya en producción. Pouyanné recordó que son el primer productor de gas de Argentina (con alrededor del 30% del total) y puso el acento en las expectativas de crecimiento dados los recursos «inmensos» en Vaca Muerta.

El sistema eléctrico registra un déficit de 99 millones de euros en 2016 a falta de la liquidación definitiva

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Redacción / Agencias.- El sistema eléctrico registró un déficit de tarifa provisional de 99,42 millones de euros en la decimocuarta liquidación de 2016 elaborada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), frente al desajuste positivo previsto de 25 millones de euros y 111 millones de euros recogidos en las órdenes de peajes de 2015 y 2016. El organismo presidido por José María Marín Quemada destaca que este desajuste provisional es debido a que los ingresos son inferiores a los previstos.

Dado que las liquidaciones se realizan en función de los consumos y que el consumo total de un año no se conoce hasta dos meses después de haber finalizado el ejercicio, se producen 14 liquidaciones provisionales acumulativas a cuenta. Además, antes del 1 de diciembre del año siguiente al que corresponda la liquidación hay que efectuar la liquidación definitiva con los datos que se tengan en ese momento. Concretamente, los ingresos por la Ley 15/2012 de medidas fiscales y de subastas de CO2 asciende a 2.089,2 millones de euros en la liquidación, frente a las previsiones de 3.155 y 2.740 millones de euros, respectivamente, recogidas en las distintas órdenes de peajes de 2015 y 2016.

La demanda en consumo registrada en la liquidación fue de 238.493 gigavatios hora (GWh), un 0,2% superior al valor promedio observado en años anteriores, mientras que los ingresos por peajes de acceso de consumidores resultaron 46,6 millones de euros inferiores a los previstos. El coeficiente de cobertura de la liquidación se situó en un 99,29%, debido a que los ingresos son inferiores a los costes. Por su parte, la liquidación provisional a cuenta correspondiente a la energía generada por las renovables y cogeneración en 2016 ascendió a 6.397 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente. La cantidad a pagar a cuenta a los productores en esta liquidación ascendió a 151,4 millones de euros, antes de IVA o impuestos.

En lo que se refiere al sector gasista, registró un déficit de 108 millones de euros, frente al desajuste de 23 millones de euros del mismo periodo del ejercicio anterior. El total de ingresos declarados por las empresas al sistema de liquidaciones por facturación de tarifas, peajes y cánones ascendió a 2.853 millones de euros, que es un 0,9% superior al mismo periodo del 2016. La demanda nacional de gas en 2016, facturada hasta febrero de 2017, asciende a 320,2 teravatios hora (TWh), lo que supone un aumento del 2,4%.

207 millones mejor hasta febrero

En lo que respecto a la liquidación provisional del sector eléctrico de 2017 hasta febrero, el déficit del sistema eléctrico ascendió a 1.019 millones de euros, lo que supone una evolución 207 millones de euros mejor a la prevista. Los costes regulados en esta liquidación fueron 91,6 millones de euros inferiores a los previstos debido, principalmente, a unos menores costes de retribución específica peninsular de la producción renovable y cogeneración en 42,5 millones de euros y de la retribución adicional y específica de los sistemas no peninsulares en 51 millones de euros. El coeficiente de cobertura se situó en el 55,93%, situación que se corregirá en las siguientes liquidaciones, indicó el regulador, que advirtió la escasa relevancia de esta liquidación.

La CNMC ha gestionado la liquidación de 63.692 instalaciones con derecho a retribución específica. La cantidad a pagar a cuenta a los productores en la liquidación con cargo al sector eléctrico es de 477,414 millones de euros, antes de IVA o impuestos. Dado que no se ha recibido ningún ingreso del Tesoro Público no ha sido posible el abono de la partida con cargo a los Presupuestos Generales del Estado de la retribución a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicadas en los territorios extrapeninsulares, indicó el organismo.

