Entradas

La estadounidense NextEra compra las compañías Gulf Power y Florida City Gas por 6.475 millones de dólares a Southern Company

/0 Comentarios/en /por

EFE.- NextEra Energy, la matriz de la eléctrica Florida Power & Light (FPL), anunció que concluyó las negociaciones para comprar las compañías Gulf Power y Florida City Gas, así como su participación en dos plantas generadoras en el estado, por 6.475 millones de dólares (unos 5.500 millones de euros). El acuerdo con Southern Company incluye asumir una deuda por 1.400 millones de dólares correspondiente a Gulf Power, según indicó NextEra Energy.

«Estas transacciones traerán importantes beneficios al estado de Florida y los clientes de Gulf Power y Florida City Gas, además de a los accionistas de NextEra Energy», apuntó Jim Robo, presidente y director ejecutivo de esta última compañía. NextEra Energy financiará unos 5.100 millones de dólares del monto de la operación, pendiente todavía de la aprobación de los entes reguladores, mediante la emisión de deuda, y espera mantener un exceso de capacidad de balance de 5.000 a 7.000 millones de dólares. A partir de estas transacciones, las expectativas de ganancias ajustadas por cada acción se incrementan en 0,15 centavos de dólar para 2020 y 0,20 centavos de dólar para 2021.

NextEra Energy, que cuenta con casi 5 millones de clientes en Florida a través de FPL, sumará unos 600.000 con la adquisición de la eléctrica Gulf Power y la gasista Florida City Gas. Gulf Power, con 450.000 clientes, cuenta con 9.500 millas de líneas eléctricas y una capacidad generadora de 2.300 megavatios, mientras Florida City Gas atiende a 110.000 clientes mediante gasoductos de 3.700 millas de extensión. El acuerdo incluye adquirir la planta Oleander, movida con gas natural y con capacidad de 791 megavatios, y el 65% del Centro de Energía Stanton, de ciclo combinado y capacidad de 660 megavatios.

El Gobierno de Portugal suspende la subasta anual de pagos por capacidad que perciben las compañías eléctricas EDP y Endesa

/0 Comentarios/en , , /por

EFE.- El Gobierno portugués decidió suspender este año la retribución por garantía de potencia que abonaba a Energías de Portugal (EDP) y Endesa, un incentivo que pagaba para que las compañías eléctricas estén siempre disponibles para producir. En una orden ministerial, el Ejecutivo socialista anunció que ha aplazado la subasta anual para atribuir estos incentivos prevista para 2018, ante las dudas de Bruselas de que sea compatible con las directrices europeas.

De esta forma, el Gobierno está a la espera de que la Comisión Europea se pronuncie sobre la compatibilidad de este mecanismo «con las disposiciones comunitarias relativas a los auxilios del Estado en el sector de la energía». En el caso de recibir luz verde de la Comisión Europea a lo largo de 2018, se podrían pagar incentivos por los meses que resten del año, según la orden ministerial. El régimen de garantías de potencia busca asegurar el abastecimiento de los consumidores de energía cuando no es posible hacerlo en las condiciones normales de mercado.

Según un informe divulgado en 2016 por la Entidad Reguladora de los Servicios Energéticos (ERSE), los incentivos pagados a EDP y a Endesa con este régimen supondrían un coste de 665 millones de euros al Estado portugués. Ambas compañías han defendido en varias ocasiones la necesidad de estas ayudas para garantizar la producción de energía en Portugal. El Gobierno luso introdujo en 2017 un nuevo modelo de pagos por capacidad, basado en un esquema competitivo, en el que los generadores licitan en una subasta distintos productos de capacidad firme anualmente.

Endesa ya lo tenía previsto

Endesa considera que el aplazamiento de la subasta de 2018 para asignar incentivos de retribución por garantía de potencia en Portugal tiene muy poco impacto en su caso, según han indicado fuentes de la compañía, que recordaron que la decisión ahora formalizada ya había sido anunciada por el Ejecutivo luso a través de una disposición en los Presupuestos. Al ser conocida la decisión, Endesa no había presupuestado ningún importe de pago por capacidad para 2018.

