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El déficit eléctrico asciende a 1.420 millones hasta diciembre, 899,7 millones menos de lo previsto, a falta de dos liquidaciones

Europa Press.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son superiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 1.420 millones de euros hasta diciembre del pasado año, 899,7 millones menos de lo previsto, según indicó la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

A pesar de ser la duodécima liquidación, esta cifra no es definitiva ya que, 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. Así, antes de diciembre de este año se efectuará la liquidación definitiva.

Este desajuste inferior a lo previsto, que sitúa el déficit provisional un 0,7% por debajo del mismo periodo del 2017, se debió, fundamentalmente, a la retribución adicional y específica de los sistemas no peninsulares, que fue 423 millones de euros inferior a lo previsto, y a la retribución de la actividad de la distribución, que resultó 294,5 millones inferior a lo previsto. El consumo eléctrico registrado en la liquidación fue de 228.166 gigavatios hora (GWh), un 1,6% superior al valor promedio observado en años anteriores. La CNMC indicó que esta demanda se estima que representa el 94,5% de la prevista para el conjunto de 2018.

Por otra parte, se han liquidado 63.650 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada en 2018, asciende a 7.148 millones de euros (antes de IVA). Así, dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, con un resultado del 90,17%, que se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación. Como consecuencia de aplicar el coeficiente de cobertura, resulta una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 447,3 millones de euros (antes de IVA).

Mientras, la liquidación provisional correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado (PGE) asciende a 72,6 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente. En la fecha de cierre de esta liquidación se habían recibido ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicados en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores en la liquidación asciende a 5,7 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente).

En lo que respecta al sector gasista, el déficit provisional se situaba a cierre de diciembre en los 350 millones de euros, con una disminución del 9,2% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior. El total de ingresos liquidables declarados por las empresas al sistema liquidaciones por facturación de tarifas, peajes y cánones fue de 2.692 millones de euros. Esta cantidad es un 4,1% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior, debido al incremento de los ingresos por facturación del peaje de transporte-distribución.

Para el ejercicio 2018, se incluyeron en el sistema de liquidaciones las retribuciones acreditadas en la orden por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para 2018, excepto la retribución por operación y mantenimiento del almacén Castor afectada por la sentencia del Tribunal Constitucional de finales de 2017.

AsÍ, la retribución total acreditada a las empresas ha sido de 2.716 millones de euros, que es un 0,02% inferior a la del año anterior. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación se ha calculado un índice de cobertura del 87,1% de la retribución acreditada. La demanda nacional de gas en 2018 facturada hasta diciembre fue de 315,6 teravatios hora (TWh) incluida carga de cisternas desde plantas (10,7 TWh). Esta cantidad es 1,6 TWh superior a la del mismo periodo de 2017, lo que supone un incremento del 0,5%.

El volumen de gas negociado en el primer semestre del año 2018 aumentó un 18% hasta los 138.106 GWh

Europa Press.- El volumen total de gas negociado en los primeros 6 meses del año 2018 fue de 138.106 gigavatios por hora (GWh), lo que representa un aumento del 18,3% respecto al mismo periodo del año anterior, según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El gas negociado supone un 77% de la demanda de gas natural, siendo el volumen OTC, contratación bilateral pura, el 92% del volumen total negociado en los mercados de gas, que incluye Mibgas, Mibgas Derivatives y OTC. De este volumen, el 65% fue bilateral y el 35% fue intermediado por agencias. Es la primera vez que la CNMC contextualiza la negociación a plazo que llevan a cabo las agencias en relación a los mercados organizados de gas y OTC en el Punto Virtual de Balance.

La demanda nacional de gas natural registra su máximo diario desde diciembre de 2017

Europa Press.- La demanda de gas natural en España alcanzó el 16 de enero los 1.540 gigavatios hora (GWh), lo que representa la cifra más alta desde el 5 diciembre de 2017, según datos de Enagás. El gestor del sistema gasista indicó que este récord se debe al incremento del consumo doméstico-comercial, a las mayores entregas de gas natural para generación eléctrica y a los altos valores que está registrando la demanda industrial.

En concreto, la demanda convencional, destinada a los consumos de hogares, comercios e industrias, alcanzó los 1.142 GWh, impulsada, principalmente, por el aumento de la demanda doméstico-comercial como consecuencia de las bajas temperaturas registradas. Asimismo, la demanda de gas natural para el sector eléctrico ascendió a 398 GWh, como resultado de una baja generación eólica e hidráulica, «lo que refuerza el papel del gas natural como energía de respaldo a las renovables en el proceso de transición energética«, indicó Enagás.

