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Repsol inicia unas exploraciones de gas en Bolivia mientras que aplaza otras exploraciones en el Algarve portugués

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EFE.- La petrolera boliviana YPFB Andina, participada en un 48,92% por Repsol, inició la exploración de hidrocarburos en el este de Bolivia con una inversión de 40 millones de dólares, según informó una fuente oficial. Asimismo, la petrolera española decidió aplazar un proyecto de exploración de gas natural en la zona marítima del Algarve portugués, donde tenía previsto realizar su primer agujero durante el último trimestre de este año.

En lo que respecta a Bolivia, la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) indicó que la exploración comenzó con un trabajo de campo de sísmica 2D, que concluirá en 218 días. El proyecto está en una de las regiones de mayor envergadura del sector de los hidrocarburos en Bolivia. El presidente de YPFB, Guillermo Achá, explicó que la exploración será en un área de 460 kilómetros con 13 líneas sísmicas, con el propósito de reducir los riesgos de las posibles operaciones de perforación a futuro.

Según, se espera confirmar la presunción de que allí existirían 0,8 billones de pies cúbicos de gas natural, a una profundidad de 6.000 metros. Se trata de una región de Bolivia considerada como rica en hidrocarburos, aunque en 2012 YPFB Andina hizo una perforación de más de 6.000 metros sin éxito con el proyecto Sararenda X1, que demandó una inversión de 56 millones de dólares. YPFB Andina, que tiene capital del estado boliviano y de Repsol, es una compañía creada por Evo Morales en 2006.

Aplazado proyecto en el Algarve

Por otro lado Repsol decidió aplazar un proyecto de exploración de gas natural en la zona marítima del Algarve portugués, donde tenía previsto realizar el primer agujero durante el último trimestre de este año. En una entrevista,  el director ejecutivo de Repsol en Portugal, España, Italia y Perú, António Calçada de Sá, confirmó que la compañía no puede avanzar una nueva fecha pero aseguró que el proyecto «no será descartado«.

«El proyecto está atrasado y no puedo precisar si tendrá 3 u 8 meses de atraso. Continúa en el portafolio de proyectos de Repsol», dijo, explicando que existen «indefiniciones técnicas» que llevaron a la compañía a volver a evaluarlo. Calçada afirmó que estos atrasos son habituales en los trabajos de exploración y producción petrolífera, donde los calendarios «no son ni pueden ser rígidos«. «El Algarve es importante para Portugal, para Repsol y para la propia Península Ibérica en materia energética. De eso no tenemos dudas», consideró, y es que la compañía ya ha invertido 30 millones de euros en este trabajo. Una vez se realice el primer agujero, pasarán entre cinco y siete años hasta que se inicie la producción.

Nueve países de la Unión Europea y otros seis países, incluido Ucrania, pactan impulsar las conexiones de gas

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Europa Press.- Nueve países de la Unión Europea, Austria, Bulgaria, Croacia, Grecia, Hungría, Italia, Rumanía, Eslovaquia y Eslovenia, y seis países del sureste de Europa, Ucrania, Moldavia, Albania, la Antigua República Yugoslavia de Macedonia, Serbia y Bosnia-Herzegovina, se han comprometido a cooperar para acelerar las interconexiones de gas clave entre ellos y reducir así la dependencia del gas ruso.

Los países firmaron el Memorando de Entendimiento y su Plan de Acción junto al vicepresidente de la Comisión Europea responsable de la Unión Energética, Maros Sefcovic, y el comisario de Energía, Miguel Arias Cañete. Bosnia-Herzegovina y Moldavia firmarán el documento en una fase posterior. Los países se comprometen a cooperar para promover proyectos de infraestructura y de interconexiones de gas prioritarios para contribuir a la diversificación del gas natural y la integración del mercado en la región, entre ellos el gasoducto transadriático, clave para traer gas azerí a Europa y las interconexiones entre Grecia y Bulgaria y Bulgaria y Serbia.