En lo que respecta al sistema gasista, registró un déficit de 127 millones de euros a febrero, un 30,2% inferior a los 182 millones de euros del mismo periodo del año anterior. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, se tiene un índice de cobertura del 74,8% de la retribución acreditada. La demanda nacional de gas en esta liquidación asciende a 50 TWh y es un 15,3% superior a la del periodo mismo periodo de 2016, debido principalmente al descenso de la temperatura media en enero respecto al año anterior y a la menor participación de la eólica y la hidráulica en el mix de generación de este mes.

Repsol y Enagás, pioneros en Europa al suministrar directamente GNL en Cartagena a un buque desde una planta de regasificación

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Servimedia / EFE.– Repsol y Enagás han llevado a cabo el primer suministro en Europa de gas natural licuado (GNL) como combustible directamente desde una planta de regasificación a un buque. Según indicaron ambas compañías, la coordinación entre Repsol y Enagás permitió realizar con éxito la operación, que se prolongó durante 5 horas.

Repsol, como suministrador del bunker de GNL, y Enagás, como gestor de la infraestructura, han puesto los medios técnicos y humanos necesarios para acometer la operación en la planta de regasificación de Enagás en Cartagena. Este tipo de suministro, pionero en Europa, es conocido como bunkering pipe-to-ship y se llevó a cabo mediante unas mangueras criogénicas flexibles que conectan directamente el barco con la terminal.

De esta manera, el buque Damia Desgagnés recibió 370 metros cúbicos de GNL. Esta cantidad supone la mayor operación que se ha realizado de bunker hasta la fecha en España y para Repsol, que en operaciones anteriores había suministrado hasta 320 metros cúbicos mediante camiones cisternas. El barco Damia Desgagnés, de bandera canadiense, cuenta con 135 metros de eslora. Su característica más notable es que puede navegar con los tres tipos de combustibles posibles: fuelóleo, gasóleo marino o gas natural licuado (GNL). Además, es el primer asfaltero propulsado por GNL.

La utilización del GNL como combustible contribuye a mejorar la calidad del aire porque no genera emisiones de óxidos de azufre (SOx) ni de partículas (PM) y reduce sustancialmente las emisiones de CO2 y de óxidos de nitrógeno (NOx). Este tipo de suministro ha sido posible gracias a las adaptaciones que se están acometiendo en el pantalán de la planta de regasificación de Enagás en el Puerto de Cartagena con una inversión de 2,73 millones de euros, de acuerdo con los estándares de la industria.

Esta operación es fruto de la colaboración entre Repsol, Enagás y la Autoridad Portuaria de Cartagena. Se enmarca en el proyecto CORE LNGas hive, cofinanciado por la Comisión Europea, que coordina Enagás con 42 socios y lidera Puertos del Estado para desarrollar una cadena logística integrada para el suministro de gas natural licuado como combustible en el sector del transporte, especialmente el marítimo. Esta iniciativa puede ayudar a que España se convierta en referencia europea en este ámbito, beneficiada por su privilegiada posición geográfica, puerta del Mediterráneo y del Atlántico.

La CNMC coincide con Energía en la necesidad de que Endesa y Gas Natural animen el mercado del gas natural

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Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) coincide con el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital en la necesidad de obligar a los operadores dominantes del sector del gas natural, Endesa y Gas Natural Fenosa, a ejercer de creadores de mercado dentro del mercado organizado Mibgas.

Esta iniciativa, contemplada como opción dentro de la ley, fue presentada precisamente por el ministro de Energía, Álvaro Nadal, como principal medida para contener las subidas del precio del gas y, con ello, aplacar el encarecimiento de la electricidad registrado en enero en el mercado mayorista. En un informe, la CNMC propone una metodología para desarrollar la medida de Energía. El regulador coincide en que los actuales niveles de liquidez de Mibgas son «insuficientes» y en la necesidad de «continuar introduciendo medidas de fomento de liquidez, como el establecimiento de las obligaciones de creador de mercado a los operadores dominantes».