En 2017 Endesa resultó adjudicataria de un producto de 418 megavatios (MW), cuya disponibilidad debía garantizar entre abril y el 31 de diciembre, cubierto con el ciclo combinado de Pego en Portugal, con una retribución total aproximada de 1,5 millones de euros, ya cobrada en enero de 2018. Después de esa subasta, la Comisión Europea pidió aclaraciones sobre el mecanismo y el Gobierno portugués decidió posponer la correspondiente a 2018 hasta que Bruselas se pronuncie, con lo cual el impacto negativo, de un máximo de 1,5 millones, ya se produjo con la decisión del aplazamiento.

La demanda de gas natural para generación de electricidad alcanza su nivel más alto desde enero de 2011

/0 Comentarios/en , , , , /por

Europa Press.- La demanda de gas natural para generación de electricidad alcanzó valores por encima de los 550 gigavatios hora (GWh), su valor más alto desde enero de 2011. Este incremento estuvo motivado, fundamentalmente, «por una muy baja generación eólica e hidráulica y por la parada de dos centrales nucleares en España”, apuntó Enagás. Por su parte, la demanda convencional, destinada a los consumos de hogares, comercios e industrias, ha registrado su máximo histórico en un mes de noviembre.

La demanda total de gas esté registrando los valores más altos en condiciones normales de temperatura desde 2012. Enagás indicó que el récord de demanda de gas para el sector eléctrico se superó «atendiendo con normalidad toda la demanda del sistema, lo que pone de manifiesto el papel fundamental que el gas natural desempeña para garantizar el suministro de electricidad». En lo que va de año, la demanda de gas natural en España aumentó en torno a un 9% con respecto al mismo periodo de 2016, debido principalmente al crecimiento de la demanda industrial (7,4%), que representa el 60% del total de la demanda nacional.

Energía autoriza el cierre del ciclo combinado de Viesgo en Tarragona

/0 Comentarios/en , , , , /por

Europa Press.- El Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital ha autorizado el cierre de la central de ciclo combinado propiedad de Viesgo en la provincia de Tarragona, situada en el término municipal de La Canonja. Tras la autorización de Energía, Viesgo deberá realizar el cierre de la planta en el plazo de 3 años y desmantelar los activos, según consta en una resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas publicada en el Boletín Oficial del Estado (BOE).

No obstante, Energía excluye de la autorización de cierre a una serie de activos pertenecientes a la central correspondientes las instalaciones eléctricas de 220 kV y 25 kV, entre otros. El año pasado, Red Eléctrica de España (REE) incorporó determinadas instalaciones eléctricas que formaban parte de la infraestructura de la central de Viesgo en Tarragona, activos que quedan así fuera de esa autorización de cierre. La petición de Viesgo ya contaba con el visto bueno de REE y de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que consideraron que el cierre de la central no representaba una «incidencia significativa» en la seguridad ni en la garantía de suministro del sistema eléctrico español.

La central de Tarragona fue puesta en servicio en 2003, pasando a ser propiedad de E.ON Generación en 2008, y está constituida por un grupo de ciclo combinado monoeje de 386 megavatios (MW). En los años de la crisis económica, el funcionamiento de los ciclos combinados cayó al 10% de su capacidad, reduciéndose además los niveles de consumo de gas destinado a la generación eléctrica.

Esto motivó que se pidieran a la Administración el cierre de diversas plantas. Iberdrola fue la primera compañía en dar el paso con el cierre del grupo 3 de la central de ciclo combinado ubicada en Castellón de la Plana aunque, finalmente y tras recibir el visto bueno del Gobierno, la energética desistió. También se produjeron peticiones de cierre por parte de Endesa para su planta de ciclo combinado de gas de Colón (Huelva), que fue denegada por el Gobierno, o de la central térmica de Foix, actualmente en desmantelamiento.