También identificaron sendos proyectos de refuerzo de los sistemas en Bulgaria y Rumanía para garantizar el flujo de entrada y salida, así como la terminal de GNL en Croacia y el sistema de evacuación de GNL hacia Hungría para comercializar el gas. Asimismo, hay otros tres proyectos prioritarios identificados pero con condiciones. Se trata de la conexión entre las instalaciones de gas en alta mar en Rumanía, si hay voluntad de asumir las capacidades de transporte para suministrar su gas al mercado, la interconexión entre Serbia y Croacia en el caso de que no se complete la que va entre Bulgaria y Serbia y, en tercer lugar, la nueva terminal de GNL en Grecia, en caso de que haya demanda.

Las pruebas de resistencia que promovió la Comisión Europea pusieron de manifiesto que la mayor parte de los países del centro y sureste de Europa eran demasiado vulnerables al gas ruso y no  tenían acceso a fuentes de abastecimiento de gas diversificadas por la falta de infraestructura y los contratos de suministro de larga duración de un único proveedor, en una región donde falta competencia y hay un uso ineficiente de las interconexiones que existen. Varios de ellos además han experimentado problemas de abastecimiento durante las crisis de gas años atrás entre Ucrania y Rusia.

«Como norma general los proyectos de infraestructura deben ser financiados por el mercado y el papel de las instituciones financieras internacionales tales como el BEI o el Banco Europeo de Reconstrucción y Desarrollo se pueden considerar para asegurar la financiación necesaria, ya sea a través de sus facilidades de préstamo normales o a través de instrumentos financieros», explican los países en el Memorando de Entendimiento suscrito. «La financiación pública, incluido el apoyo financiero de la Unión Europea, debe centrarse en comenzar los proyectos que pueden aportar la mayor diversificación o seguridad de suministro para la región una vez construidos, pero que no han probado ser viables en las actuales condiciones de mercado», puntualiza el documento.

Sefcovic aseguró que la región es «muy importante para Europa» en términos de «seguridad de suministro energético» y resulta «crucial» mejorar la infraestructura para diversificar las fuentes con proyectos «realistas y viables», algo que exige la cooperación entre los países, al tiempo que subrayó el apoyo de la Comisión Europea en el marco de su proyecto para crear una Unión Energética. Cañete también incidió en que «la cooperación regional es un pilar» clave para avanzar en la integración de los mercados energéticos y contribuir a la seguridad de suministro y precios asequibles para los consumidores.

La demanda de gas natural repunta un 5,3% en el primer semestre

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Redacción / Agencias.- La demanda de gas natural transportado por Enagás ascendió a 161.353 gigavatios hora (GWh) en el primer semestre, lo que supone un incremento del 5,3% con respecto al mismo periodo del año anterior, aunque retrocedió un 0,7% en junio tras cinco meses al alza, según datos de Enagás. De esa cantidad, 134.847 GWh correspondieron a la demanda convencional nacional en sus consumos doméstico, industrial y para pymes, un 2,1% más que en los seis primeros meses de 2014, y 26.505 GWh, para generación de electricidad, un 25% más.

Los factores que explican este incremento son múltiples: el mayor consumo de electricidad por la recuperación económica, la menor aportación de las centrales hidroeléctricas y la coincidencia de un invierno frío y una primavera calurosa. En junio, la demanda de gas natural se situó en 21.951 GWh, lo que representa un retroceso del 0,7% respecto a junio del 2014, como consecuencia de la caída de la demanda convencional en un 2,3% hasta los 17.492 GWh frente al repunte de las entregas para el sector eléctrico, que subieron un 6,2%, hasta 4.458 GWh. Así ha sido impulsada por las altas temperaturas, que han aumentado el consumo de energía eléctrica por el mayor uso de los aparatos de aire acondicionado, según Enagás.

El consumo llega a máximos

El operador del sistema gasista indicó que durante el mes de junio las temperaturas fueron superiores a las registradas en el mismo mes del 2014 al ser de media de 22,6 grados, 1,1 grados centígrados superior a las de 2014. De hecho, la demanda de gas natural para generación de electricidad en España alcanzó el pasado martes su máximo valor registrado en los dos últimos años, coincidiendo con el nivel más alto del consumo eléctrico en la temporada de verano de los últimos cuatro años por la ola de calor. Además del calor influyó también la menor aportación de la energía eólica, que genera menos electricidad en las situaciones anticiclónicas.