Además, la positiva evolución de la demanda de gas natural en el consumo industrial, que representa cerca del 60% del total de la demanda, también ha contribuido a este récord. La demanda industrial ha aumentado un 15% desde 2014. En lo que va de año, la demanda de gas natural en España ha aumentado un 13% con respecto al mismo periodo de 2018 y alcanzó los 40.223 GWh, debido a crecimientos en la demanda convencional y en las entregas de gas natural para generación eléctrica.

Las importaciones de gas natural caen un 12% en noviembre con Argelia, Nigeria y Noruega como principales suministradores

Europa Press.– Las importaciones netas de gas natural alcanzaron en noviembre los 31.598 gigavatios hora (GWh), con un descenso del 12,1% respecto a noviembre de 2017, según Cores. En concreto, disminuyeron las importaciones netas de gas natural licuado (GNL), que cayeron un 27,6%, mientras que ascendieron las realizadas a través de gasoducto un 4,9%.

Las importaciones brutas de gas natural alcanzaron en noviembre los 32.888 GWh, un 13,5% menos con respecto a 2017. El 58,5% se importaron a través de gasoducto, mientras el 41,5% restante se realizó en estado líquido. En noviembre descendieron las importaciones en todas las zonas geográficas, a excepción de Europa (+49,6%), por el aumento de los suministros procedentes de Francia en un 132% y las importaciones de Rusia. En el acumulado anual, los principales suministradores de gas natural a España fueron Argelia (52,3%), Nigeria (11,6%), Qatar (9,9%) y Noruega (9%).

Mientras, las exportaciones de gas natural se situaron en 1.290 GWh, con una caída del 37,6% frente a noviembre de 2017, siendo las menores desde febrero de 2013. Tan sólo el 3,8% de las exportaciones se realizaron en estado líquido con destino a Andorra, Francia, Italia y Portugal. El resto se exportó a través de gasoducto, repartiéndose entre Portugal y Francia, con un 78,1% y 18,1%, respecto del total exportado. En el acumulado anual, las exportaciones ascendieron un 17,4%, el 84,4% realizadas por gasoducto y el 15,6% restante en GNL.

Madrileña Red de Gas confía en el Big Data para hacer más eficientes sus predicciones sobre la demanda gasista

Redacción.- El Instituto de Ingeniería del Conocimiento (IIC) y la distribuidora Madrileña Red de Gas colaboran conjuntamente para predecir la energía que consumirán los usuarios de la compañía gasista. La aplicación de técnicas de analítica descriptiva y predictiva llevada a cabo por el IIC permite a la distribuidora obtener predicciones anuales y mensuales de la demanda, así como el análisis de diversos escenarios de crecimiento de clientes.

Para crear este modelo predictivo, el IIC ha realizado un análisis descriptivo de los datos de todos los clientes de Madrileña Red de Gas, con variables como la geolocalización, las cifras de consumos y distintas variables meteorológicas. Basándose en el histórico de estos datos, ha desarrollado una herramienta predictiva con tecnología Big Data para estimar la demanda de gas. Este modelo de predicción ofrece la opción de realizar proyecciones a futuro según diversos escenarios y desarrollar planes conforme a las previsiones de la demanda de cada uno de ellos. Además, permite focalizar la atención y priorizar la inversión, para optimizar los recursos y ahorrar costes, ayudando así a gestionar de forma más eficiente el servicio.

Esta colaboración está en la línea de la mejora del servicio a sus clientes por parte de la compañía, que distribuye aproximadamente 9.500 GWh a través de una red de más de 5.600 km en la Comunidad de Madrid. Para Julia Díaz, Directora de Innovación de Health and Energy Predictive Analytics en el IIC, que ha llevado a cabo el proyecto, “contar con un modelo predictivo es una garantía para la compañía que puede realizar proyecciones y gestionar los recursos de manera óptima. La tecnología Big Data es una gran aliada para las compañías distribuidoras porque permite extraer predicciones muy ajustadas, mediante el análisis de los datos del consumo de los usuarios, que les ayudan a ofrecer un mejor servicio”.