Esta autorización de cierre por el Ministerio de Energía del ciclo combinado de Viesgo en Tarragona se produce en un momento en el que el Gobierno trabaja en un proyecto de real decreto para regular el procedimiento de cierre de las instalaciones de generación eléctrica. El Gobierno pretende establecer las medidas regulatorias que aseguren que las decisiones de cierre de centrales de generación eléctrica «son coherentes con los instrumentos de planificación energética y compatibles con los objetivos en materia de seguridad del suministro, cambio climático y precio de la energía».

La demanda de gas natural se dispara un 13% en septiembre y alcanza su nivel más alto del último lustro

/0 Comentarios/en , , , , , , , /por

Europa Press.- La demanda de gas natural en España aumentó un 13% en septiembre respecto al mismo mes del año anterior, hasta alcanzar los 26.153 gigavatos hora (GWh), el valor más alto para un septiembre en los últimos cinco años, según Enagás.

La demanda convencional, de hogares, comercios e industrias, registró el máximo valor histórico para septiembre, con un crecimiento de en torno al 5%, por aumentos en el sector doméstico (5%) e industrial (5,4%). El consumo tuvo incrementos en todos los sectores industriales, especialmente en la construcción y la metalurgia. Por su parte, la demanda de gas natural para generación de electricidad cerró septiembre con un crecimiento del 44% con respecto al mismo mes del 2016, hasta alcanzar los 7.085 GWh.

En lo que va de año, la demanda de gas natural en España ha aumentado más de un 9% con respecto al mismo periodo de 2016, debido a crecimientos en la demanda convencional (4,5%) y en las entregas de gas natural para generación de electricidad, que se han incrementado aproximadamente un 33%. La demanda industrial también está creciendo un 7%.

El presidente de Protermosolar asegura que las termosolares sustituirán a los ciclos combinados de gas como respaldo

/0 Comentarios/en , /por

Europa Press.- El presidente de Protermosolar, Luis Crespo, ha asegurado que las centrales termosolares «sustituirán a los ciclos combinados como tecnología de respaldo para garantizar el suministro eléctrico a cualquier hora del día». Crespo consideró también que la combinación de renovables fluyentes, como la eólica y la fotovoltaica, con renovables gestionables, como la termosolar, permitirá «alcanzar un mix de generación eléctrica 100% renovable a un coste de generación muy competitivo».

A este respecto, puso como ejemplo la última adjudicación de 700 megavatios (MW) termosolares en Dubai, licitación que ha marcado un nuevo récord de disminución de los precios de producción para esta tecnología, alcanzando los 0,06 euros por kilovatio hora (kWh), «lo que posiciona, indiscutiblemente, a la termosolar como la tecnología renovable más barata, tras la hidráulica existente, para satisfacer la demanda eléctrica a cualquier hora del día o de la noche, contribuyendo además a la estabilidad de las redes«.

A este respecto, Crespo subrayó que las centrales termosolares van a experimentar «un enorme impulso comercial» por la reducción de costes de producción que se están experimentado actualmente y que continuarán en la misma línea a medida que crezca el volumen de mercado. Gracias a esta reducción de costes, consideró que «ya no hay excusas de precio» para posponer un mix de generación 100% renovable, con una adecuada combinación de todas las tecnologías en el que el porcentaje de centrales con almacenamiento sea muy relevante».

La demanda de gas natural sube un 18% en agosto, el mayor crecimiento estival mensual desde 2008

/0 Comentarios/en , , , , , , /por

Europa Press.- La demanda de gas natural en España se situó en 25.100 gigavatios hora (GWh) durante el agosto, lo que se traduce en una progresión del 18% en comparación con el mismo mes del año anterior, según Enagás, que explicó que esta progresión experimentada estuvo motivada, principalmente, por el empuje de la demanda de gas natural para la generación de electricidad, con un aumento del 60%, hasta 7.800 GWh, registrando el valor más alto para este mes desde 2011.

