Oreja (Enagás) reivindica la Península como «hub mundial de GNL» ante las multinacionales del sector

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Europa Press.- El consejero delegado de Enagás, Marcelino Oreja, defendió en el foro de referencia internacional del sector gasista, Gastech, celebrado en Tokio, la condición de la Península Ibérica de posible «hub mundial de GNL». La participación del directivo de Enagás en el foro ha servido también para recoger en representación del sector español del gas el testigo de Tokio como sede de Gastech, ya que la próxima edición del foro se celebrará en Barcelona en 2018.

Oreja explicó que, con 8 plantas de regasificación, la Península puede ser un hub de GNL mundial, en un contexto en el que el gas natural licuado está adquiriendo cada día un mayor protagonismo. Durante su intervención, Oreja ha destacado además que «eficiencia, sostenibilidad y flexibilidad de los servicios deben ser las claves de la gestión de cualquier operador energético actualmente» y que es necesario «entender la innovación como la herramienta que nos hace ser más eficientes, sostenibles y flexibles».

En este sentido, Oreja ha señalado que la innovación en la eficiencia repercute en unos precios menores de la energía, un aspecto que es fundamental para mejorar la competitividad del tejido empresarial. Según explicó, esto se aplica también a la sostenibilidad. «En el caso de Enagás, la apuesta por la eficiencia energética, la utilización de la energía residual para la generación de electricidad y la continua monitorización, son ámbitos en los que llevamos trabajando tiempo y que nos han permitido reducir nuestra huella de carbono más de un 50% en los dos últimos años», indicó.

Oreja señaló que la innovación orientada a ofrecer servicios más flexibles es un reto que tienen los operadores energéticos. En este ámbito, ha destacado que Enagás está trabajando en proyectos como la adaptación de las plantas de regasificación de la compañía para la prestación de nuevos servicios logísticos, como el small scale o el bunkering, o la promoción de proyectos piloto para el uso del biogás y del gas natural comprimido (GNC) en el transporte.

En un contexto de transición hacia una economía baja en carbono, la compañía apuesta por el uso del GNL como combustible en el transporte, fundamentalmente marítimo. «Como una de las energías más respetuosas con el medio ambiente, el gas natural es clave para mejorar la calidad del aire y a reducir la emisiones de gases de efecto invernadero», ha señalado.

La deuda del sistema eléctrico cayó un 7,9% en 2016, hasta los 23.070 millones; la gasista es de 2.471 millones

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Europa Press.- La deuda del sistema eléctrico se situó en 23.070 millones de euros a cierre de 2016, lo que representa una reducción de casi 2.000 millones de euros, un 7,9% menos, respecto a los 25.057 millones de euros a los que ascendía en 2015, según indicó la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

En la actualidad, existen cuatro categorías de derechos de cobro asociados a la deuda del sistema eléctrico: el déficit de 2005, los derechos de cobro de los adjudicatarios de la segunda subasta del déficit ex ante, los derechos de cobro del déficit de 2013 y los derechos de cobro del Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE). El derecho de cobro asociado a FADE representa el 79,9% del importe total pendiente de cobro a cierre del 2016, seguido del derecho de cobro del déficit 2013, con un 12,6%.

El coste medio ponderado de la deuda del sistema eléctrico en 2017 con los datos disponibles a 31 de diciembre de 2016 es del 3,319%, 20,3 puntos básicos menos con respecto al coste medio ponderado de la deuda en 2016, con los datos disponibles a 31 de diciembre de 2015. En lo que respecta a la anualidad correspondiente a 2017 de la deuda del sistema eléctrico, se sitúa en 2.838,3 millones de euros, de los cuales 2.072,6 millones son de principal (73%) y 765,7 millones de euros son intereses (27%).

Después de catorce años consecutivos de generación de déficit, 2014 fue el primer ejercicio en el que se generó un superávit en el sistema eléctrico, por importe de 550,3 millones de euros. Asimismo, en 2015 también se produjo un superávit de 469,3 millones de euros. Por otra parte, la CNMC subraya que considera necesario que se proceda «lo antes posible» al desarrollo reglamentario de la Ley 24/2013 para aplicar el superávit de 2014 y 2015 del sector eléctrico, que asciende a 1.019 millones de euros, a la amortización parcial de la deuda del sistema eléctrico.

