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Panamá inaugura la primera planta de GNL de América Central y aspira a convertirse en un hub energético

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EFE. – Panamá aspira a convertirse en un «hub» energético regional después de inaugurar la primera planta de generación de energía a base de gas natural licuado y la primera terminal de recepción de ese hidrocarburo de América Central, un megaproyecto de 1.150 millones de dólares.

Para el presidente ejecutivo de AES, Andrés Gluski, el cuál dirige la compañía estadounidense que construye el proyecto, «esta es la inversión más grande en un proyecto de infraestructura eléctrica en toda la historia de Centroamérica y el Caribe».

La planta, situada en la ciudad caribeña de Colón y de 381 megavatios (MW) de capacidad instalada, empezará a distribuir gas natural licuado por Centroamérica previsiblemente a partir de septiembre de 2019, cuando se concluya la construcción de un tanque de almacenamiento de 180.000 metros cúbicos. El tanque de almacenamiento tiene la particularidad de que permitirá cargar con gas tanto camiones como barcos pequeños, facilitando que este combustible, hasta ahora desconocido en Centroamérica, llegue a cualquier rincón de la región, explicó el directivo.

Gluski ha afirmado durante la inauguración que el la planta «es la más moderna y versátil terminal de gas natural licuado en toda América» y está previsto que acapare el 25% del mercado potencial de la región centroamericana.

Este proyecto «posicionará a Panamá como un hub de distribución de gas natural licuado, pues cuenta con una terminal, un tanque de almacenamiento y las ventajas logísticas de transporte terrestre y marítimo que ofrece el país», ha indicado por su parte el presidente panameño, Juan Carlos Varela.

Destaca que la planta, construida en apenas 27 meses, se abastece con gas procedente de Estados Unidos, en concreto de las nuevas terminales de Cove Point (Maryland) y Sabine Pass (Louisiana).

Por todo esto, la Agencia Internacional de la Energía ha señalado, en un informe el pasado noviembre, que el país norteamericano se convertirá a partir de 2025 en el mayor exportador del mundo de este combustible debido al auge de la extracción del gas esquisto o «shale gas».

«Gracias a la nueva tecnología del «fracking» -fracturación hidráulica- habrá una abundancia de gas de esquisto en los Estados Unidos a muy buen precio y por muchísimo tiempo», aseguró el máximo directivo de AES.

El secretario asistente de Energía Fósil del Gobierno de Estados Unidos, Steven Weiberg, dijo que el país ha exportado desde febrero de 2016, cuando empezó a vender el combustible, «1,3 millón de millones de pies cúbicos de GNL a 30 países en cinco continentes» y que «Panamá ha jugado un rol central en el tránsito de estos buques».

La ampliación del Canal de Panamá, en funcionamiento desde junio de 2016, ha permitido que grandes buques como los gaseros que transportan GNL crucen la vía interoceánica, ya que antes no cabían por las viejas esclusas.

Por tanto, la irrupción del gas natural licuado en Panamá diversificará y robustecerá además la matriz energética del país, muy dependiente de la energía hidráulica y de los derivados del petróleo, y abaratará la energía térmica.

 

 

Mibgas registra un nuevo récord diario de negociación libre al superar los 158 GWh

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Europa Press / EFE.- El operador del mercado organizado de gas, Mibgas, registró un nuevo récord de negociación libre con un volumen de 158,106 gigavatios hora (GWh) transaccionados, la cifra más alta en este tipo de negociación desde su puesta en funcionamiento en 2015. Por negociación libre se entiende todas las transacciones realizadas en el mercado a excepción de los gases regulados, precisó el Mibgas.

El volumen total negociado fue de 164,2 GWh, el tercero más alto de su historia, ocupando el primer puesto hasta la actualidad el registrado el 30 de junio de 2016 (214,852 GWh), seguido del alcanzado el 5 de enero (172,714 GWh). Respecto al porcentaje sobre la demanda nacional registrado desde enero, éste ha sido del 4,37%, siendo la registrada en octubre del 2017, que fue del 6,25% de la demanda, la mayor cuota desde la puesta en marcha del mercado.

Mibgas señaló que el volumen de negociación libre es «un indicador positivo del dinamismo y evolución» del mercado organizado de gas y, en lo que va de año, supone un volumen de negociación de 2,2 TWh, de un total de los 2,9 TWh registrados. Por su parte las transacciones libres en 2017 han supuesto el 78% de su volumen (10,4 TWh), frente al 51% registrado en el 2016 (3,4 TWh).

Por otra parte, la actividad de Mibgas durante 2017 ha evolucionado de forma positiva, doblando en algunos aspectos las cifras registradas en el año 2016. Así, se ha pasado de 45 agentes en 2016 a 65 en 2017, y se duplicó el volumen negociado, de 6,6 TWh en 2016 (el 2% de la demanda total del sistema), superándose el año pasado la cifra de 13,4 TWh (el 3,8% de la demanda nacional de gas natural).