Para el regulador, las medidas de fomento de liquidez asociadas al nuevo papel de Gas Natural Fenosa y Endesa deben concentrarse en los productos diario y mensual con el objetivo de lograr un incremento en los volúmenes diarios de hasta el 2,5% de la demanda diaria. De esta forma, se podría duplicar la liquidez en el primer año del producto diario y multiplicar por más de 10 la del producto mensual. Si se duplicase la liquidez en ambos productos en 2018 y 2019 y en años siguientes con incrementos similares a los de los mercados europeos se alcanzaría el objetivo.

Con este propósito, el organismo presidido por Marín Quemada propone que las obligaciones de cantidades a ofertar para cada operador dominante se establezcan de forma proporcional a su cuota de aprovisionamientos de gas al sistema gasista español. En este sentido, propone que la separación máxima de precios de las ofertas del creador de mercado sea de 0,5 euros por megavatios hora (MWh) tanto para el producto Diario D+1 como para el producto del mes siguiente. En cuanto a la cantidad máxima a ofertar, se propone que el límite máximo de cantidad a casar en el conjunto del año sea igual al 5% del volumen anual de aprovisionamientos de gas a España de cada operador dominante.

Debido a la importancia que tiene la logística del gas natural licuado (GNL) en el aprovisionamiento nacional y que estos aprovisionamientos se programan normalmente con bastante antelación, la CNMC considera que los nuevos creadores del mercado deberán priorizar en sus ofertas el producto mensual seguido del producto diario, para favorecer el desarrollo de los productos con mayores plazos de entrega.

En la actualidad, en el hub del gas solo existe una empresa, Gunvor Internacional, que ejerce de creador de mercado. Para ilustrar el modesto peso de Mibgas, la CNMC indica que en 2016 este mercado negoció un volumen equivalente al 2% de la demanda nacional, una cantidad «muy inferior a la negociada en otros países europeos con sistemas similares». Para dotar de mayor liquidez al mercado del gas, la legislación establece que si no hubiera operadores dispuestos a generarla voluntariamente o se considerase que su aportación es insuficiente, el Gobierno podrá establecer obligaciones de creador de mercado a los comercializadores gasistas que sean operadores dominantes.

La CNMC propone rebajar entre un 16% y un 76,6% el precio del alquiler de los contadores de gas

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Europa Press.-Facua reclama al Gobierno que adopte las medidas necesarias «para ajustar a los costes reales» el precio que pagan los consumidores de gas por el alquiler de los contadores, tal y como señala la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que propone rebajar entre un 16% y un 76,6% el precio, dependiendo del tipo de equipo, lo que implicaría, de media, un ahorro de unos 8 euros al año para los 6,8 millones de consumidores con contador alquilado.

Así se desprende del primer estudio sobre el precio que deberían pagar los consumidores domésticos de gas por el alquiler de sus contadores, según establece el Real Decreto 1434/2002. Anualmente, el Gobierno publica en una orden ministerial los precios del alquiler de contadores de gas, que varían en función del tipo de consumidor (doméstico, empresa, etc.), y del caudal, cantidad de gas, que circula por equipo. Hasta el año 2013, de media, estos precios subían anualmente entre el 2,5% y el 3,6%. Sin embargo, han estado congelados desde ese año.

Un 99,2% lo tiene alquilado

Los consumidores pagan mensualmente a su empresa comercializadora a través de su recibo del gas el precio estipulado por el alquiler del contador junto con el resto de conceptos facturables (peajes, consumo de gas, impuestos). Un 99,2% tiene alquilado su contador. Los precios que pagan los consumidores domésticos oscilan entre 0,69 euros mensuales (hasta 3 metros cúbicos por hora) y los 2,64 euros mensuales (hasta 10 metros cúbicos por hora), dependiendo del caudal del contador que tengan alquilado. La secretaria general de Facua, Olga Ruiz, denunció que “las empresas están cobrando a los usuarios más de lo que les correspondería».