En concreto, la demanda de gas natural para generación eléctrica alcanzó los 329 gigavatios hora (GWh), su nivel más alto desde el 12 de diciembre de 2013, cuando se situó en 362 GWh. Ese mismo martes el consumo de electricidad alcanzó el mayor nivel en verano de los últimos 4 años, con 40.105 megavatios (MW), ante las altas temperaturas y el mayor uso del aire acondicionado, según datos de Red Eléctrica de España (REE). Sin embargo, la demanda máxima diaria del semestre en España fue de 1.352 GWh y tuvo lugar el pasado 6 de febrero. De ese total, la demanda convencional nacional fue de 1.146 GWh y la del sector eléctrico, de 206 GWh.

Redexis aumenta un 32,8% el número de puntos de suministro

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EFE/ Europa Press.- Redexis Gas, empresa dedicada al transporte y distribución de gas natural en España, superó al cierre de junio los 516.330 puntos de suministro, lo que supone un incremento del 32,8% respecto al mismo período de 2014. El número de hogares y negocios conectados a las redes de Redexis aumentó un 3,6% en el semestre, un 2% por encima de la media del sector; un 29,2% se debe a la compra a Naturgas de Gas Energía Distribución Murcia y otros activos adicionales a finales de 2014.

La compra de estos activos permitió a Redexis empezar a operar en tres nuevas comunidades autónomas, la Región de Murcia, Extremadura y Cataluña, y extender su presencia en Madrid, Comunidad Valenciana y Castilla y León. Redexis distribuye gas natural a más de 5 millones de personas, comercios e industrias en 234 municipios de diez comunidades autónomas a través de más de 8.500 kilómetros de redes. En los seis primeros meses del año, Redexis ha desplegado más de 91 kilómetros de nuevas redes, con lo que suma 6.960 kilómetros sin contar las infraestructuras compradas a Naturgas.

Durante el semestre, Redexis Gas comenzó a suministrar gas natural en siete nuevos municipios, que son los de Sant Antoni de Portmany (Ibiza), Muro (Mallorca), Molina de Aragón (Guadalajara), Villarrubia de los Ojos (Ciudad Real), Tobarra (Albacete), Cazorla (Jaén), y Águilas (Murcia), con lo que facilitó el acceso al gas natural a cerca de 100.000 nuevos habitantes y negocios. Además, la compañía recibió 17 autorizaciones administrativas adicionales para iniciar el despliegue de infraestructuras en municipios de Castilla y León, Castilla -La Mancha, Extremadura y Región de Murcia. Redexis Gas circuló durante el primer semestre un volumen total de 6.200 gigavatios hora (GWh), un 32,8% superior al mismo periodo del 2014.

La demanda de gas para generación eléctrica bate su récord de los últimos dos años en plena ola de calor

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Redacción / Agencias.- La demanda de gas natural para producir electricidad en centrales de ciclo combinado alcanzó este martes su máximo valor registrado en los dos últimos años, en una jornada marcada por las altas temperaturas y por el elevado uso de los aires acondicionados que dispararon también el consumo de electricidad a máximos, según indicaron fuentes del operador del sistema gasista, Enagás.

Durante el pasado martes, los ciclos combinados compensaron la escasa producción eólica y demandaron en total 329 gigavatios hora (GWh) de gas, su nivel más alto desde el 12 de diciembre de 2013, cuando se situó en 362 GWh. Desde el gestor técnicos del sistema gasista indicaron que podrían registrarse nuevos máximos en los próximos días ante las previsiones de una continuidad de altas temperaturas con motivo de la segunda ola de calor en lo que va de verano en España. Asimismo, la demanda convencional de gas natural alcanzó los 586 GWh, con lo que la demanda del mercado nacional se situó en 915 GWh.