En lo que respecta a la deuda del sector gasista, a cierre de 2016 ascendía a 2.471 millones. Este importe es un 66,75% superior al importe registrado a 31 de diciembre de 2015 (1.481,8 millones), debido principalmente a que se ha incorporado la deuda acumulada durante el periodo comprendido entre 2004 y 2014. En el caso del sistema gasista, al igual que en el eléctrico, también existen cuatro categorías de derechos de cobro: el desvío en la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia y suministrado a través del gasoducto del Magreb; la compensación por la extinción de la concesión de Castor; el déficit hasta 2014 y el desajuste temporal del año 2015.

El derecho de cobro asociado a la compensación por la extinción de la concesión de explotación de Castor representa el 53,7% del importe total pendiente de cobro a 31 de diciembre de 2016, seguido del derecho de cobro del déficit acumulado hasta 2014, con un 41,2%, señala el regulador. Por su parte, el coste medio ponderado de la deuda del sistema gasista en 2017, con los datos disponibles a 31 de diciembre de 2016, es del 2,805%. El derecho de cobro de Castor constituye actualmente la deuda de mayor coste, con un tipo de interés que asciende al 4,267%, mientras que el desajuste 2015 es, provisionalmente, la deuda de menor coste, al ser su tipo de interés aplicable del 0,836%.

Esta diferencia en los tipos está relacionada, no obstante, con la diferente vida de los derechos de cobro (30 y 5 años, respectivamente), precisa la CNMC. Mientras, la anualidad correspondiente a 2017 de la deuda del sistema gasista se sitúa en 199,9 millones de euros, de los cuales 130,6 millones son de principal (65%) y 69,3 millones son intereses (35%).

El sistema eléctrico evoluciona 845 millones mejor de lo previsto en 2016 a falta de la última liquidación

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Redacción / Agencias.- El sistema eléctrico registró un déficit de tarifa provisional de 430 millones de euros en la decimotercera liquidación de 2016 elaborada por el organismo regulador Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), lo que, a falta de una liquidación para cerrar el ejercicio, arroja una evolución de 845 millones de euros mejor a la prevista.

La previsión para 2016 pasa por cerrar con superávit, como ha ocurrido en los ejercicios 2014 y 2015. El déficit de tarifa provisional de 2016, que se produce porque los ingresos vía peajes son aún insuficientes para cubrir los costes regulados reconocidos, fue inferior a lo previsto gracias a un incremento en la demanda del 0,8%, superior al valor promedio observado en años anteriores. Los ingresos por peajes de acceso de consumidores ascendieron en esta liquidación a 13.741,6 millones de euros, un 0,2% superiores al valor promedio histórico, mientras que los ingresos de peajes de generadores fueron 1,19 millones de euros inferiores a los previstos.

Por su parte, los costes regulados fueron 751,4 millones de euros inferiores a los previstos debido, principalmente, a unos menores costes de la retribución específica de la producción renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos, por importe de 323,8 millones de euros, de la retribución adicional de los sistemas extrapeninsulares (342,8 millones de euros) y de los pagos por capacidad (90,8 millones de euros). Además, en esta liquidación se produjo la amortización de los bonos de la Serie 19 de FADE (emisión 45ª), lo que ha dado lugar a un ajuste en la anualidad, con un impacto en la liquidación de -24,9 millones de euros.

En cuanto a las renovables, la liquidación provisional a cuenta correspondiente a la energía generada en todo 2016 ascendió a 6.396 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente. La cantidad a pagar a cuenta a los productores asciende a 481,8 millones de euros, antes de impuestos. El coeficiente de cobertura se situó en el 96,9%, es decir, que los agentes del sistema cobrarán ese porcentaje de los ingresos reconocidos ahora, mientras que el resto se abonará a medida que haya nuevos recursos disponibles.

En lo que respecta a la primera liquidación provisional de 2017, el déficit del sistema eléctrico ascendió a 781,6 millones de euros, lo que supone una evolución 126,6 millones de euros mejor a la prevista. El regulador precisó que los ingresos por peajes correspondientes a lecturas del mes de enero no se reciben completamente hasta marzo, por lo que la primera liquidación tiene una “escasa relevancia”, debido al desfase existente entre la declaración de los ingresos y la liquidación de las distintas partidas de coste.