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

Sedigas valora que el biometano a partir de aguas residuales cubriría la demanda ciudadana con gas renovable

Europa Press.- El biometano obtenido del tratamiento de aguas residuales daría a España un potencial energético de 280 millones de metros cúbicos (bcm) de gas natural y permitiría obtener en España 0,45 bcm anuales de gases renovables en 2020, lo que cubriría prácticamente el consumo de gas natural de la ciudad de Madrid, según Sedigas. Estos datos de la patronal pertenecen a un estudio de Naturgy, coordinado por Energylab y colaborando con varias universidades españolas.

Además, Sedigas destaca que si la producción tuviera también en cuenta otras materias primas como las derivadas del sector agroindustrial, el potencial de obtención de gas renovable llegaría a cubrir hasta un 7,7% de la demanda de gas, lo que convertiría al biometano «como está sucediendo en muchos países europeos, en un actor relevante en la mejora de la seguridad de suministro y la independencia energética». La patronal gasista considera que España «no debería perder la oportunidad que ofrece el gas renovable, el cual suma a todos los beneficios que ya aporta el gas natural como mejor combustible convencional, los propios de una energía renovable que se ajusta a los requerimientos de la economía circular».

Sedigas destaca que España cuenta con cerca de 2.000 estaciones depuradoras de aguas residuales (EDAR), que tratan un volumen de agua residual de 4.097 hectómetros cúbicos anuales, lo que supone aproximadamente 102 metros cúbicos de agua residual depurada por habitante y año. Así, recuerda que el incumplimiento reiterado de la Directiva 271/91 sobre tratamiento del agua residual urbana por falta de instalaciones en municipios de pequeño y mediano tamaño ha acarreado a España una sanción de 12 millones de euros por parte del Tribunal de Justicia de la Unión Europea el pasado 25 de julio.

China se convertirá en 2019 en el mayor importador mundial de gas natural para reducir su actual dependencia del carbón

Europa Press.- China se convertirá el próximo año en el mayor importador mundial de gas natural, superando así a Japón, como consecuencia de las políticas dirigidas a reducir la polución del aire mediante la sustitución del carbón por gas, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

La agencia adscrita a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) espera que la demanda mundial de gas natural crezca a una media anual del 1,6% durante el próximo lustro, hasta alcanzar los 4,1 billones de metros cúbicos en 2023, frente a los 3,74 de 2017. La demanda procedente de China será responsable del 37% del crecimiento del consumo de gas natural en el próximo lustro, con un incremento de la demanda china del 60% hasta 2023.

«Está previsto que China se convierta en el mayor importador de gas en 2 o 3 años, la producción y exportaciones de gas de Estados Unidos se incrementarán drásticamente», declaró Fatih Birol, director general de la AIE, advirtiendo de que, aunque el gas cuenta con un futuro brillante, el sector tiene difíciles retos por delante, incluyendo la necesidad de que el precio del gas sea accesible en relación a otros combustibles en los mercados emergentes.

Sobre la oferta, la AIE destaca los profundos cambios motivados por la «revolución» en Estados Unidos del gas no convencional, lo que permitirá a la primera economía mundial liderar el crecimiento de la oferta de gas hasta 2023. Por otro lado, el informe señala, ante la ausencia de proyectos más allá de 2020 para el desarrollo de gas natural licuado (GNL), la importancia de adoptar decisiones sobre inversiones en los próximos años para garantizar un suministro adecuado después de 2023.

La demanda interna de gas natural sube un 11,6% en mayo tras registrarse unas temperaturas más bajas

Europa Press.- La demanda nacional de gas natural aumentó un 11,6% durante el mes de mayo, como consecuencia de las temperaturas más frías registradas este año en relación al mismo mes de 2017, según los datos de la Asociación para un Gas Industrial Competitivo (Gasindustrial.es).

La demanda del sector doméstico y de las pequeñas empresas se elevó un 15,8% el mes pasado, mientras que la del sector industrial aumentó un 8,5%, en especial los servicios, la construcción y la cogeneración. Por su parte, la del sector eléctrico aumentó un 24,9%, motivada por una menor generación del parque nuclear. En la quincena comprendida entre el pasado día 9 de junio y el 22 del mismo mes, el precio del gas en España descendió apenas un 0,1%, hasta situarse en 22,54 euros el megavatio por hora (MWh), el precio más caro de los principales hubs europeos, solo por detrás de Italia (23,84 euros) y Francia (23,17 euros).

