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La francesa Alstom completa la venta de su división energética a la estadounidense General Electric por 9.700 millones de euros

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Servimedia.- Alstom ha completado la venta de las actividades de energía (generación y transmisión de electricidad) a General Electric, por un valor aproximado de 9.700 millones de euros. En consecuencia, el grupo «queda desde hoy completamente centrado en el mercado del transporte ferroviario«. Los ingresos de la transacción permitirán adquirir las actividades de señalización de General Electric, por un importe de aproximadamente 700 millones de euros.

También se invertirán aproximadamente 2.400 millones de euros en la creación de tres joint ventures con General Electric en el campo de la distribución de energía, las energía renovables y las turbinas de vapor y nucleares en Francia, respectivamente. Una parte de los beneficios (entre 3.200 y 3.700 millones de euros) serán reembolsados a los accionistas. Por su parte, General Electric espera que el acuerdo cerrado genere de 0,05 dólares a 0,08 dólares por acción de beneficio en 2016 y entre 0,15-0,20 dólares en 2018.

General Electric alcanzó un acuerdo con Alstom en 2014 para la compra de sus negocios de energía y redes por un importe agregado de 12.350 millones de euros. Ajustando la sociedad conjunta anunciada en junio de 2014 (energías renovables, redes y nuclear), los cambios en la estructura de la transacción, los ajustes de precios para recursos y el efectivo neto al cierre, e incluyendo los efectos de la moneda, el precio de la compra es de 9.700 millones de euros.

Iberdrola se adjudica en México una central de ciclo combinado de 850 MW

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Servimedia / EFE.- Iberdrola se ha adjudicado un nuevo proyecto de generación de energía en México, la central de ciclo combinado de Noreste, que tendrá una potencia de 850 megavatios (MW) y va a requerir una inversión de unos 400 millones de dólares (356 millones de euros). Según esta adjudicación, otorgada por el Gobierno mexicano, Iberdrola será la encargada de la construcción, operación y mantenimiento de esta planta de generación, además de ser su propietaria.

El ciclo combinado de Noreste, ubicado en el estado de Nuevo León, dará suministro de energía eléctrica a 2 millones de mexicanos. La empresa tiene previsto que la central entre en funcionamiento en julio de 2018. Asimismo, Iberdrola venderá toda la energía que se produzca desde esta instalación a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) mexicana, mediante un contrato a 25 años con cargos fijos de capacidad. Este contrato con la CFE, destacó la compañía, aporta una «gran certeza» a la inversión realizada, alineando Noreste con la estrategia de crecer en actividades reguladas y predecibles.

Las obras de Noreste se iniciarán a principios del año 2016 y, junto a la construcción de la planta, se pondrán en marcha todas las instalaciones asociadas necesarias para su conexión al sistema eléctrico nacional mexicano, como son las líneas eléctricas o la subestación transformadora. La planta contará con dos turbinas gas de última generación y una de vapor del fabricante japonés Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS), y tendrá como suministrador de las calderas a la empresa estadounidense Foster Wheeler.

5.000 millones en 5 años

Iberdrola dispone en estos momentos en México de proyectos de generación de energía que suman más de 1.000 millones de dólares (unos 900 millones de euros) de inversión, una de las apuestas internacionales más importantes realizadas por la compañía en su historia. En concreto, construye dos nuevas plantas de ciclo combinado (Baja California III y Dulces Nombres V), tres cogeneraciones (Ramos Arizpe, San Juan del Río y Altamira) y los parques eólicos de Pier 2, en el Estado de Puebla, y Dos Arbolitos, en Oaxaca.

La compañía presidida por Ignacio Sánchez Galán está presente en México desde hace más de 15 años, en los que ha ido incrementando sus inversiones y sus actividades hasta consolidarse como el mayor productor de electricidad privado del país. Actualmente dispone en el país de una capacidad instalada de 5.000 MW en centrales de ciclo combinado y 230 MW en parques eólicos, cuya producción es capaz de dar servicio a una población de alrededor de 20 millones de mexicanos. La compañía prevé invertir hasta 5.000 millones de dólares (4.484 millones de euros) en el país durante los próximos cinco años.