Hasta la fecha, no ha existido una metodología concreta de costes para fijar el precio del alquiler de estos equipos, entre otras cosas, porque las empresas distribuidoras no cuentan con una separación contable que diferencie los ingresos que perciben y los costes en los que incurren por el alquiler de estos equipos, frente al resto de ingresos y costes de la actividad de distribución. En consecuencia, la CNMC ha solicitado información económica para llevar a cabo un análisis metodológico que concluye que los precios por el alquiler de estos equipos deberían bajar entre el 16% y el 76%, dependiendo del tipo de contador del usuario.

El gas licuado por canalización baja un 8,16% en su parte variable

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Europa Press.- El precio del gas licuado de petróleo (GLP) por canalización baja un 8,16%, según una resolución del Ministerio de Energía publicada en el Boletín Oficial del Estado (BOE). Concretamente, el precio máximo del término variable de la tarifa para usuarios finales de GLP por canalización antes de impuestos se sitúa en 70,802 céntimos de euro por kilogramo, frente a los 77,1006 céntimos previos.

Asimismo, el término fijo de este combustible se mantiene en 1,56 euros mensuales, mientras que el precio del GLP canalizado para su distribución a granel cae un 10%, desde los 62,5928 céntimos por kilogramo del mes anterior hasta 56,2942 céntimos. La revisión de precios de los gases licuados por canalización se realiza mediante una fórmula automática que pondera el precio de la materia prima, el flete y la cotización entre el euro y el dólar.

El fondo de inversión Blackstone compra en Texas el operador de gasoductos EagleClaw Midstream por unos 1.876 millones de euros

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Europa Press.- Blackstone ha llegado a un acuerdo vinculante para la adquisición de EagleClaw Midstream Ventures, uno de los mayores operadores privados de gasoductos en Texas, por unos 2.000 millones de dólares (1.876 millones de euros). La operación, que podría completarse a finales de julio, se llevará a cabo en efectivo e incluye 1.172 millones de euros en deuda financiada por Jefferies.

Tras el cierre de la transacción, EagleClaw mantendrá su nombre comercial y operará como una compañía en cartera de Blackstone, precisó la entidad. «Esta transacción representa un momento muy emocionante en nuestra historia de crecimiento», declaró el presidente y consejero delegado de EagleClaw, Bob Milam, destacando la reputación de Blackstone como inversor en el sector de la energía, así como su escala, que permitirá llevar a EagleClaw «al siguiente nivel».

Argelia asegura a la Unión Europea que no tiene problemas para garantizar su suministro de gas durante las próximas décadas

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Europa Press.- El ministro de Energía de Argelia, Noureddine Boutarfa, ha garantizado que su país no tiene «ningún problema» para asegurar el suministro de gas a la Unión Europea en los próximos 20 años en las cantidades que se suministran en la actualidad al bloque comunitario, que considera la «salida natural» de su producción. Así lo indicó tras reunirse con el comisario de Energía y Acción Climática, Miguel Arias Cañete, para evaluar los progresos conseguidos en el marco de la cooperación energética.

«He asegurado al comisario que Argelia no tiene problemas de gas. En todo caso, en los 20 próximos años, ningún problema para mantener la posición que tenemos hoy en Europa», comprometió el ministro argelino. Boutarfa subrayó que la relación entre la Unión Europea y Argelia en el ámbito de la energía no es «fortuita», sino que se inscribe en la «vecindad» entre ambas partes, al mismo tiempo que destacó que el bloque comunitario es la «salida natural» del gas argelino.