Según los datos de la liquidación, la demanda en consumo registrada en la liquidación ascendió a 4.665 gigavatios hora (GWh), lo que es un 3,4% superior al valor promedio observado en años anteriores. Los ingresos por peajes de acceso ascendieron a 387,3 millones de euros, siendo un 8,6% superiores al valor promedio histórico. Por su parte, los costes regulados fueron de 90,3 millones de euros inferiores a los previstos para esta liquidación, debido, principalmente, a unos menores costes de la retribución específica peninsular de la producción renovable, cogeneración y residuos del sistema peninsular y de la retribución adicional y específica de los sistemas extrapeninsulares, inferior en 29,8 millones de euros.

En cuanto a las renovables, la CNMC ha gestionado la liquidación de 63.722 instalaciones con derecho a retribución específica. La liquidación provisional a cuenta correspondiente a la energía generada en enero del 2017 ascendió a 514,271 millones de euros, antes de impuestos. La cantidad a pagar a cuenta a los productores en la liquidación ascendió a 156,322 millones de euros, antes de impuestos. El coeficiente de cobertura fue del 30,39%.

En cuanto al sistema gasista, registró un déficit de tarifa de 175 millones de euros, un 83,3% superior a los 95 millones de euros en el mismo periodo del año anterior. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, se tiene un índice de cobertura del 93,7% de la retribución acreditada. El total de ingresos declarados por las empresas al sistema de liquidaciones por facturación de tarifas, peajes y cánones ascendió a 2.612 millones de euros, que es un 0,3% inferior al mismo periodo del año anterior. La retribución total acreditada de 2.787 millones de euros, que es un 0,2% superior a la del 2016.

Respecto a los datos de enero, registró un déficit de 169,6 millones de euros en esta primera liquidación de 2017, lo que supone un 0,3% menos que los 170,1 millones de euros registrados en enero de 2016. El total de ingresos declarados por las empresas ascendió a 109,7 millones de euros, que es un 7,8% superior al 2016, debido al incremento de los ingresos por término de conducción en puntos de suministro. La retribución total acreditada fue 261,6 millones de euros, un 0,4% superior a la del año anterior. La demanda nacional de gas en 2017, facturada en enero, ascendió a 18,9 teravatios hora (TWh), con un aumento del 17%.

Letonia liberaliza su mercado del gas natural para reducir la dependencia rusa

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EFE.- La reforma de la Ley de la Energía en Letonia entró en vigor para liberalizar el mercado del gas natural y reducir la dependencia de la república báltica de Rusia, aunque se esperan pocos cambios para los consumidores. Letonia, como las otras dos exrepúblicas soviéticas del Báltico, Estonia y Lituania, ha dependido hasta ahora casi exclusivamente del gaseoducto ruso de Gazprom y la apertura del sector tiene como objetivo ganar autonomía respecto al país vecino, según el Ministerio de Economía de Letonia.

Alrededor de 15 empresas han anunciado que suministrarán gas a empresas y hogares, pero sólo dos compañías con base en Lituania, Lietuvos Duju Tiekimas y Litgas, tiene acceso a las importaciones de gas natural licuado a través del puerto de Klaipeda con lo que, de hecho, Gazprom seguirá manteniendo una posición dominante. Una de las empresas suministradoras, Enefit, filial del grupo energético estonio Eesti Energija, ha avanzado ya que no cree que la apertura del mercado tenga algún impacto. «Los precios del gas en Letonia han estado vinculados hasta ahora a los cambios en los precios globales de la energía, por lo que no se puede esperar que los consumidores vean grandes variaciones», señaló el director de Enefit, Janis Behters.

Los consumidores que no elijan uno de los nuevos suministradores seguirán comprando a Latvijas Gaze, el importador de gas ruso propiedad en parte de Gazprom, aunque sujetos a la regulación de precios de las autoridades letonas. Los cambios legales implican también que el transporte, almacenaje y distribución a los suministradores debe realizarse a través de compañías distintas de Latvijas Gaze.

Esta empresa creó en 2016 Conexus Baltic Grid (Conexus) para gestionar el transporte a través de sus gaseoductos y el almacenaje en las grandes instalaciones subterráneas de Incukalns. Conexus tiene los mismos propietarios que Latvijas Gaze, con la rusa Gazprom como principal accionista (34,1%). En la empresa participan también el fondo europeo de inversión Marguerite Fund (29,1%), la alemana Uniper Ruhrgas International (18,3%), la letona Itera Latvija (16%) y pequeños accionistas que controlan el 2,5%.

