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

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

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

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

Invertirá 500 millones en Argentina

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un 99,2% lo tiene alquilado

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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%).

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.