La eléctrica chilena AES Gener gana un 20% más en el primer semestre

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EFE.- La eléctrica chilena AES Gener registró unos beneficios netos de 83,3 millones de dólares el primer semestre del año, un 20% más que en el mismo período del 2014, según comunicó la compañía, que obtuvo un Ebitda (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) de 310,4 millones de dólares, el 9% más con respecto a los primeros seis meses de 2014.

«El buen desempeño de operaciones de la compañía en Chile, que se fundamenta en la mayor generación de las centrales eficientes que operan en el Sistema Interconectado Central (SIC), especialmente en el primer trimestre, explican el incremento del Ebitda», precisó la firma chilena. Entre tanto, la ganancia operacional también tuvo resultados positivos en el período, al registrar una variación del 10% superior, respecto a 2014.

Las centrales de AES Gener, al igual que en 2014, continuaron siendo líderes de generación en Chile, contribuyendo con el 28,5% de la generación durante el primer semestre de 2015. Asimismo, la empresa continúa avanzando con su plan de inversiones de 4.000 millones de dólares, manteniéndose como el grupo con mayor nivel de inversión en infraestructura energética en el mercado.

Endesa gana 870 millones de euros en el primer semestre, un 17,1% más

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Redacción / Agencias.- Endesa logró un beneficio neto de 870 millones de euros durante los seis primeros meses del ejercicio, lo que muestra un avance del 17,1% en comparación con el mismo periodo del ejercicio anterior. Según comunicó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), este incremento se produce a pesar de que el resultado del primer semestre de 2014 incluía el generado por el negocio latinoamericano, que fue vendido a la matriz Enel en el último trimestre del año pasado.

Endesa explica que si la comparación se realiza en términos homogéneos, es decir, sobre las actividades continuadas, que recogen exclusivamente el resultado del negocio en España y Portugal en ambos periodos, el incremento resultante es del 56,6%. La compañía explica que el incremento registrado se ha debido esencialmente a que el margen bruto de sus negocios regulados creció un 17% y el de sus negocios liberalizados lo hizo en un 3%. «Estos resultados confirman la capacidad de la compañía para cumplir los objetivos incluidos en el Plan Industrial que fue presentado a los mercados en octubre de 2014 y actualizado en junio de 2015», indicaron.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) repuntó un 16,3%, hasta los 1.934 millones de euros, animado por el reconocimiento del valor de los certificados de emisiones de CO2 y al impacto del borrador de real decreto sobre la retribución de la generación en los sistemas extrapeninsulares, que afecta a las actividades de Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla. La facturación del grupo en la primera mitad del año ascendió a 10.314 millones, un 0,3% más comparado en términos homogéneos, es decir, referidos a España y Portugal en ambos ejercicios, tal y como establece la normativa contable; una facturación en línea con la obtenidos en el mismo periodo de 2014, que fue de 10.280 millones de euros

Asimismo, el resultado neto de explotación (Ebit) creció un 35,1%, hasta los 1.262 millones de euros, debido, según Endesa, al alargamiento de la vida útil de las centrales nucleares y de los ciclos combinados desde el 1 de octubre de 2014. Además, en el primer semestre, la demanda eléctrica peninsular bruta aumentó un 1,9%, un 0,5%, una vez corregido el efecto de laboralidad y temperatura, «sumándose así al positivo comportamiento de los indicadores que apuntan a una recuperación de la economía española». Este incremento dio lugar a una mayor producción propia de Endesa, especialmente de la generada por sus centrales térmicas, ya que en 2015 no se está repitiendo la hidraulicidad excepcionalmente elevada del 2014.

