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Las importaciones de gas natural repuntan un 13,9% en septiembre con Argelia y Qatar como principales países suministradores

Europa Press.- Las importaciones netas de gas natural ascendieron en septiembre a 27.259 gigavatios hora (GWh), con un incremento del 13,9% respecto al mismo mes de 2017, según datos de Cores. En concreto, aumentaron tanto las importaciones realizadas a través de gasoducto (+25,1%) como las de gas natural licuado (GNL), que crecieron un 2,7%.

Las importaciones brutas de gas natural ascendieron en septiembre a 29.421 GWh, un 9% más con respecto a las de septiembre de 2017. Las entradas por gasoducto superan a las de GNL y representaron un 58,2% del total. Por zonas geográficas, aumentaron interanualmente los suministros de gas natural de Oriente Medio (+183,7%), Europa (+22,2%) y África (+3%), mientras que disminuyeron los procedentes de América (-29,2%). En septiembre, los principales suministradores de gas natural a España fueron Argelia (46,8%) y Qatar (17,1%). Los principales suministradores en el acumulado anual fueron Argelia también (54,6%) y Nigeria (11,1%).

Mientras, las exportaciones de gas natural se situaron en 2.162 GWh, lo que supone un 29,4% menos que en septiembre del 2017, siendo las más bajas para septiembre desde 2012 (1.682 GWh). Así, disminuyeron un 28,9% interanual las realizadas a través de gasoducto y un 54,3% las de GNL. En el acumulado anual, las exportaciones aumentaron un 29,4%, situándose en 31.502 GWh, el 83% de las cuales se realizan por gasoducto. Portugal y Francia continuaron siendo los principales destinos, con un 58,8% y 25,3%, respectivamente.

Naturgy pierde 3.040 millones de euros hasta septiembre por registrar un deterioro de activos por valor de 4.900 millones

Europa Press.– Naturgy registró unas pérdidas de 3.040 millones de euros en los nueve primeros meses del año como resultado del deterioro de activos de más de 4.900 millones de euros realizado en la primera mitad del año, según indicó la compañía a la CNMV. Excluyendo este impacto y elementos no recurrentes, el resultado neto recurrente creció un 38%, hasta 877 millones de euros, por la mayor actividad, menor amortización, y menores gastos financieros resultado de la optimización de la deuda del grupo.

A finales del pasado mes de junio, con motivo de la presentación de su nuevo plan estratégico, Naturgy ya anunció esta revisión del valor de sus activos llevada a cabo como consecuencia de la actualización de las principales hipótesis y proyecciones de los negocios, lo que motivó un deterioro contable de 4.851 millones de euros, que impacta significativamente y de forma extraordinaria en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del año. Así, el grupo indica que el resultado contable, «no comparable, queda distorsionado por la inclusión de este deterioro de activos contabilizado a cierre del primer semestre» de 2018.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó hasta septiembre en los 2.976 millones de euros, incluyendo los elementos no recurrentes. Sin considerar estos últimos, el Ebitda recurrente creció un 10.1%, hasta los 3.248 millones de euros, principalmente apoyado por la mejora en el negocio de Gas y Electricidad, así como en la estabilidad de los negocios de infraestructuras; lo que ha permitido a la compañía más que compensar el efecto negativo de los tipos de cambio por importe de 182 millones de euros. El crecimiento comparable y recurrente estuvo impulsado por la actividad en todas las unidades de negocio cuya contribución al Ebitda aumentó cerca de 500 millones de euros, excluyendo el impacto negativo por la devaluación de divisas.

Naturgy destacó que la implementación de su plan estratégico 2018-2022 empieza a dar resultados, ya que en sólo 3 meses se han simplificado tanto la estructura organizativa como la de gobierno corporativo y se ha llevado a cabo un proceso de revisión de activos; se han creado dos comités globales (opex y capex) con el objetivo de profundizar en los planes de eficiencia. Además, en este periodo el grupo ha renovado su principal contrato de suministro con la argelina Sonatrach, ha avanzado en la optimización de la estructura de capital con emisiones de deuda en moneda local en las filiales extranjeras y ha conseguido nuevas adjudicaciones de plantas de generación renovable en Australia y España.

En el periodo, el grupo invirtió 1.593 millones de euros, un 41,9% más, de los cuales más del 70% se destinó a proyectos de crecimiento orgánico que cumplen los estrictos criterios de creación de valor del grupo. La deuda neta ascendía en septiembre a 13.575 millones de euros, un 10,4% menos que en 2017. El grupo indicó que la caída en deuda neta/Ebitda a 3,5 veces, frente a las 3,9 veces de diciembre del 2017, junto con la mejora del Ebitda/coste de la deuda financiera neta hasta 7,4 veces, desde 6,4 veces del 2017, «pone de manifiesto el fortalecimiento de su solidez financiera durante los primeros nueve meses del año».