En este sentido, ha explicado además que Argelia tampoco tiene «problemas de renovación» y que serán «las condiciones comerciales» las que determinarán la misma. «Los contratos a largo plazo, por qué no, siempre son una cuestión de precio, Argelia no tiene problemas con eso. Si las compañías quieren contratos a corto plazo, tampoco es un problema. Serán cosas que se harán en la negociación», zanjó. La Asociación Estratégica entre Bruselas y Argelia prevé una cooperación en las áreas del gas natural y del petróleo, así como en el campo de la electricidad, de las energías renovables, de la eficiencia energética y del desarrollo de infraestructuras. El primer foro en el marco de esta asociación tuvo lugar en mayo de 2016.

Por su parte, el comisario español ha remarcado que Argelia es «un proveedor importante» para Europa, que siempre ha sido «fiable», incluso «en los periodos difíciles». También ha garantizado que la Unión Europea «tiene vocación de seguir siendo el principal cliente» de Argelia y ha destacado la relación de «interdependencia» entre las dos partes. «Europa se apoya en el gas argelino para su seguridad de suministro y Argelia se apoya en el mercado europeo para su seguridad de la demanda. Queremos que este comercio de gas mutuamente beneficioso continúe y se desarrolle», ha expresado Arias Cañete. Para ello, ha indicado que son «necesarios» nuevos contratos de «suministro, inversiones y producción».

Asimismo, el comisario de Energía ha apuntado que Argelia tiene «gran potencial» en el ámbito de las energías renovables y la eficiencia energética, campos en los que la Unión Europea está «firmemente comprometida» para apoyar al país norteafricano. En este sentido, explicó que la segunda edición del foro energético entre la Unión Europea y Argelia tendrá lugar a finales de año, así como que han acordado organizar una reunión con representantes de empresas europeas antes de la oferta pública argelina de 4.000 megavatios en el campo de las energías renovables.

En cualquier caso, Cañete ha afirmado que es «importante» mejorar el marco legislativo en Argelia para que «se convierta en un destino más atractivo para los inversores europeos». Boutarfa subrayó la «firme» voluntad de que la economía «argelina» se integre en la europea y al mismo tiempo que «Europa esté más presente en nuestra casa». Con respecto al desarrollo de las energías renovables, Boutarfa destacó que «tienen la ventaja de ser accesibles» y por ello «pueden ser un vector de estabilización» tanto de la sociedad como de la economía, un factor importante si se tiene en cuenta la «dimensión africana».

Las importaciones netas de gas natural crecen un 70% en febrero

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Europa Press.- Las importaciones netas de gas natural alcanzaron los 38.051 gigavatios hora (GWh) en febrero, lo que representa un incremento del 70,1% con respecto a febrero del 2016, según Cores. Este incremento se debió tanto al aumento de las importaciones de gas natural por gasoducto, que crecieron un 36,6%, como de gas natural licuado (GNL), que repuntaron un 112,9%, hasta representar un 54,9% del total.

Las importaciones de gas ascienden a 39.637 gigavatios hora (GWh), un 59,9% más que en febrero del año pasado. Las entradas de GNL superaron a las de gas natural, situándose en los 20.947 GWh, siendo las mayores importaciones en GNL desde agosto de 2012. En concreto, aumentaron los suministros de gas en todas las zonas geográficas. Destaca el incremento en los procedentes de África y América Central y del Sur, que crecieron un 55,1% y 179,0% respectivamente. Por su parte, el GNL de Argelia, se disparó un 230,2% y el de Perú un 346,6%. En el acumulado del año, los principales países abastecedores a España son Argelia (49,6%), Nigeria (11,6%), Perú (10,0%) y Noruega (9,1%).

Desde marzo de 2016, las exportaciones presentan tasas de variación interanuales negativas, con una caída del 34,2% con respecto a febrero. Este mes, descienden hasta 1.586 GWh, mínimo desde marzo de 2013. El 96,7% de las exportaciones se realizan por tubo a Francia y Portugal (8,1% y 88,7% respectivamente) mientras que el GNL incluye además Andorra y Italia como destinatarios.