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El juez prorroga 18 meses más, hasta diciembre de 2018, la investigación por el almacén de gas Castor

Europa Press.- El juez decidió prorrogar 18 meses más la instrucción de la causa en la que se investigan presuntas irregularidades relacionadas con la tramitación de la concesión de explotación del proyecto Castor, el almacén gasista subterráneo de Vinaròs (Castellón), tras recibir el informe del Instituto Tecnológico de Massachusetts.

El juez accede así a la petición del ministerio fiscal, que solicitó la ampliación del plazo de instrucción de la causa, según consta en un auto hecho público por el Tribunal Superior de Justicia de la Comunidad Valenciana. El juzgado de instrucción número 4 de Vinaròs, que instruye el caso Castor, acordó en enero de 2016 declarar la causa compleja y fijó un plazo inicial de instrucción de 18 meses.

Según el magistrado, no puede decirse que la instrucción se encuentre todavía concluida, teniendo en cuenta que se ha recibido recientemente el informe del Instituto Tecnológico de Massachusetts, que está redactado en inglés, y sólo se ha tenido acceso a las conclusiones, redactadas en castellano. Así, en dicho auto se indica que se hace precisa la traducción del informe para poder efectuar un análisis «más profundo» de cuáles han sido los motivos que han llevado a los técnicos al mismo.

Además, se añade que sólo tras el conocimiento íntegro del informe se podrán determinar las siguientes diligencias instructoras que del conocimiento del mismo puedan derivarse y que podrían conllevar la realización de nuevas pericias que se considerarían «indispensables» para esclarecer los hechos y determinar los presuntos responsables. Así, el juez decide acordar la prórroga de la instrucción de la causa por 18 meses adicionales, la cual deberá concluir el 6 de diciembre de 2018, salvo que se estime conveniente una nueva prórroga de la misma.

La CNMC ajusta en 2,6 millones de euros la retribución de Mibgas y detecta un elevado gasto en personal

Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) presentó una propuesta de metodología de retribución del operador del mercado organizado de gas, el Mibgas, en la que ajusta la retribución recibida por esta sociedad en los últimos tres años en 2,6 millones de euros, cantidad que deberá ser devuelta.

La metodología del superregulador concluye que Migbas ha de recibir una retribución de 1,1 millones en 2015, 2,3 millones en 2016 y 2,8 millones en 2017, lo que contrasta con los importes provisionales fijados con anterioridad por el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, que ascienden a 2 millones en 2015, 2,9 millones en 2016 y 3,9 millones en 2017. Una vez que Energía apruebe la metodología de retribución presentada por la CNMC, se deberá liquidar la diferencia entre la retribución definitiva y la liquidación provisional a cuenta percibida por el operador del mercado.

El informe aborda el conjunto de los costes en los que incurre la sociedad. Al estudiar las amortizaciones de activos de la sociedad, la CNMC destaca que, en las cuentas auditadas del año 2015, se indica que el único inmovilizado material consiste en un vehículo comprado por 61.440 euros. El regulador considera que este gasto no debe incorporarse como amortización ni formar parte de la retribución reconocida a la sociedad.

En cuanto al coste de personal, advierte de que es más elevado que el de otras sociedades similares, como son Omie o Red Eléctrica, donde la media está en 92.263 euros y 90.000 euros, respectivamente. También se superan las retribuciones de Enagás, que son de media inferiores a 70.000 euros. Migbas «presenta un coste medio del personal superior al del resto de sociedades reguladas que realizan actividades análogas o comparables», señala la CNMC, que también considera que las dietas del consejo de administración se deben quedar fuera de la retribución.

La propuesta retributiva de la CNMC responde a lo establecido por la Ley 8/2015, según la cual el regulador debe remitir una propuesta al Ministerio para calcular la retribución del operador del mercado organizado de gas. El regulador recuerda que el Mibgas, que es la sociedad que realiza la actividad de operación del mercado del gas, es una empresa que requiere de pocos activos y sus costes se corresponden con los de operación y mantenimiento.