Por unidades de negocio, Gas&Power registró un Ebitda recurrente de 1.003 millones de euros, debido principalmente al negocio internacional de GNL y la comercialización de gas, como consecuencia de la renovación del acuerdo con Sonatrach y una mejora en los precios de comercialización. Mientras, el negocio de Infraestructuras EMEA se mantuvo estable durante los primeros meses del año con un incremento del Ebitda recurrente hasta los 1.357 millones de euros. Por su parte, el resultado del negocio de Infraestructuras América del Sur se vio afectado por la evolución negativa del tipo de cambio que impactó en 132 millones el EBITDA.

Por otra parte, el consejo de administración de la energética ha aprobado el pago de un segundo dividendo a cuenta de los resultados de 2018 de 0,45 euros por acción, que se abonará el próximo 27 de noviembre. La compañía avanza así en sus compromisos en cuanto a la política de dividendos, que marca el objetivo de un dividendo total de 1,3 euros por acción con cargo a este presente ejercicio, un 30% más que en 2017. Desde este 2018, la energética presidida por Francisco Reynés se ha comprometido a aumentar un mínimo del 5% anual hasta alcanzar los 1,59 euros por acción en 2022.

El mercado organizado del gas (Mibgas) duplicó la negociación en 2017 pero apenas representa el 4% del total

Europa Press.- El mercado ibérico organizado del gas (Mibgas), una plataforma en la que se cruza la oferta y la demanda de las compañías interesadas en realizar sus operaciones de compra y venta de gas, registró un volumen de negociación de 13.376 gigavatios por hora (GWh) en 2017, lo que supone duplicar sus volúmenes respecto a 2016, el primer año en el que se puso en funcionamiento este sistema. Aún así, el Mibgas todavía supone solo el 3,8% de toda la demanda gasista anual.

El incremento estuvo impulsado por varias medidas para aumentar la liquidez, como la compra de gas de operación, las compras del gas colchón del almacenamiento de Yela, las acciones de balance y la introducción de los creadores de mercado voluntarios. Estas medidas representaron el 26,5% del volumen total negociado en Mibgas durante 2017, y aportaron una negociación de 3.551 GWh. Pero la mayor parte de las operaciones de compra venta de gas se negociaron a través de transacciones bilaterales (mercado OTC) entre los distintos agentes.

En cuanto a los precios registrados en el sistema durante el pasado año, el producto D+1 tuvo un precio medio de 20,99 euros el megavatio por hora (MWh), lo que supone hasta 4 euros más que el promedio registrado en 2016. Además, durante el pasado ejercicio hubo una gran estacionalidad en los precios, ya que marcaron un mínimo de 15,50 euros MWh en el periodo estival y un máximo de 43 euros MWh en la punta invernal, debido a las tensiones en el precio del GNL a finales de 2017. Asimismo, la CNMC cree que el Mibgas debe desarrollar un mercado de futuros, la integración con Portugal y el desarrollo de un hub de GNL.

Las importaciones netas de gas natural en España cayeron un 11% en agosto respecto al mismo mes del 2017

Europa Press.- Las importaciones netas de gas natural ascendieron en agosto a 26.199 gigavatios/hora (GWh), con un descenso del 11% respecto al mismo mes de 2017, según datos de Cores. En concreto, las realizadas a través de gasoducto cayeron un 17,5% en el octavo mes del año, mientras que las de gas natural licuado (GNL) descendieron un 26,5%.

Las importaciones brutas de gas natural ascendieron en agosto a 30.146 GWh, un 4,5% inferiores a las de agosto de 2017. Las entradas por gasoducto superan a las de GNL y representaron un 53,4% del total. En agosto, los principales suministradores fueron Argelia (49,1%) y Qatar (10,6%). Asimismo, aunque su peso es pequeño sobre el total, este mes también se recibieron gas natural de Bélgica y Estados Unidos, por primera vez desde mayo de 2014 y diciembre de 2017, respectivamente.

Mientras, las exportaciones de gas natural se situaron en 3.947 GWh, lo que supone un 85,25% más que en agosto del 2017. Aumentaron un 90,7% interanual las realizadas a través de gasoducto, mientras que las de GNL descendieron un 70,2%, las más bajas desde agosto 2011. Tras las exportaciones de gas natural del mes anterior a Egipto, Emiratos Árabes Unidos y Argentina, este mes el único destino volvió a ser Europa. En el acumulado anual, las exportaciones aumentaron un 37,9%, el 81,8% realizadas por gasoducto. Los principales destinos continuaron siendo Portugal (57,7%) y Francia (25,1%).