En aplicación de la ley aprobada en 2016, y dado que los propietarios de Conexus son los mismos que los de Latvijas Gaze, los grandes accionistas, excepto Marguerite Fund, tendrán que desinvertir en la empresa a lo largo de este ejercicio. Conexus es la propietaria de la red de gaseoductos de Letonia y de la instalación de almacenamiento subterráneo de Incukalns. La red incluye 1.191 kilómetros de tuberías que cubren todo el país y está conectada a redes locales a través de 40 subestaciones de gas natural, mientras que Incukalns puede almacenar hasta 2.300 millones de metros cúbicos de gas, suficiente, según Conexus, para cubrir las necesidades de gas natural de toda la región báltica.

La apertura del mercado del gas es considerada parte central de controvertidas leyes aprobadas en las últimas semanas en Letonia con las que diversos sectores han sido declarados «de interés estratégico», con lo que cualquier cambio relevante en los accionariados queda sujeto a la aprobación o el veto del gobierno. Durante los debates en el Parlamento, varios diputados advirtieron de que los cambios en la Ley de Seguridad Nacional y en el derecho comercial estaban dirigidos al sector gasista, pero también afectarían a otros sectores.

Qatar aumentará su producción gasista mientras la producción en Sudán del Sur se hunde por la guerra y los precios

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EFE.- La producción de petróleo en Sudán del Sur, que llegó a alcanzar los 350.000 barriles diarios, se ha desplomado hasta los 130.000 por la guerra desatada a finales de 2013 y por la caída del precio del crudo en los mercados, según el Gobierno local. Noticias que contrastan con las llegadas desde Qatar, donde la empresa estatal de petróleo Qatar Petroleum reveló un plan para aumentar su producción de gas natural en alrededor de 56,6 millones de metros cúbicos diarios.

Los estudios técnicos demuestran la posibilidad de desarrollar un nuevo proyecto de gas, que puede dedicarse exclusivamente a exportación, en el gigantesco yacimiento del Campo Norte, según señaló la empresa. La nueva producción eleva la capacidad del Campo Norte en un 10% y aportará cerca de 400.000 barriles diarios equivalentes a la producción nacional, según declaró el director ejecutivo de la compañía, Saad Sharida al Keabi. El Campo Norte tiene unas reservas probadas recuperables de 8,49 billones de metros cúbicos de gas y es considerado el mayor yacimiento del mundo, según datos de la empresa.

Crisis en Sudán del Sur

En contraste con Qatar, el ministro de Finanzas de Sudán del Sur, Stephen Dhieu Dau, señaló que la producción de crudo local pasó de 160.000 barriles en 2015 a los actuales 130.000. Dau afirmó que la bajada de precios de crudo ha desalentado a los inversores extranjeros, lo que ha repercutido a la producción. No obstante, aseguró que el Gobierno «intenta recuperar la producción en los próximos meses». Las finanzas públicas de Sudán del Sur dependen del petróleo casi exclusivamente. Sudán del Sur alcanzó su pico de producción en 2011, antes de la independencia de su ahora vecino del norte.

La Comisión Europea no impedirá el proyecto de ampliación del gasoducto Nord Stream entre Rusia y Alemania

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EFE.- La Comisión Europea decidió no bloquear el proyecto de gasoducto Nord Stream II de la energética rusa Gazprom, ya que no encuentra motivos legales para prohibirlo, y propuso encontrar una «solución política» entre los países de la Unión Europea y Moscú para solventar las preocupaciones de algunos Estados.

Sin embargo, para encontrar una solución política a la situación, la Comisión Europea buscará que los gobiernos de los Estados de la Unión Europea le den un mandato para alcanzar un acuerdo con Rusia que defina el marco legal del Nord Stream II y lo ajuste a las prioridades de Bruselas. «No nos gusta Nord Stream II políticamente. Por eso la construcción de una Unión Energética fuerte es clave para esta Comisión», apuntó el portavoz del Ejecutivo comunitario, Alexander Winterstein.

La Comisión Europea respondió así a la petición de Dinamarca y Suecia, que en enero solicitaron que clarificase si la Unión Europea podía tomar medidas legales contra Nord Stream II por sus preocupaciones políticas. El gasoducto permitiría a Gazprom, la energética estatal rusa, transportar gas natural desde Rusia hasta Alemania sin pasar por Ucrania, a través del Mar Báltico, una región en la que la compañía duplicaría su capacidad de exportación gracias a este proyecto.