El consumo de carburantes de automoción crece un 2,4% en el primer trimestre

EFE.- El consumo de combustibles de automoción aumentó un 2,4% en el primer trimestre del año respecto al mismo periodo de 2016, y alcanzó la cifra más alta de los últimos 5 años en los 3 primeros meses del ejercicio, según la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores). En estas mismas fechas, el consumo de gasóleo aumentó un 1,8% y el de las gasolinas, un 0,3%.

De enero a marzo creció el consumo de todos los grupos de productos petrolíferos, a excepción del de fuelóleos, que disminuyó un 11,1%. La demanda de gas licuado de petróleo (GLP) aumentó un 5,6% y la de querosenos, un 10,8%. El consumo de gas natural también creció, en concreto un 10,4%. En marzo, el consumo de combustibles de automoción se incrementó en un 5,4% respecto a 2016, debido a la subida de las gasolinas (2,6%) y el gasóleo de automoción (5,9%). Además, el consumo del gas licuado de petróleo (GLP) disminuyó un 15,2%, y los fuelóleos también cayeron un 14,3%. Según los datos de Cores, destaca el aumento del consumo de querosenos (9,7%), las gasolinas (2,6%) y los gasóleos (2,5%).

Tubacex firma un importante contrato en Irán para la fabricación de tubos de acero para la producción gasística

EFE.- La empresa española Tubacex firmó un importante contrato para la fabricación local de tubos de acero para la producción de gas con la Compañía Nacional de Petróleo de Irán (NIOC). El acuerdo, de tres años de duración y un valor de 556 millones de euros, estipula la producción de unos 600 kilómetros de tuberías y la transferencia del conocimiento técnico a Irán.

El vicepresidente de Ventas y Marketing de Tubacex, Anton Azlor, explicó que se trata de «tubos muy resistentes» que tienen «una metalurgia muy particular para aguantar la alta corrosión» que se da en Irán. Estos tubos, conocidos por su nombre en inglés CRA (Corrosion Resistant Alloys), se destinarán principalmente a la extracción de gas en el importante yacimiento de Pars Sur, según Azlor. El producto será primero suministrado directamente desde España, pero de forma gradual la producción y la inversión se localizará en el país persa. Tubacex habla de una «inversión a muy largo plazo»: «Irán necesita mucho más y por eso la razón de nuestra inversión», agregó el vicepresidente.

Este es el primer contrato firmado para la producción local de CRA por NIOC con un consorcio internacional, integrado por Tubacex y la iraní Foolad Isfahan, desde el levantamiento de las sanciones internacionales contra Irán gracias al acuerdo nuclear que entró en vigor en enero de 2016. En este sentido, el ministro iraní de Petróleo, Biyan Zangané, afirmó que este tipo de tubos eran uno de los productos que tuvieron «mayores problemas» para conseguir durante la época de las sanciones. «En un plazo de tres años pasaremos de un 0% de producción interna a un 100%», para en el futuro tener «la capacidad de producir y exportar tubos CRA«, indicó.

El viceministro de Petróleo y director de NIOC, Ali Kardar precisó, por su parte, que se crearán dos complejos industriales en la isla de Kish, en el sur de Irán, para la producción de estos tubos por su proximidad al yacimiento de Pars Sur. Tubacex es un grupo industrial español fundado en 1963 dedicado a la fabricación de tubos sin soldadura en acero inoxidable y altas aleaciones de níquel, un producto del que es el primer productor a nivel mundial. La empresa multinacional, líder en su sector, cuenta con instalaciones industriales en España, Austria, Estados Unidos, Italia, India y Tailandia.

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) considera que las renovables necesitan avanzar en su integración en el sistema eléctrico

Europa Press / EFE.- El director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), Fatih Birol, considera que, a pesar de que el avance de las energías renovables es «significativo», pues  «pueden competir tranquilamente con otras fuentes» gracias a la rebaja de sus costes, el próximo paso requiere avanzar en su integración en el sistema eléctrico y extender su uso más allá del sector eléctrico, pues tiene una presencia limitada en el transporte, la calefacción y la industria.