Este alza de la demanda de gas coincidió este martes con la punta de demanda eléctrica en verano, que llegó a marcar este martes los 40.105 megavatios (MW), lo que supone su máximo veraniego en cuatro años. Esta cota no se alcanzaba en un mes veraniego desde el 28 de junio de 2011, cuando la demanda de energía eléctrica marcó un tope de 40.139 MW.

El máximo de consumo eléctrico del martes se marcó a las 13.28 horas y se cubrió en un 21,8% con carbón, en un 18,3% con ciclos combinados de gas, en un 15,8% con hidráulica y en un 14,6% con nuclear, principalmente. En todo caso, estas puntas de demanda veraniegas se encuentran lejos de los máximos invernales. El máximo histórico de demanda instantánea de electricidad se registró en el invierno de 2007, con 45.450 MW. Este miércoles el consumo de electricidad también se mantuvo en esos niveles altos, alcanzando los 39.483 MW a las 13.36 horas, si bien no batió récords.

Las importaciones netas de gas natural suben un 13,4% en mayo

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Redacción / Agencias.- Las importaciones netas de gas natural ascendieron en mayo a 22.666 gigavatios hora (GWh), lo que supone un incremento del 13,4% respecto al mismo mes de 2014, según la Corporación Estratégica de Productos Petrolíferos (Cores). Este crecimiento, superior al registrado en abril, que fue del 6,5%, se debe al aumento de las importaciones netas de gas natural licuado (GNL), que se dispararon un 137,5%. Por el contrario, las importaciones netas por gasoducto se redujeron un 21,2% respecto a 2014.

Las importaciones totales de gas natural crecieron un 6,5% en mayo en términos interanuales, después de seis meses de descensos, y se situaron en 30.391 GWh, si bien en los cinco primeros meses del año presentan un retroceso del 11,7%, hasta 146.031 GWh. Por zonas geográficas, sólo aumentaron las importaciones procedentes de África (17,1%), con Argelia (61,2%) y Nigeria (9,2%) como principales suministradores de gas natural en mayo. Las importaciones de gas de Europa y Euroasia disminuyeron un 18%, frente al descenso del 14% en las de Oriente Medio y del 0,7% en las procedentes de América Central y Sur.

Las exportaciones de gas natural se situaron en el mes en 7.724,4 GWh, un 9,8% por debajo de las registradas en el mismo mes de 2014, con lo que mantienen el descenso iniciado en los últimos cuatro meses. Por segundo mes consecutivo, destacan las exportaciones de gas natural a Francia, que este mes alcanzan 655,9 GWh. En mayo, España ha exportado por primera vez gas natural a Canadá (911,5 GWh) y a Chipre (202,2 GWh). Las exportaciones de GNL, equivalentes este mes a 3.935 GWh, experimentaron un descenso interanual de 50,5%. De esta forma, las exportaciones acumularon una caída del 31,7%, hasta 20.337 GWh, entre enero y mayo de 2015.

Presentan una querella por presuntas irregularidades en contratos del Castor

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EFE.- Un ingeniero presentó en el Juzgado de Primera Instancia e Instrucción número 4 de Vinarós una querella contra la planta de gas Castor por presuntas irregularidades en las contrataciones de los peritos por parte del Instituto Geológico y Minero de España (IGME). En la denuncia se apunta a un «exceso de financiación» de este organismo y al presunto pago de complementos de productividad «de importes no justificados» a técnicos que redactaron informes y visados relacionados con estas prospecciones de búsqueda de gas en el Mediterráneo.

El proyecto Castor fue finalmente paralizado tras los 400 seísmos registrados en septiembre de 2013 en el litoral norte de Castellón y relacionados con la inyección de gas en el almacén subterráneo. La querella ha sido presentada por el ingeniero de minas Miguel Ángel Gallardo y la empresa Cooperación Internacional en Tecnologías Avanzadas, especializada en tecnologías forenses para peritajes judiciales. Va dirigida «contra todos aquellos que resulten responsables, por acciones u omisiones constitutivas de delitos que estén relacionados con los hechos narrados por el auto de 26 de enero de 2015, por el que se inician estas actuaciones».