Como consecuencia de ello, la producción eléctrica peninsular en régimen ordinario de Endesa creció un 12,5%, situándose en 29.471 GWh; y las producciones de los ciclos combinados y de las centrales de carbón experimentaron incrementos muy elevados, del 140,8% y del 38%, respectivamente, que compensaron la caída de la producción hidroeléctrica del 14,3%. A su vez, la mayor producción térmica produjo un aumento del coste de la generación y del precio medio en el mercado mayorista de electricidad y, por consiguiente, un mayor coste medio en las compras de electricidad y un incremento del impuesto sobre la generación de electricidad.

La gestión realizada por la compañía con sus derechos de emisión de CO2, que intercambió por European Union Allowances en unos títulos que ya se comprometió a vender en diciembre, le ha supuesto un impacto positivo de 184 millones. En los territorios extrapeninsulares, la generación de electricidad aumentó en un 1,4% y el ebitda se situó en 157 millones de euros, frente a las cifras negativas del pasado año. Las cuentas de la compañía también se benefician de la venta de los activos asociados a la central hidráulica de Chira-Soria, en Gran Canaria, y Compañía Transportista de Gas Canarias, con unas plusvalías de 7 y 3 millones de euros, respectivamente.

En estos seis meses, Endesa invirtió 494 millones, un 17,1% más, en línea con las previsiones de su plan industrial. Endesa ostenta una cuota de mercado del 39,2% en generación peninsular ordinaria, un 43% en distribución y un 35,5% en ventas a clientes en el mercado libre. En materia gasista, Endesa incrementó sus ventas en términos físicos en un 0,1% en el periodo, aunque los ingresos asociados a ellas cedieron un 8,7% debido al menor precio de venta del gas natural. Al cierre de junio, la deuda financiera neta de Endesa se situaba en 4.992 millones, 428 millones por debajo de la que contabilizaba al cierre de 2014, gracias al repunte del flujo de caja.

Por otro lado, a pesar del descenso de la producción hidroeléctrica de la empresa y del moderado crecimiento de su producción de origen nuclear, del 2,7%, estas dos tecnologías representaron conjuntamente el 59,7% de la generación peninsular de Endesa en régimen ordinario, frente al 54,6% del sector. Por lo que se refiere a los demás resultados operativos, distribuyó 56.023 GWh en el mercado español en el primer semestre de 2015, un 2,9% más; vendió 37.922 GWh a los clientes del mercado liberalizado, un 1,5% menos, y 7.769 GWh en el mercado regulado, un 9,7% menos.

La producción de Iberdrola en España cae un 14,6% en el primer semestre

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Redacción / Agencias.- La eléctrica Iberdrola produjo durante el primer semestre de este año 28.841 gigavatios hora (GWh) en España, lo que supone un 14,6% menos que en el mismo periodo de 2014, lastrada por el descenso de la generación hidráulica, que cayó un 39,2%, de las renovables, que cayó un 9,4%, y de la nuclear, que cayó un 5,1%. Sin embargo, la energía distribuida por la compañía a nivel nacional repuntó un 2,6%, hasta los 46.331 GWh, según su balance energético del segundo trimestre.

Las centrales hidráulicas de Iberdrola bajaron su producción un 39,2% en el periodo, hasta los 7.273 GWh; las renovables disminuyeron un 9,4%, hasta 6.916 GWh, y la nuclear un 5,1%, con 11.570 GWh. Por el contrario, la producción de ciclos combinados de gas creció en el primer semestre un 65,6% (765 GWh), la de carbón creció un 135,7% (1.242 GWh) y la cogeneración también creció en un 9,7% (1.076 GWh).