En un acto organizado por el Club Español de la Energía (Enerclub), Birol señaló que las renovables continúan creciendo en todo el mundo, pero se enfrentan a nuevos desafíos. En el caso de España, destacó que fue pionera con una alta participación de la eólica y la solar en la generación total de electricidad, aunque apuntó el escaso nivel de interconexión e indicó que la nueva línea con Francia ofrecerá flexibilidad adicional. Asimismo, el directivo de la AIE subrayó que las renovables suministraron la mitad del crecimiento de la demanda mundial de electricidad en 2016.

La demanda petrolera se ralentizará

Respecto al petróleo, el director de la AIE afirmó que se aprecia una desaceleración en el crecimiento de la demanda. Así, a pesar de que el parque mundial de vehículos se duplicará en el periodo 2015-2040, consideró que los aumentos de eficiencia, los biocombustibles y los coches eléctricos reducirán la demanda de petróleo para los turismos. Aún así, y aunque se reduzca su uso en la producción de electricidad, la demanda mundial de petróleo seguirá en aumento los próximos años, apoyada en el transporte de mercancías, que representa un tercio del crecimiento de la demanda petrolera, y la industria petroquímica.

En este sentido, las petroquímicas seguirán tirando de la demanda, lo que, junto al avance económico de países emergentes y de los que se incorporan al desarrollo, harán que en los próximos 15 o 20 años se necesite más petróleo. De hecho, considera que queda mucho recorrido para la electrificación del transporte. Aunque las ventas de coches eléctricos se incrementaron un 40% el año pasado, en que se alcanzó la cifra récord de más de 750.000 unidades vendidas, representa menos del 1% de las ventas totales de automóviles. Birol ha señalado que incluso si las ventas de vehículos eléctricos llegan a la mitad del total, en los próximos 25 años la demanda de petróleo crecería.

Respecto al gas ha dicho que esta fuente de energía vive una «segunda revolución», protagonizada por el gas natural licuado (GNL). Ha explicado que si en el año 2000 el GNL sólo representaba un 26% frente al 74% que iba por oleoductos, en 2015 pasó a suponer el 40% y para 2040 llegará a ser un 53% del total. Birol ha apuntado que Australia y Estados Unidos serán los principales beneficiarios de esa revolución, a los que se unirán Mozambique y Tanzania, que ya tienen proyectos que aportarán mucho GNL. También ha destacado los avances en ahorro de energía y que últimamente las emisiones de CO2 se hayan mantenido estables, pese al crecimiento de la actividad económica en un 3%.

Sobre los principales países productores de energía, celebra que en Estados Unidos la producción de petróleo de esquisto crezca desde 2015 y supere ya a la de Irak, gracias a cambios tecnológicos que han permitido producir petróleo a 40 dólares, cuando hasta ahora sólo se consideraba rentable su producción si los precios se situaban en 70. Respecto a Rusia, ha dicho que «es y seguirá siendo una de las palancas del sector energético», aunque cree que debe revisar la alta dependencia de su economía de los precios de la energía. Además, ha señalado que la renegociación que tendrá que hacer del 70% de los contratos gasísticos con países europeos en los próximos años, le coincidirá con la expansión del GNL.

El Gobierno no prevé bono social para el gas natural porque hay alternativas y ya hay precio máximo al butano

Europa Press.– El Gobierno no contempla extender al gas el bono social pues considera que el gas natural no es un producto «indispensable», no se consume en todo el país y la alternativa, la bombona del butano, ya tiene un precio máximo regulado que «garantiza» que sea «accesible al cliente socialmente vulnerable». Así ha respondido al portavoz del PDeCAT, Carles Campuzano, que había pedido saber si el Ejecutivo tenía previsto impulsar medidas «para paliar la pobreza energética vinculada al consumo de gas».

En su contestación, el Gobierno justifica que el gas natural «no es un producto indispensable en el entorno doméstico como lo es la electricidad», pues aduce que existen «otros productos sustitutivos», poniendo el ejemplo del butano, y además subraya que «no está implantado en todo el territorio nacional». Asimismo, apunta que los consumidores de gas natural «se han beneficiado de la congelación de la parte regulada del recibo durante los últimos tres años, además de reducciones en el coste del gas durante 2015 y 2016».