En dicho auto, el juez de instrucción de Vinaròs imputaba a 18 cargos y técnicos del IGME y el Ministerio de Industria y directivos de la empresa Escal UGS, tras la denuncia presentada por la Fiscalía por supuestos delitos de prevaricación medioambiental y contra el medio ambiente y los recursos naturales.

La querella cita que el informe de Fiscalización del IGME realizado por el Tribunal de Cuentas observa en sus 16 conclusiones «diversas irregularidades contables e indicios claros de presuntos delitos de empleados públicos» y «grave falta de controles contables». «La gestión que realiza el IGME de los convenios de colaboración y de los proyectos técnicos realizados no permite conocer su coste ni por tanto el valor de los productos de los respectivos trabajos, lo que podría dar lugar a que el IGME hubiese obtenido un exceso indebido de financiación y que hubiese pagado complementos de productividad por importe no justificado».

El texto de la querella indica que es «muy posible que auténticos expertos en sismología puedan hacer un análisis del proyecto, de los hechos y de los riesgos, mucho mejor y por menos dinero en Japón (país que se caracteriza, precisamente por su sismicidad), que en el Massachusetts Institute of Technology (MIT), donde no se sabe quién está estudiando no se sabe qué». Sobre la contratación de peritos, los querellantes piden al juzgado que investigue los casos que han sido «pagados con fondos públicos o por entidades dependientes de la Administración a entidades privadas como el MIT o como sobresueldos de funcionarios públicos, porque existen antecedentes e indicios de auténticas malversaciones en pruebas periciales absolutamente inútiles«.

Las tarifas de gas natural están aún un 2% más caras que cuando empezó la legislatura, según Facua

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Redacción / Agencias.- Facua-Consumidores en Acción denuncia que las tarifas de último recurso de gas natural aprobadas por el Gobierno desde finales de 2011 registraron una subida del 2,4% para los usuarios de la TUR 1 y del 1% para los acogidos a la TUR 2. Por ello, la organización critica que «lejos de aliviar la situación económica actual de las familias, el Gobierno toma medidas insuficientes» y no baja la tarifa de gas para alcanzar al menos los niveles del comienzo de su legislatura.

En la comercialización de gas natural, existen dos tarifas reguladas: la TUR 1, destinada a usuarios que no superan los 5.000 kWh de consumo anuales, y la TUR 2, para los que sobrepasan esa cantidad, que suelen ser hogares con agua caliente, cocina y calefacción con gas. Según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), en España había 7,4 millones de clientes de gas natural en 2013 y el consumo medio doméstico-comercial es de 8.838 kWh anuales.

El último análisis de Facua pone de manifiesto que, con las tarifas vigentes desde julio de 2015, un usuario que consume 800 kWh mensuales abona actualmente con la tarifa TUR 2 un importe de 56,58 euros al mes, un 1% por encima de los 56,03 euros de octubre de 2011, la última tarifa vigente antes de la llegada del PP al Gobierno. Por su parte, un usuario con un consumo de 400 kWh mensuales paga con la tarifa TUR 1 cada mes 31,54 euros, impuestos indirectos incluidos, suponiendo un incremento del 2,4% sobre los 30,79 euros que abonaba en 2011.

El análisis de Facua muestra que la última tarifa TUR 2 vigente, la de julio de 2015, es un 3% menor que la publicada en abril de 2015, cuando era de 58,33 euros para un usuario con un consumo de 800 kWh. En el caso de la tarifa TUR 1, con un consumo de 400 kWh, el usuario paga ahora un 2,7% menos de lo que costaba el gas natural en abril de 2015, cuando era de 32,42 euros. A pesar de las bajadas trimestrales, ambos precios se mantienen por encima del fijado antes de la entrada del actual Gobierno.