Por su parte, la demanda convencional, destinada a los consumos de los hogares, comercios e industrias, cerró agosto con un crecimiento del 4,5% y 17.300 GWh, logrando el valor más alto para este mes de la historia. «Este aumento se ha producido principalmente por un mayor consumo de gas en la industria, que crece alrededor de un 6%», explicó Enagás. Entre enero y agosto, la demanda de gas natural en España registra un aumento del 9% debido a los crecimientos de la demanda convencional y en las entregas de gas natural para la generación de electricidad. Además, la demanda industrial contabiliza una subida del 7%.

La demanda de gas para generación eléctrica creció casi un 20% en el primer semestre

/0 Comentarios/en , , , , , /por

Europa Press / EFE.- La demanda de gas para generación eléctrica creció un 19,8% en el primer semestre del año con respecto al mismo periodo del ejercicio pasado, según la Asociación Española del Gas (Sedigas), patronal que subrayó que este dato avala «la necesidad de contar con el gas natural en el debate sobre el futuro energético en España». El incremento vino dado por las caídas que experimentaron la energía eólica, que bajó un 12%, y la hidráulica, un 51,7%, en la generación eléctrica.

Asimismo, el sector gasista y sus ciclos combinados fueron la principal fuente de generación eléctrica durante cinco días consecutivos durante la segunda semana de julio. Siempre superando el 19%, el gas se convirtió en la fuente energética con mayor peso dentro del mix eléctrico, según datos de Sedigas. Además, los días 21 y 22 de junio la representatividad de los ciclos combinados en el total del mix de generación eléctrica alcanzó las cuotas más elevadas de 2017, con un 27,6% y un 27,4%, respectivamente, que convirtieron al gas natural, ambos días, en la fuente energética mayoritaria para la generación eléctrica.

Para la patronal, estos datos ponen de manifiesto «el papel fundamental» que el gas natural desempeña para garantizar el suministro eléctrico, especialmente en olas de calor y de frío. El consumo de gas natural en el mercado nacional alcanzó los 169,07 teravatios hora (TWh) en la primera mitad del año, lo que supone un incremento del 6,5% con respecto al mismo periodo de 2016, equivalente a 14.500 millones de metros cúbicos de gas natural. Durante el primer semestre, la demanda convencional (doméstico-comercial e industria) se incrementó un 4,3% con respecto al 2016, aunque la comercial descendió un 4,1% por temperaturas más cálidas que hicieron que se usara menos la calefacción.

Las ventas en el mercado industrial aumentaron un 7,9% en el primer semestre del año, según estimaciones de Sedigas, que recuerda que la industria es el principal consumidor de gas natural, con una cuota de en torno al 64% del total de la demanda en el mercado nacional. Dentro de la demanda industrial, destaca el mayor uso de la cogeneración para la producción de electricidad que, según datos de Red Eléctrica de España (REE), apuntan que el vertido a la red de empresas cogeneradoras se incrementó un 11,5% con respecto al primer semestre de 2016.

Endesa destina 66,8 millones a garantizar el suministro durante el verano mientras asegura cumplir sus objetivos ambientales en As Pontes

/0 Comentarios/en , /por

EFE / Servimedia.- A la par que Endesa destacaba que su central de ciclo combinado de As Pontes (A Coruña) alcanzó en 2016 el cumplimiento de todos sus objetivos ambientales, así como su «mejor producción de los últimos 6 años, con 498.987 megavatios por hora», la compañía eléctrica ha destinado 66,8 millones de euros al mantenimiento preventivo de su red de distribución eléctrica y de las masas forestales que la rodean para asegurar la continuidad y seguridad del suministro en el período estival.

De ese importe, la empresa ha dedicado 21,6 millones a labores de limpieza forestal (tala y poda de árboles y limpieza de vegetación) y 45,2 millones al mantenimiento preventivo y predictivo de líneas de áreas de alta, media y baja tensión, incluyendo revisiones termográficas. Son actuaciones que se desarrollarán durante el verano en las comunidades autónomas donde Endesa opera como compañía distribuidora (Cataluña, Aragón, Andalucía, Extremadura, Baleares y Canarias) y se realizarán en colaboración con las administraciones autonómicas y locales.