Además, añade que con el fin de «contribuir a la protección de consumidores que concurren en circunstancias de vulnerabilidad, se ha mantenido un precio máximo regulado de la bombona de butano» que, sostiene, «es inferior al del resto de países de la Unión Europea». En este sentido, el Ejecutivo defiende que esta medida «actúa de facto como una protección de estos consumidores frente a variaciones bruscas en los mercados internacionales, y garantiza que es accesible al cliente socialmente vulnerable», lo que le permite afirmar que «desde esta perspectiva, se puede asemejar a un bono social«.

Precisamente, el tope máximo del butano fue cuestionado por los socialistas por considerarlo insuficiente, ya que denunciaron que el precio máximo de venta de la bombona de butano se había incrementado en un 20% desde julio de 2016. Así, según advertían, la bombona de butano cuesta 13,52 euros, un 4,89% más que el anterior precio. En este sentido, lamentaban que la subida fuera la cuarta revisión bimestral consecutiva al alza. Por ello, el PSOE preguntó al Gobierno por las causas que sustentan este incremento acumulado de la bombona de butano y también si tenía previsto aprobar un bono social para la bombona de butano con el fin de garantizar el acceso a esta fuente de energía a los colectivos desfavorecidos.

La Junta de Andalucía destaca que el gas natural da mayor productividad a los invernaderos frente a otros combustibles

EFE.- La consejera de Agricultura y Desarrollo Rural de la Junta de Andalucía, Carmen Ortiz, destacó que el gas natural presenta ventajas frente a los combustibles tradicionales a la hora de aumentar la productividad en los invernaderos al disminuir las temperaturas.

Así lo ha afirmado la consejera andaluza durante la clausura en Almería de la jornada El gas natural, un aliado para la industria y la agricultura almerienses , donde ha destacado que este gas permite aprovechar como abono el dióxido de carbono procedente de la combustión, «optimizando el desarrollo del cultivo e incrementando la producción final», según indicó la Junta. Ortiz ha destacado que desde hace más de cinco décadas los invernaderos de Almería cuentan con técnicas y equipamientos «singulares» que los convierten en «las estructuras agrícolas más productivas y rentables, capaces de ofertar productos de calidad con el menor impacto ambiental posible al lograr la máxima eficiencia de producción».

Asimismo, Ortiz  ha valorado la eficiencia en el uso de la energía por parte de los productores de hortalizas de esta provincia, que obtienen «mayores y mejores rendimientos por metro cuadrado y unidad de energía». Ortiz ha explicado que entre estas medidas podría tener cabida la valorización energética de los subproductos de la agricultura protegida de la provincia mediante la producción de biogás a escala industrial «si fraguara definitivamente» algunos de los proyectos que se han presentado en este ámbito.

China lanza una reforma del sector petrolero y gasístico para introducir capital privado mientras cierra su mina submarina de carbón

EFE.- El Gobierno chino cerrará el próximo mes de octubre la única mina submarina de carbón del país dentro de sus esfuerzos para recortar el exceso de capacidad de producción de este mineral. Asimismo, el Consejo de Estado y el Comité Central del Partido Comunista de China publicaron un plan de reforma del sector petrolero y gasístico del país, que impulsará una mayor entrada de capital privado en un mercado dominado por las grandes firmas estatales.

El proyecto de reforma, que se circunscribe dentro del XIII Plan Quinquenal (2016-2020), destaca que «el mercado deberá jugar un papel decisivo en la redistribución de recursos», aunque también pide que el Gobierno «mejore su papel en la salvaguarda de la seguridad energética y el fomento de la producción». El plan llama a la incorporación de accionistas privados a las firmas de hidrocarburos, en un mercado actualmente dominado por los tres gigantes estatales PetroChina, Sinopec y CNOOC. Estas firmas «han sido acusadas durante largo tiempo de monopolizar los recursos de petróleo y gas, con exceso de mano de obra y baja eficiencia en costes», reconocen.

El plan indica la necesidad de que firmas no estatales inviertan en empresas de almacenamiento de gas y petróleo, y anima a trabajar de forma independiente a compañías de equipamiento e ingeniería. La reforma «reafirma el compromiso del Gobierno en profundizar las compañías estatales de gas y petróleo, animando a ciertas firmas a diversificar su accionariado e introducir propiedades mixtas«.