La CNMC lanza una consulta pública para modificar la regulación «obsoleta» de las plantas regasificadoras y mejorar su competitividad

Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha lanzado una consulta pública para modificar la regulación de las plantas regasificadoras de gas natural licuado (GNL) en España, al considerar que se ha quedado «obsoleta» y necesita cambiarse para adaptarse «al mercado de gas actual«, así como para mejorar su funcionamiento y la competitividad.

En la actualidad, España es el mayor importador de GNL de Europa (34%) y el país con más plantas regasificadoras, con 7 (6 activas y 1 hibernada), y con mayor capacidad de almacenamiento. Estas infraestructuras permiten realizar las operaciones de carga, descarga y almacenamiento del GNL, procedente de barcos metaneros, que, posteriormente, se introduce en el sistema de gasoductos como gas natural o se transporta como GNL en camiones cisterna. Sin embargo, la CNMC considera que «la mayor parte están infrautilizadas», ya que la utilización media de su capacidad es del 25%. Además, el 47% de las transacciones en 2017 se concentró en la regasificadora de Barcelona, mientras que otras plantas del Mediterráneo registraron muy poca actividad, añade el regulador.

Por ello, el organismo considera que el modelo vigente que regula el acceso a las plantas en España presenta «deficiencias» y resalta la pérdida de demanda en favor de regasificadoras de países vecinos. También subraya que existe una alta concentración en determinadas plantas mientras otras registran poca actividad, lo que genera dificultades operativas para los operadores y limita las oportunidades de trading a los comercializadores.

Asimismo, señala que otra de las situaciones que se observa es que descargar en una planta regasificadora del sur de la Península, como la de Sagunto, puede llegar a ser un 50% más caro que hacerlo en la de Barcelona. Este hecho lleva a que, mientras Sagunto puede no tener ninguna descarga en varios meses, en Barcelona existe dificultad para acomodar todas las peticiones recibidas.

La CNMC propone en su consulta pública, que se prolongará este mes, un nuevo modelo de acceso a las plantas, que potencia los productos y servicios de GNL más atractivos para el mercado y el acceso a estas infraestructuras. El organismo destaca que la implementación de este modelo está sujeta, particularmente, a las modificaciones normativas necesarias para asignar la competencia relativa al acceso a las instalaciones de GNL prevista en la Directiva Europea de Gas.

Chipre y Egipto acuerdan la construcción de un gasoducto marino para llevar gas natural de la isla al país árabe

EFE.- Los ministros de energía de Chipre y Egipto, Yorgos Lakotrypis y Tarek El Molla respectivamente, firmaron en Nicosia un acuerdo para la construcción de un gasoducto marino para el transporte de gas chipriota a instalaciones egipcias.

El acuerdo prevé la construcción de un gasoducto submarino que transportará gas natural, hallado en aguas de Chipre en 2011 por la compañía estadounidense Noble Energy en el Bloque 12, para su licuación en Egipto y su consecuente consumo doméstico, así como transporte hacia otros mercados.

El Bloque 12, también llamado Afrodita, contiene según los expertos 4,5 trillones de pies cúbicos de gas natural.

Los dos países, que delimitaron sus respectivas zonas económicas exclusivas (EEZ) en 2003, firmaron un primer acuerdo preliminar en 2017 que constituía la base del acuerdo final.

Según estimaciones egipcias pronunciadas por el ministro Molla en mayo de 2017, el coste de dicho gasoducto oscila entre los 800 y los 1.000 millones de dólares.

Lakotrypis y El Molla describieron el acuerdo como un «hito» para el desarrollo de la industria del gas en la región del Mediterráneo oriental.

Según ambos ministros, en los próximos días se establecerá un comité mixto para supervisar el proyecto, que también recibió luz verde por parte de la Unión Europea.

Estados Unidos se convertirá en el principal productor de gas natural licuado en 2028

EFE.- Estados Unidos reforzará su apuesta por el gas natural licuado en los próximos años y en 2028 se convertirá en el primer productor mundial de esta fuente energética.

Estas son algunas de las previsiones que ha hecho la jefa de investigación de Gas de America Wood Mackenzie, Kristy Kramer.

«Las perspectivas para el gas natural estadounidense son extremadamente prometedoras», ha asegurado Kramer, que ha afirmado que el gas de esquisto había supuesto una «revolución».

También ha pronosticado que en 2040 el volumen de producción de gas natural convencional será un 50% superior al actual en Estados Unidos.

Por su parte, el director de Gastech, Charlie Cracknell, ha asegurado que el sector está fuerte y ha apuntado que uno de los grandes retos que tiene para los próximos años es mejorar su eficiencia.