Ciclos combinados a nivel mundial

En todo el mundo, la producción del grupo se redujo un 5,3%, hasta 69.081 GWh, como consecuencia del retroceso de hidráulica, en un 34,4%, nuclear en un 5,1%, carbón en un 9,8%, y renovables en un 5,6%. La producción a partir de ciclos combinados de gas repuntó en cambio un 14% y la de cogeneración un 8,6%, al tiempo que la energía distribuida se elevó un 1% hasta junio. La hidráulica y la renovable alcanzaron pesos del 12,8% y del 25,7% en el mix de generación de Iberdrola, mientras que los ciclos combinados de gas natural equivalen ahora al 33%. La producción nuclear tiene un peso del 16,7%, mientras que la cogeneración situó su contribución en el 3,9% del total.

En Reino Unido, la compañía presidida por Ignacio Sánchez Galán produjo un 5,5% menos (9.836 GWh) y en Estados Unidos la caída alcanzó el 11% (8.255 GWh), en tanto que la producción repuntó en Brasil, en un 8,4%, en México, en un 14,1% y el resto del mundo en un 11,2%. Al cierre de junio, Iberdrola contaba con una capacidad instalada en todo el mundo de 45.429 megavatios (MW), frente a los 45.077 megavatios de un año antes. En España, disminuyó hasta 25.287 MW, frente a los 25.488 MW de entonces. Hay capacidad de 6.462 MW en Reino Unido, 6.479 MW en Estados Unidos, 1.163 MW en Brasil, 5.294 MW en México, y 744 MW en el resto del mundo.

Datos del segundo trimestre 2015

En el segundo trimestre, la producción de Iberdrola a nivel mundial bajó el 4,6%, lastrada por la caída de la producción mediante carbón (25%), la energía hidráulica (17,9%), la nuclear (15,7%), la cogeneración (13,4%) y las renovables (1,2%). Sólo la generación con ciclos combinados de gas natural experimentó un repunte (13,7%). La electricidad total distribuida por el grupo subió el 0,6% hasta los 45.620 GWh.

Por su parte, en España Iberdrola disminuyó su producción un 12,1%, hasta 12.699 GWh, lastrada por el descenso de la generación nuclear y sobre todo hidráulica. Concretamente las centrales hidráulicas de Iberdrola bajaron su producción un 25,6% (3.225 GWh), mientras que las nucleares descendieron un 15,7% (5.079 GWh) y las renovables cayeron un 0,8% (2.828 GWh). Estas bajadas no han sido compensadas por el aumento de la generación de los ciclos combinados de gas, un 102,2% superior al del segundo trimestre de 2014 (491 GWh). Asimismo, en el segundo trimestre subió un 3,5% la cogeneración (535 GWh) y un 12,3% la producción por medio de carbón (522 GWh). La energía distribuida por Iberdrola repuntó un 2,4%, hasta los 22.147 GWh.

La energía nuclear fue la primera fuente de generación de electricidad en 2014, cuando aportó el 20,48% del total generado

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Redacción / Agencias.- La energía nuclear fue en 2014 la primera fuente de generación eléctrica en España ya que aportó al sistema eléctrico un total de 57.304,23 GWh, lo que representa el 20,48% del total, es decir un 0,8% más que el año anterior, por delante de la eólica (18,61%) y de la generación térmica procedente del carbón (16,61%), según el informe Resultados y Perspectivas para 2015 del Foro de la Industria Nuclear.

El documento recuerda que la potencia instalada del parque nuclear español es de 7.864,7 MW, lo que representa el 7,27% del total. Además, el informe resalta que la atómica ha sido la fuente que «más electricidad generó y la que más horas operó». Según destacó el Foro, los reactores nucleares ocupan el primer puesto en generación eléctrica y recuerda que no emiten CO2, por lo que «son parte de la solución al cambio climático», ya que en 2014 supuso el 33,41% de la electricidad libre de emisiones contaminantes de España.

El Foro subraya también que el parque nuclear español ha contado con unos indicadores «entre los mejores del mundo», ya que tuvo durante el pasado año un factor de carga del 88,41%; un factor de operación del 89,79% y un factor de disponibilidad del 88,4%. En este contexto, el sector resalta el «buen funcionamiento» de las centrales nucleares, que queda reflejado en la producción de electricidad «competitiva, predecible y abundante«.