Cierra su única mina submarina

La clausura de la mina Beizao, ubicada en la provincia de Shandong, forma parte de la reconversión industrial iniciada por las autoridades chinas el pasado año en el sector del acero y del carbón, por exceso de capacidad. Propiedad del grupo minero Shandong Energy Longkou, Beizao dejará de extraer carbón del fondo marino el próximo octubre después de 34 años en funcionamiento, período durante el cual ha producido más de 8 millones de toneladas de carbón, pero en los últimos años había bajado su producción.

El director de la mina, Li Gongjian, explicó que los costes operativos de la explotación son hasta 3 veces superiores a otras minas. El pozo está 5 kilómetros mar adentro, y para llegar a él los mineros deben bajar por un ascensor 180 metros y tomar un tranvía que los lleva durante 20 minutos en el subsuelo por debajo de las aguas. Li explicó que, a pesar de estos costes tan superiores, la mina se abrió en un momento en que China estaba muy necesitada de energía para su desarrollo y pudo presumir de operar una explotación de este tipo.

Las distribuidoras europeas de gas, entre ellas Gas Natural Fenosa, piden a Bruselas que apoye el desarrollo del gas natural

Europa Press.- Los consejeros delegados de Gas Natural, GRDF, Italgas, Distrigaz Sud Retele y Galp Gás Natural Distribuiçao se han reunido con el comisario europeo de Energía y Cambio Climático, Miguel Arias Cañete, al que han pedido que las nuevas regulaciones europeas del sector apoyen el desarrollo del gas natural y no presenten la electrificación como «el único camino» hacia la descarbonización.

Las distribuidoras europeas apelan así al principio de neutralidad tecnológica y destacan el «creciente rol del gas natural y su contribución para lograr los objetivos ambientales establecidos por la COP21 para abordar el desafío del cambio climático y la calidad del aire». Asimismo, han subrayado que el uso del gas natural en lugar de combustibles tradicionales como el carbón, el diésel o la biomasa «reduce drásticamente» las emisiones de NOx y SOx y «elimina completamente» las emisiones de partículas sólidas.

En cuanto al calentamiento global, los representantes de la recientemente creada coalición Gas Distributors 4 Sustainability (GD4S) señalaron que el gas natural «reduce de manera significativa» las emisiones de CO2 respecto al carbón y el petróleo, mientras que el biometano «es capaz de lograr la neutralidad de CO2». En este contexto, el grupo reclamó a Cañete la oportunidad de apoyar el desarrollo del gas renovable, «de manera análoga a como se apoyaron otras energías renovables en su etapa de maduración».

Los representantes del GD4S han abordado los retos del sector, como la descarbonización, el desarrollo del biometano y nuevos usos del gas natural, protección de datos y ciberseguridad, y expresaron su satisfacción por los objetivos y el alcance de las medidas publicadas por la Comisión Europea bajo el nombre de Energía limpia para todos los europeos o Paquete de invierno.

Gas Natural Fenosa gana 298 millones de euros en el primer trimestre del año, un 9,4% menos

Europa Press.- Gas Natural Fenosa obtuvo un beneficio neto de 298 millones de euros en el primer trimestre, lo que representa una caída del 9,4% con respecto al mismo periodo del 2016, según comunicó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Esta caída en las ganancias sería de un 8,3% en términos homogéneos ya que, a efectos comparativos, en el primer trimestre de este año no se consolidan los resultados de Electricaribe, filial colombiana intervenida por el Gobierno del país sudamericano y que fue declarada en liquidación el pasado marzo, que salió del perímetro de consolidación a cierre de 2016. La multinacional energética española inició un procedimiento arbitral ante el Tribunal de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (CNUDMI) con el objetivo de recuperar Electricaribe con un marco regulatorio viable o, en su defecto, conseguir una compensación que estima en más de 1.000 millones de euros.