El principal suministrador durante el mes de abril fue Argelia, que concentró el 53% del gas recibido por España, seguido de Nigeria, que copó el 13%. El resto de países suministradores fueron Qatar, Noruega, Trinidad y Tobago, Rusia y Marruecos. En ese mismo mes, los aprovisionamientos de gas en España alcanzaron los 14.466 gigavatios por hora (GWh) a un precio de 16,59 MWh. El 52% de esta cantidad era gas canalizado, mientras que el 48% era gas natural licuado (GNL).

Moody’s eleva la nota de Enagás de aprobado a aprobado alto

EFE.- La agencia de medición de riesgos Moody’s ha mejorado en un escalón la calificación de la deuda a largo plazo de Enagás y de la deuda senior de su filial Enagás Transporte, que pasan de aprobado (Baa2) a aprobado alto (Baa1), con perspectiva estable.

Además, Moody’s también ha confirmado la calificación crediticia de la empresa transportista y operador del sistema gasista Enagás a corto plazo en P-2, lo que supone que cuenta con una fuerte capacidad para pagar obligaciones de deuda a corto plazo.

Moody’s justifica la actualización de la nota en el sólido perfil financiero de la compañía y el enfoque prudente de sus inversiones internacionales, así como por el entorno macroeconómico más estable en España con buenas perspectivas para la demanda de gas y el desarrollo de un entorno normativo estable en España durante el período 2014-2020, que proporciona estabilidad a los ingresos regulados nacionales de Enagás.

Enagás asegura que el gas natural será útil en la transición energética y seguirá consumiéndose junto a otros gases renovables

EFE.- El consejero delegado de Enagás, Marcelino Oreja, ha reivindicado que el gas natural no es sólo una fuente de energía para la transición energética, sino que será consumido durante muchos años en combinación con otros gases renovables. En este sentido, Oreja ha indicado que el gas renovable es una oportunidad para una compañía como Enagás.

Oreja señaló que tiene sentido descarbonizar la economía con gas renovable, cuyo uso promueven los reguladores europeos, y aseveró que ese tipo de gas será en el futuro inyectado en la red. Según el consejero delegado de Enagás, el biogás y el biometano contribuyen a la seguridad del suministro y, además, en el caso del último, al proceder de residuos, contribuye a la generación distribuida y a la economía circular. Por otra parte, Marcelino Oreja ha augurado que la demanda de gas en España, que ha aumentado un 6% en lo que va de este año, seguirá creciendo en el futuro y su utilización en la movilidad contribuirá a ello.

Oreja ha destacado el futuro que se abre al gas natural en el transporte y no sólo por carretera, sino también en el marítimo e, incluso, en el ferrocarril. En el caso del transporte marítimo, Marcelino Oreja ha pedido a la secretaria general de Industria y Pyme, Begoña Cristeto, que les ayude ante el Ministerio de Energía para establecer un peaje de bunkering (repostaje de gas natural licuado de barco a barco), que está sin establecer, lo que está impidiendo que se desarrolle esta práctica.

Ha recordado que España tiene muchas plantas de gas, 7 terminales de gas natural licuado (GNL), 6 de las cuales son de Enagás, y considera que podría aprovechar su situación geográfica para convertirse en centro de almacenamiento y distribución de ese combustible. El consejero delegado de la compañía ha indicado que, por eso, están invirtiendo en sus plantas de GNL marítimo y ha señalado que la futura que habrá en el puerto de Granadilla, en Tenerife, también suministrará a buques.

En el caso del transporte ferroviario, Marcelino Oreja ha recordado que el reciente informe de la comisión de expertos para la transición energética contempla el uso del gas para acelerar la reducción de emisiones en el transporte ferroviario. Ha recordado que en enero se presentó en Asturias la primera prueba piloto de un tren de viajeros, un antiguo tren de Ferrocarriles de Vía Estrecha (FEVE), y, entre las ventajas del gas en este medio de transporte, ha citado que es más eficiente, más limpio y menos ruidoso, ya que reduce en un 50% el ruido.

Además, ha explicado que el uso del gas en el ferrocarril puede ser una alternativa a la electrificación en las líneas que no es rentable electrificar por pasar pocos trenes por ellas. Asimismo, ha manifestado su confianza en que el resultado de las pruebas será positivo, tras lo cual se podrán establecer puntos de suministro de gas para ferrocarriles. Además, avanzó que el éxito de estas pruebas también abre una puerta a que compañías ferroviarias españolas puedan adaptar ese modelo de tren a gas a otras economías y que desde España se pueda promover el uso de GNL para el transporte de viajeros por ferrocarril.