El presidente del Foro de la Industria Nuclear, Antonio Cornadó, señaló que, con la vista puesta en la Conferencia del Clima de la ONU que se celebrará en París a finales de año, «la nuclear es parte de la respuesta al cambio climático y una vía para la descarbonización«. «La nuclear es una fuente que ayuda a cumplir los objetivos de la política energética de la Unión Europea, contribuyendo de forma significativa a la sostenibilidad del sistema mediante la seguridad y calidad de suministro, el respeto ambiental y la competitividad de nuestro tejido empresarial», defendió.

En el conjunto de la Unión Europea, la energía nuclear aportó un tercio de la electricidad generada, por lo que para el Foro «tiene que seguir siendo una fuente de aprovisionamiento energético significativo». En este sentido, el sector insiste en que, junto con las fuentes renovables, la energía nuclear es «crucial» para lograr el compromiso conjunto de la Unión Europea para reducir las emisiones en un 40% antes de 2030.

Por ello, el Foro Nuclear reclama la operación a largo plazo de las centrales nucleares españolas porque sería una estrategia energética «acertada y necesaria» y calcula que extender la operación del actual parque nuclear español durante 20 años, generaría toda la electricidad que se consume en España durante un lustro. Finalmente, el informe apunta que el número de reactores nucleares «sigue creciendo» en todo el mundo hasta lograr un total de 438 plantas atómicas actualmente en operación, 70 reactores en construcción y casi 100 planificados.

La eólica lidera la generación de electricidad en el primer semestre

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Servimedia.- La energía eólica fue la fuente que más generación eléctrica aportó al sistema español en el primer semestre del año, con un 21,7%, seguida muy de cerca por la nuclear (21,5%), según datos de Red Eléctrica de España (REE). A estas energías les siguieron el carbón (17%), la energía hidráulica (13,9%), cogeneración y otros (10,3%), ciclo combinado (8,5%), solar (5,3%) y térmica renovable (1,8%).

La producción de origen eólico alcanzó los 2.889 GWh en junio, un 11,8% inferior al mismo periodo del año pasado, y supuso el 14,1% de la producción total. La principal fuente de generación en el sexto mes del año fue el carbón (25,9%), seguida de la nuclear (18,5%), la eólica (14,1%), la hidráulica (12%), la cogeneración y otros (10,7%), ciclo combinado (9%), solar (7,9%) y térmica renovable (1,9%). En ese mes, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 35,9% de la producción.

En el primer semestre del año, corregidos los efectos del calendario y las temperaturas, el consumo fue un 0,5% superior al del 2014, y la demanda eléctrica bruta en este periodo alcanzó los 123.460 GWh, un 1,9% más. Asimismo, la demanda peninsular de energía eléctrica en junio, una vez tenidos en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, aumentó un 0,2% con respecto al mismo mes del año anterior. En concreto, la demanda bruta fue de 20.300 gigavatios hora (GWh), un 3,6% superior a la del mismo del 2014.

El parque de generación eléctrica se redujo por primera vez en 2014

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Redacción / Agencias.- La potencia instalada del parque de generación de electricidad peninsular se situó, cerrado 2014, en 102.262 megavatios (MW), lo que supone una caída del 0,1% con respecto al ejercicio anterior, según el último Informe del sistema eléctrico de Red Eléctrica de España (REE), operador del sistema eléctrico. Esta caída se debió principalmente al carbón, que redujo su potencia en 159 MW como consecuencia del cierre de la central térmica de Escucha, ya que el resto de tecnologías no tuvo variaciones de potencia significativas.