La compañía señaló que mantiene el cumplimiento de sus objetivos previstos para 2017 en el marco de su actual plan estratégico, «a pesar de un entorno macroeconómico y energético muy exigente y complicado». Además, Gas Natural Fenosa destacó que «sigue en el buen camino» para cumplir con los objetivos marcados en su plan de eficiencias y que está en proceso de preparar un nuevo plan. La cifra de negocios del grupo presidido por Isidro Fainé creció un 8,3% en el primer trimestre del año, alcanzando los 6.450 millones de euros.

Por su parte, el resultado bruto de explotación (Ebitda) cayó un 9,2%, hasta los 1.104 millones de euros, debido al comportamiento del negocio de electricidad en España condicionado por factores meteorológicos y el coste de las materias primas. En concreto, el negocio de distribución de gas aportó el 37,3% del Ebitda, la distribución de electricidad un 24,5%, la actividad de gas un 21% y la actividad eléctrica un 17,8%. Mientras, el Ebitda de las actividades internacionales de la compañía creció un 3,6% y representó un 50,1% del total a 31 de marzo, frente al 43,9% del mismo periodo del año anterior. El restante 49,9% correspondió a la actividad en España.

En lo que respecta a las inversiones netas del grupo, alcanzaron los 321 millones de euros en el primer trimestre, lo que implica un aumento del 24,9% con respecto al mismo periodo de 2016, focalizándose principalmente en la actividad de distribución de electricidad, que representó el 40,3%, y en la distribución de gas (35,6%). Por ámbito geográfico, las inversiones en España del grupo energético representaron el 37,2%, mientras que las del exterior supusieron el 62,8%.

A 31 de marzo, la deuda financiera alcanzó los 15.464 millones de euros y situó el ratio de endeudamiento en el 44,4%, frente al 45,9% y los 15.817 millones de euros de finales del primer trimestre del año pasado. El 90,8% de la deuda del grupo tiene vencimiento a largo plazo y la vida media se sitúa en 5,5 años. Asimismo, Gas Natural Fenosa contaba el pasado marzo con una disponibilidad de liquidez de 10.619 millones de euros, equivalente a todas las obligaciones financieras a más de 24 meses vista.

Por otra parte, la junta de accionistas del grupo aprobó el pasado 20 de abril una retribución al accionista de un euro por acción a cargo del ejercicio 2016, lo que supone un desembolso de 1.000 millones de euros, un pay out del 74,3% y una rentabilidad por dividendos del 5,6%, según cotización a 31 de diciembre del año pasado.

En lo que se refiere a las áreas de negocio, el Ebitda de la actividad de distribución de gas en España alcanzó los 225 millones de euros, un 4,7% más que en el mismo periodo del 2016. Mientras, la distribución de gas en Latinoamérica situó su Ebitda en 173 millones de euros, un 8,8% más, destacando el buen comportamiento en Brasil (57 millones de euros) y México (48 millones de euros). En lo que respecta a la distribución de gas en Italia, el Ebitda fue de 14 millones de euros al cierre del primer trimestre, en línea con los resultados del mismo periodo de 2016.

Por su parte, el Ebitda de la distribución de electricidad en España fue de 143 millones de euros, un 5,9% menos, como consecuencia de las medidas de eficiencia en el negocio, con impactos positivos en periodos posteriores. El Ebitda de la actividad de electricidad en España (generación, comercialización mayorista y minorista y suministro a PVPC) fue de 126 millones de euros, un 38,5% menos, mientras que el resultado bruto de explotación de Global Power Generation (GPG) alcanzó los 71 millones de euros. Asimismo, el Ebitda de la actividad mundial de aprovisionamiento y comercialización de gas mayorista y minorista ascendió a 151 millones de euros, el mismo importe que en el primer trimestre del año anterior.

Actores inéditos en las renovables

Asimismo, el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, reconoció que esperaba «una fortísima competencia en la subasta de renovables y la aparición de muchas compañías inéditas en el sector, tal y como pasó en la primera subasta«. Villaseca indicó que Gas Natural Fenosa acudió a la subasta con una actitud «enormemente prudente y rigurosa». Así, el directivo señaló que Gas Natural Fenosa está «atenta a todas las oportunidades» que surjan en renovables, aunque siempre «en condiciones de rentabilidad».