La Unión Europea cree que el proyecto, apoyado por Alemania pero rechazado por Polonia y otros países, podría comprometer la seguridad de suministro energético de la Unión, su estrategia de diversificación y el futuro del tránsito ucraniano. La Unión ve con preocupación el abastecimiento a Ucrania, país por el que transita aproximadamente la mitad de todo el gas ruso que llega a Europa, sobre todo después de que Rusia influyese en sus conflictos y se anexase la península de Crimea.

El Colegio de Geólogos es favorable a «explorar y explotar» los recursos mineros autóctonos para reducir la dependencia del exterior

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EFE / Europa Press.- El Colegio Oficial de Geólogos (ICOG) se ha mostrado favorable a «explorar y explotar» los recursos mineros autóctonos para «reducir la dependencia de suministros del exterior». En este sentido, hace referencia a los datos del Panorama Minero del Instituto Geológico y Minero (IGME), que en 2014 señalan que España importó 68.440 millones de euros en recursos minerales, de los cuales un 80% fueron recursos energéticos y un 20% rocas y minerales industriales y minerales metálicos.

Respecto a los diferentes proyectos extractivos, el Colegio Oficial reconoce que estos proyectos cuentan con «una fuerte contestación social local por el lógico miedo a los posibles efectos ambientales negativos que las futuras explotaciones pudieran generar«. Alrededor de estos proyectos han surgido plataformas ciudadanas que se han movilizado en contra de los mismos con el apoyo de la población, los ayuntamientos y, en el caso de una mina de feldespato, la propia Diputación abulense, cuyo pleno aprobó una moción señalando que la minería no es un «sector estratégico» para Ávila.

Ante esta situación, el Colegio de Geólogos señala que en algunos casos son proyectos mineros que «ya han tenido actividad y que no han planteado ningún problema medioambiental», mientras que en otros son nuevos y su impacto «será razonablemente mínimo si se utilizan las mejores técnicas disponibles y se controlan eficazmente con personal cualificado desde las autoridades mineras y ambientales». Respecto a los diferentes proyectos mineros en España, el ICOG considera «positivo investigar y aprovechar los recursos propios siempre que se respete el medioambiente y los proyectos sean económicamente viables».

Por otra parte, el Colegio recuerda que la decisión de investigar los yacimientos minerales o reabrir una mina depende «en gran medida de las fluctuaciones cíclicas de los precios mundiales de las materias primas y de la investigación y el conocimiento de los yacimientos«. Desde su punto de vista y debido a «la evidente dependencia de las industrias españolas de la importación de minerales foráneos, España debe aprovechar y hacer uso de sus propios recursos».

Ebioss pone en marcha a sus servicios jurídicos tras la caída de sus acciones en un 20%

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EFE.- Ebioss Energy ha puesto en marcha la acción de sus servicios jurídicos para defender los intereses de sus accionistas y de la compañía, tras haberse producido recientemente una caída de sus acciones del 20%, según comunicó al Mercado Alternativo Bursátil (MAB). Los títulos de Ebioss experimentaron un desplome progresivo desde los 1,88, hasta situarse en los 1,47 euros.

La empresa ha puesto en conocimiento del mercado que el «comportamiento inusual» que se ha precipitado en la acción «no tiene nada que ver con ninguna información de ninguna naturaleza relacionada con la evolución y actividad de la sociedad«. Asimismo, la compañía con sede en Bulgaria ha comunicado que no ha habido ningún cambio en las participaciones significativas de la compañía y ha activado sus servicios jurídicos «en aras de la defensa de los accionistas».

La portuguesa EDP vende Naturgas a un consorcio inversor por 2.591 millones de euros para integrar EDP Renovables

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EFE.- La eléctrica Energías de Portugal (EDP) anunció la venta de su filial española Naturgas por 2.591 millones de euros a un consorcio de inversores integrado por JP Morgan Infraestructure, Swiss Life y Abu Dhabi Investment Council. EDP explicó que el encaje obtenido con esta deuda se dedicará a financiar la opa que ha lanzado sobre su filial EDP Renovables, de la que ya posee el 77,5% del capital, y a reducir sus niveles de deuda.

En concreto, la compañía calcula que la operación tenga un «impacto esperado de cerca de 2.300 millones de euros en la reducción de la deuda líquida de EDP». EDP y el consorcio de inversores firmarán los acuerdos definitivos en abril y la operación todavía está pendiente de autorización de las autoridades reguladoras. La red de distribución de Naturgas es la segunda más grande de España, con casi un millón de puntos de venta, que se concentran en Asturias, Cantabria y País Vasco. Naturgas era una empresa pública del País Vasco hasta que en 2003 fue privatizada y adjudicada a Hidrocantábrico.