Consisten, principalmente, en trabajos de limpieza y cuidado de los bosques en las zonas por donde discurre la red eléctrica y otros mantenimientos preventivos como las inspecciones termográficas, además de las habituales revisiones de todas las instalaciones. En esta campaña, Endesa incorporó sistemas LIDAR (Light Detection and Ranging), que combinan tecnología GPS con sensores láser, y permiten realizar mapas tridimensionales de las masas forestales en torno a las líneas eléctricas. Del total de 316.500 kilómetros de red que integran la infraestructura de Endesa en distribución, aproximadamente un tercio corresponde a líneas áreas que atraviesan terrenos o zonas forestales, y que precisan de una adecuada conservación de las masas de vegetación.

As Pontes cumple objetivos ambientales

Por otro lado, el grupo eléctrico ha hecho pública su Declaración Medioambiental del pasado ejercicio, sometiendo a sus instalaciones en As Pontes a «exigentes requerimientos en materia de medio ambiente». Ante su balance productivo en As Pontes, Endesa ha indicado que «más importante que la cantidad de energía eléctrica generada son las condiciones en las que la planta opera». «Es esencial para actuar como respaldo de la eólica porque su capacidad para entrar en producción en un plazo muy corto de tiempo evita que el sistema se colapse por el carácter inestable y casi impredecible de los parques», ha recalcado.

Asimismo, en 2016 se logró un rendimiento medio anual del 51% en cuanto al consumo del gas natural empleado como combustible. A este respecto, subrayó que se trata de un dato «superior al de años anteriores, motivado fundamentalmente por un funcionamiento a cargas medias más elevadas y a la implementación de mejoras destinadas al incremento de la eficiencia». Endesa fijó para 2016 un total de 4 objetivos y 13 metas, «alcanzados al 100%» y entre los que figuraban implantar el sistema de gestión integrado Multi-Site o reducir el consumo de energía en sistemas auxiliares. Para 2017 prevé reducir en un 15% el tiempo de arranque.

El consumo de gas natural crece un 8,4% en el primer trimestre

/0 Comentarios/en , , /por

Europa Press.- El consumo de gas natural en el mercado nacional alcanzó 96.499 GWh en el primer trimestre de este año, lo que supone un aumento del 8,4% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior, según la Asociación Española del Gas (Sedigas). En el mercado convencional (doméstico-comercial e industria, incluida en esta última la demanda para usos no energéticos), la demanda aumentó un 7,2% con relación al primer trimestre de 2016. Este incremento de la demanda del mercado convencional da continuidad al producido durante 2016.

Dentro del mercado convencional, durante el primer trimestre de 2017 se estima que la demanda de gas natural del mercado doméstico-comercial se incrementó un 2,3%, motivado principalmente por unas temperaturas mucho más frías producidas durante el mes de enero, la ola de frío que provocó un incremento del uso de los sistemas de calefacción. El incremento hubiera sido mayor, según Sedigas, teniendo en cuenta que durante febrero y marzo la demanda descendió por unas temperaturas más cálidas con respecto a los mismos meses de 2016.

Por su parte la demanda de gas para generación eléctrica (ciclos combinados) se incrementó un 16,5% con respecto al mismo periodo de 2016. Se ha producido principalmente por una menor eolicidad (-15,6%) e hidraulicidad (-43%) para su generación. El hueco que han dejado estas tecnologías ha sido cubierto por los ciclos (+26,7%) y el carbón (+70%). Según estimaciones de Sedigas, la demanda del mercado industrial se ha incrementado un 9,1%. El mayor uso de la cogeneración para la producción de electricidad es la mayor aportación al mix eléctrico de los últimos cuatro años. Según datos de REE el vertido de electricidad de las empresas cogeneradoras a la red se ha incrementado un 14% con respecto al mismo periodo de 2016.