En los sistemas no peninsulares, la potencia instalada se mantuvo también prácticamente sin cambios en todos los sistemas, a excepción de Canarias, donde se incorporaron 12 MW en la isla de El Hierro correspondientes a una nueva central hidráulica de bombeo. En cuanto a los máximos anuales de potencia instantánea y demanda horaria y diaria correspondientes al sistema peninsular, todos ellos se mantuvieron por debajo de los máximos históricos registrados en 2007. El 4 de febrero de 2014 se registró la potencia máxima instantánea con 38.948 MW, un 14,3% inferior a la equivalente de 2007.

El pasado año, el primero en que se ha aplicado el nuevo marco del sector eléctrico tras la reforma iniciada en 2013, se caracterizó también por una nueva caída en la demanda nacional en un 1,1%, al situarse en 258.117 gigavatios hora (GWh). Por su parte, la demanda eléctrica peninsular alcanzó los 243.530 GWh, lo que representa un descenso del 1,2% con respecto al año pasado. Sin embargo, esta caída fue menor a la registrada el año anterior, lo que indica que el consumo, a diferencia de lo ocurrido otros años, ha mostrado ciertos signos de recuperación, señala Red Eléctrica.

Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura, el descenso de la demanda sería del 0,1%. En el conjunto de los sistemas no peninsulares (Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla) la demanda fue de 14.588 GWh, lo que supone un descenso del 0,8%. Por sistemas, Baleares bajó un 1,6% y Canarias un 0,5%, mientras que Ceuta y Melilla subieron un 5,1% y un 0,1%, respectivamente.

Crece hidráulica y el carbón

En cuanto a la cobertura de la demanda, las energías renovables mantuvieron un papel destacado en la producción, cubriendo un 42,8% del total. La contribución de la eólica fue del 20,3%, ligeramente por debajo del 21,2% de 2013, solamente superada por la nuclear, que supuso el 22% del total. Por su parte, la hidráulica, con un 15,5% superó la aportación de 2013, en el que supuso el 14,2% de la cobertura, y el carbón alcanzó el 16,5%, frente al 14,6% del año anterior. La cogeneración y los ciclos combinados gasistas redujeron su aportación con un 10,2% y un 8,5%, respectivamente.

La potencia instalada había crecido con fuerza en los años previos a la crisis, principalmente impulsada por las renovables y los ciclos combinados, pero después este incremento fue cada vez menor hasta caer. Al cierre del2014, el 24,8% del parque de generación era de ciclo combinado; el 22,3%, eólico; el 19,5%, hidráulico, el 10,7%, de carbón y el 7,7% de nuclear. Respeto al sistema eléctrico balear, la energía recibida a través del enlace submarino con la península cubrió el 23,2% de la demanda de las islas. En Canarias, el ciclo combinado cubrió el 38,2% y los grupos de fuel-gas redujeron su aportación al 53,8%.

En cuanto a las redes eléctricas, durante 2014 se pusieron en servicio en España 600 kilómetros de líneas, con lo que la red nacional alcanza un total de 42.739 kilómetros. Entre los proyectos concluidos en el ejercicio pasado figuran la línea de interconexión con Francia, en corriente continua y soterrada Santa Llogaia-Baixas, que duplicará la capacidad de interconexión entre España y Francia, lo que aumentará «la seguridad, estabilidad y calidad del suministro entre los dos países y facilitará la integración de energías renovables en la red europea», indicó Red Eléctrica.

El índice de disponibilidad de la red de transporte en la Península alcanzó el 98,21%, mejorando ligeramente al de 2013, que fue del 98,2%. En Baleares y Canarias, la tasa fue del 98,01% y del 98,35%, respectivamente, frente al 97,97% y 98,3% del año anterior. Por último, el volumen de intercambios internacionales programados ascendieron a 22.707 GWh, con un descenso del 1,9% respecto al año 2013. Las exportaciones se redujeron un 12,6% respecto a 2013, hasta los 13.057 GWh, mientras que las importaciones aumentaron un 17,6% respecto al año anterior, hasta situarse en 9.651 GWh.