Facua critica que los incrementos aprobados en el término fijo del recibo y la tarifa por el consumo se han visto agravados con la subida del IVA en 2012, que pasó del 18 al 21%, y la introducción del Impuesto Especial de Hidrocarburos en 2013, que incrementó el precio del kWh. El término fijo de la tarifa TUR 1 subió un 9,3% desde octubre de 2011, pasando de 4,83 a 5,28 euros mensuales, y un 8,9% en la TUR 2, donde pasó de 9,83 a 10,70 euros. Mientras, la tarifa por el consumo disminuyó en un 3,2% en la TUR 1, pasando de 6,49 a 6,28 céntimos por kWh, y un 5,5% en la TUR2, de 5,77 a 5,45 céntimos.

Audax Energía entra en el mercado del gas en Portugal para duplicar su facturación el próximo año

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Europa Press / EFE.- La empresa española Audax Energía obtuvo la licencia para comercializar gas natural para particulares y empresas en Portugal, mercado en el que está presente en el negocio de la electricidad desde 2013 y en el que prevé duplicar su facturación en 2016 respecto a este año, según comunicó.

Audax ofrecerá gas de baja presión, que está dirigido a hogares, negocios y pymes, y también gas de media presión, enfocado a empresas con elevadas necesidades energéticas. Audax Energía, presente en Italia y Alemania, tiene como objetivo seguir creciendo internacionalmente con la entrada a corto plazo en otros tres países de la Unión Europea: Polonia, Holanda y Bélgica. La comercializadora española ocupa actualmente la séptima posición en el mercado eléctrico portugués, con más de 4.000 clientes, y la octava en España con más de 50.000.

Repsol inicia la producción en Venezuela del mayor campo offshore de gas de Latinoamérica

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Redacción / Agencias.- Repsol puso en marcha el primer pozo productor del megacampo Perla, el mayor descubrimiento de gas en la historia de la compañía y el campo offshore  (en el mar) más grande de Latinoamérica, según la petrolera. Perla, en aguas poco profundas del Golfo de Venezuela, a 50 kilómetros de la costa, cuenta con un volumen de gas en subsuelo cifrado en 17 billones de pies cúbicos de gas (Tcf), cantidad equivalente a 18 veces el consumo anual de gas de España.

La compañía espera iniciar la producción con 150 millones de pies cúbicos de gas al día (Mcf/día), para alcanzar a finales de año los 450 Mcf/día, destinados al consumo local de Venezuela. En las siguientes fases del proyecto, la producción irá en aumento hasta alcanzar los 1.200 millones de pies cúbicos de gas al día en 2020, volumen que se mantendría hasta el final del contrato en 2036. El pozo es operado al 50% entre Repsol y la compañía italiana Eni, que descubrieron en 2009 el bloque Cardón IV, en el que se encuentra el campo Perla, y ya han perforado 7 de los 27 pozos previstos en el plan.

Estos pozos se pondrán en producción a través de cuatro plataformas y conexiones submarinas que llevarán el gas hasta la costa para su procesamiento. La petrolera destacó que la entrada en producción de este megacampo marca un «hito» en la estrategia de desarrollo de Repsol, ya que supone la puesta en marcha del octavo proyecto clave de crecimiento fijado en el Plan Estratégico 2012-2016. Los otros proyectos que ya están operativos son Sapinhoa (Brasil), Midcontinent (Estados Unidos), AROG (Rusia), Margarita-Huacaya (Bolivia), Lubina y Montanazo (España), Carabobo (Venezuela) y Kinteroni (Perú).

Repsol está presente en el sector del petróleo y del gas de Venezuela desde 1993; en 2014 alcanzó una producción neta de 36.800 barriles equivalentes de petróleo diarios en el país. La compañía presidida por Antonio Brufau subrayó que mantiene un «fuerte compromiso» con el crecimiento de Venezuela, participando «activamente» en su desarrollo con la generación de empleo y con el apoyo de programas de desarrollo social. En total, cuenta en Venezuela con derechos mineros sobre ocho bloques en producción, con una superficie neta de 853 kilómetros cuadrados: Cardón IV, Carabobo, Quiriquire, Quiriquire (gas), Yucal Placer Norte, Yucal Placer Sur, Mene Grande y Barúa Motatán.