Del congreso ha aplaudido que un año más haya atraído a las grandes empresas del sector, tanto internacionales como nacionales, que han podido intercambiar conocimiento y experiencias.

Gastech ha reunido a más de 700 expositores y ha atraído a más de 30.000 visitantes de las industrias del gas, el gas natural licuado y la energía en general.

Cracknell ha apuntado que en la próxima edición Gastech aspira a ser referente de toda la cadena de valor relacionada con el gas y el gas natural.

Una de las novedades será el aumento de las zonas para industrias especializadas, con la incorporación de zonas para instalaciones portuarias y abastecimiento de combustibles, tuberías , almacenamiento y distribución, entre otros.

Enagás y Reganosa se unen para la licitación en Kuwait de una de las mayores plantas de GNL del mundo

Europa Press / EFE.- El operador del sistema gasista Enagás y el grupo Reganosa firmaron un acuerdo para presentarse, de forma conjunta, al proceso de licitación de los servicios de operación y mantenimiento de unas de las mayores terminales de gas natural licuado (GNL) del mundo en la refinería de Al-Zour (Kuwait) por un período de 7 años prorrogables.

Según indicaron ambas compañías, el acuerdo contempla la formación de un consorcio para presentarse a la fase de licitación, que comenzará este mes y terminará a finales de año, después de que las dos hayan superado la fase de precalificación del proceso abierto por Kuwait Integrated Petroleum Industries Company (Kipic), propiedad del Estado de Kuwait. Actualmente, la planta de regasificación de Al-Zour se encuentra en construcción y se espera que comiencen las operaciones en el año 2021. Una vez concluyan las obras, la terminal contará con 8 tanques, cada uno de ellos con una capacidad de 225.500 metros cúbicos y de emisión de 3,6 MNm3/h.

Enagás cuenta con una red de 12.000 kilómetros de gaseoductos y tres almacenamientos subterráneos y es propietaria de numerosas plantas de regasificación en España, México y Chile. Por su parte, Reganosa es propietaria y operadora de una red de gaseoductos y de la terminal de GNL de Mugardos (Galicia), gestiona una planta de regasificación en Malta y también participó en las fases de diseño y construcción de la terminal Al-Zour.

La compañía estadounidense Venture Global suministrará a Repsol un millón de toneladas de gas natural licuado (GNL) al año

EFE.- El proveedor de gas natural licuado (GNL) Venture Global LNG ha cerrado un acuerdo de compraventa con Repsol para el suministro de un millón de toneladas de GNL al año, según indicó la compañía estadounidense, que produce y suministra GNL de bajo coste. Venture Global LNG suministrará a Repsol durante 20 años esa cantidad anual de GNL, procedente de la instalación de exportación Venture Global Calcasieu Pass, que se encuentra actualmente en desarrollo en Cameron Parish, en el estado de Louisiana.

Repsol comprará GNL en condiciones Free on Board (FOB) (cláusula de comercio internacional que se utiliza para operaciones de compraventa en las que el transporte de la mercancía se realiza por barco) por un periodo de 20 años desde la fecha de operación comercial de la instalación Venture Global Calcasieu Pass, que se espera para 2022. Mike Sabel y Bob Pender, co-consejeros delegados de Venture Global LNG, han destacado la importancia de este contrato con Repsol, que consideran contribuirá a acelerar el proyecto de Calcasieu Pass, próximo a abundantes suministros de gas y con facilidad de transporte para los compradores.

Barcelona acoge desde este lunes la 30ª edición de Gastech, un evento mundial dedicado al gas natural y al GNL

EFE.- Barcelona acogerá esta próxima semana la trigésima edición de Gastech, un evento mundial dedicado al gas y al gas natural licuado que espera reunir a unas 30.000 personas y que inaugurará el Rey. Se trata de la primera vez que este congreso se celebra en Barcelona, y atraerá a representantes del sector del gas natural y del GNL de más de 90 países, así como a más de 700 expositores internacionales, ha precisado la organización.

Gastech se celebrará en el recinto de Gran Via de L’Hospitalet de Llobregat de la Fira de Barcelona del 17 al 20 de septiembre, y cuenta con el apoyo de empresas españolas como Enagás, Naturgy, Reganosa, Cepsa, Repsol o Técnicas Reunidas. Gastech se celebrará en paralelo al Global Power & Energy Exhibition (GPEX), un salón que reunirá a los principales actores con voz en la transición energética global a nivel mundial, entre ellos representantes de gobiernos, expertos y empresas. En esta edición, Gastech abordará los desafíos y oportunidades a los que se enfrenta la industria del gas y el gas natural licuado en la actualidad.