EDP es el principal grupo energético de Portugal y anunció también una opa sobre su filial EDP Renovables, que tiene sede en España, en la que ofrece 6,8 euros por título para hacerse con el 22,5% de las acciones que aún no posee. Este anuncio provocó que su filial renovable se disparara un 10,1% en Bolsa, hasta los 6,9 euros, superando el precio que su matriz ofrece en la opa que lanzó sobre la compañía.

El anuncio de la operación también revalorizó EDP un 4,16%. El presidente ejecutivo de EDP, António Mexia, espera que la opa esté concluida «en el segundo trimestre o al inicio del tercer trimestre» de este año. Se prevé que la opa suponga un desembolso máximo de unos 1.300 millones de euros. En el caso de que EDP consiga controlar más del 90% de su filial especializada en renovables con la opa, la compañía prevé su salida de la Bolsa lisboeta.

Nadal descarta una especial relevancia

Por su parte, el ministro de Energía, Álvaro Nadal, no cree que la venta de Naturgas vaya a tener especial relevancia, pues si bien es la segunda en España, está a gran distancia de la primera, la de Gas Natural Fenosa. Nadal señaló que, no obstante, las implicaciones que pueda tener la operación las dilucidará la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). En este caso, no cree que la venta sea una cuestión «tan relevante», ya que la diferencia de tamaño que tiene Naturgas con la primera red del país es «sustancial».

El precio de la tarifa regulada de gas natural sube un 1,87% en el segundo trimestre del año

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Redacción / Agencias.- La tarifa de último recurso (TUR) del gas natural subirá un 1,87% a partir de abril respecto al primer trimestre del año, según indicó el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital. El departamento señaló que la subida, vigente hasta el próximo junio, se debe al encarecimiento del término de energía, como consecuencia del incremento del 5,9% del coste de la materia prima, en línea con el incremento de la cotización del petróleo Brent, de referencia en Europa, en los mercados internacionales.

Así, se registrará el tercer repunte consecutivo en el precio del gas natural, después de que el pasado mes de enero sufriera ya un encarecimiento del 3,5%, que se unía al incremento del 1,1% de octubre, que supuso la primera subida desde la revisión del cuarto trimestre de 2014. Al precio de la TUR, que se actualiza por el Gobierno de forma trimestral, se encuentran acogidos 1,7 millones de los 7,7 millones de consumidores de gas natural, mientras que los 6 millones restantes son suministrados a través de una comercializadora de mercado a precio libre.

El precio para la TUR 1, a la que están acogidos fundamentalmente los clientes que utilizan el gas para el suministro de agua caliente y cocina, se ha incrementado un 1,54%, lo que supone una subida media de la factura mensual de 26 céntimos de euro para los usuarios de esta tarifa. El precio para la TUR 2, a la que están acogidos principalmente los clientes domésticos que también tienen calefacción de gas, ha subido un 2,04%, lo que representa un repunte medio de la factura mensual de 96 céntimos.

El precio de la TUR de gas está determinado por la suma de los peajes, que responden al uso de las infraestructuras, y del precio del gas, que se obtiene según la cotización internacional del gas, la evolución del crudo Brent y la subasta de adquisición de gas. El Ministerio destacó que se mantiene congelada la parte regulada del recibo, esos peajes, por cuarto año consecutivo, y ha recordado que el precio del gas natural para los consumidores domésticos descendió de media en 2016  un 8% en comparación con 2015.

OCU aconseja revisar el contrato

Por su parte, la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) recomendó a los consumidores revisar su contrato de gas y compararlo con las ofertas de otros comercializadores para elegir la tarifa más económica. Así, la organización explica que, según sus datos, dicha subida en el precio del gas supone que un hogar con un consumo medio de 9.000 kilovatios hora (kWh) anuales, pagará un 1,8% más en su factura por el mismo consumo. Según sus cálculos, esta subida se traduce en un incremento del término de energía del 2,3% en la TUR 1 y un 2,6% en la TUR 2.

De igual modo, desde la organización han aseverado que es «previsible» que dicha subida también marque la tendencia de los comercializadores en el mercado libre de cara a los próximos meses. Ante esta situación, también recomienda comprobar si el usuario está pagando por servicios adicionales no deseados, como servicios de mantenimiento de la caldera o protección de pagos, que encarecen la factura del gas en más de 100 euros anuales.