Gas Natural Fenosa lleva al Supremo la normativa del hub del gas

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Redacción / Agencias.- Gas Natural ha interpuesto un recurso contencioso-administrativo ante el Tribunal Supremo contra la normativa que regula el mercado organizado o hub de gas creado por el Gobierno y que comenzó a funcionar el pasado diciembre. Según publica el Boletín Oficial del Estado (BOE), la empresa lleva a la sala tercera del Supremo el real decreto por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones del sistema de gas natural.

El recurso, admitido a trámite el 8 de enero, cuestiona algunos detalles técnicos y económicos del funcionamiento de este mercado mayorista. Según explican fuentes del sector, se cuestiona, por un lado, la retribución que se establece para el mercado organizado de gas y, por otro, el sistema de asignación de riesgos de mercado contemplados por la norma, es decir, cómo quedan cubiertos los riesgos en los que incurren las empresas que participan en el hub gasista, que comenzó a funcionar el pasado 16 de diciembre.

El Gobierno defendió la creación de este mercado con el objetivo de aportar mayor transparencia y fomentar la competencia en el sector y señaló que el objetivo final es lograr una reducción de los costes del gas para consumidores industriales y domésticos. Esta iniciativa también impulsa el fomento de España como hub o centro de distribución gasista, una aspiración tanto del Gobierno como del sector con el objetivo de que España funcione como puerta de entrada del gas a Europa, tanto procedente de Argelia por gasoducto como mediante regasificadoras. Hasta entonces, la mayoría de grandes abastecimientos de gas se cerraban con contratos bilaterales entre empresas.

La sala de lo contencioso-administrativo del Tribunal Supremo ha admitido también a trámite el recurso de la Sociedad Promotora Bilbao Gas Hub en contra del real decreto 984/2015, en el que se regula el nuevo mercado organizado de gas. Publicado en octubre del año pasado, recoge la creación de un mercado organizado de gas en España operado por la sociedad OMIE, a través de Mibgas. Frente a esta solución regulatoria, Bilbao Gas Hub era el otro gran proyecto con aspiraciones a convertirse en el operador del mercado de referencia. Esta iniciativa contó con el apoyo de entidades como Kutxabank o el Instituto Catalán de Energía.

Además de admitir a trámite los recursos de Gas Natural y Bilbao Gas Hub contra el real decreto que regula el mercado de gas, el Tribunal Supremo también admitió otro de Bilbao Gas Hub contra la Orden IET 2736/15, de 17 de diciembre, que establece los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a instalaciones gasistas y la retribución de actividades reguladas para 2016.

Industria aprueba las reglas del mercado organizado del gas

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Servimedia.- El Ministerio de Industria, Energía y Turismo aprobó las reglas del mercado, el contrato de adhesión y las resoluciones del mercado organizado del gas, según una resolución de la Secretaría de Estado de Energía publicada este miércoles en el Boletín Oficial del Estado (BOE). Las reglas del mercado organizado de gas contienen los procedimientos, términos y condiciones que resultan aplicables a la organización y funcionamiento de dicho mercado, así como a su gestión técnica y económica.

A su vez, las resoluciones de mercado establecen los detalles de los diferentes procesos y productos del mercado. El mercado estará gestionado técnicamente por parte del Operador del Mercado (Mibgas), existente en otros países europeos, lo que según el Gobierno introducirá «una disminución de los precios como consecuencia de la disminución de precios mayoristas». Los agentes podrán contratar productos estandarizados de gas natural en una plataforma electrónica, gestionada por Mibgas. La contratación será libre y voluntaria y llevará asociada la entrega física del gas, donde todas las transacciones casadas en el mercado serán consideradas firmes.

Para facilitar la operación del mercado, se modifican las condiciones de contratación de acceso de capacidad a las instalaciones gasistas, aplicando procedimientos competitivos en la adjudicación al mismo tiempo que se agiliza el procedimiento y se reduce el tiempo de respuesta ante las nuevas peticiones. Además, se crea una plataforma única de contratación de capacidad, gestionada por el Gestor Técnico del Sistema Gasista (Enagás), que posibilitará la contratación de capacidad de acceso en tiempo real.

Liberalización de inspecciones de gas

Para dotar de seguridad financiera al mercado de gas, se ha introducido un sistema centralizado de gestión de garantías, gestionado por Mibgas, que respaldará todas las transacciones de los agentes que lleven a cabo en el mercado. Otro de los aspectos importantes que se regula en este decreto es el procedimiento de inspección de las instalaciones de gas, que fue liberalizado en una ley aprobada en mayo de 2015. A partir de ahora, el consumidor podrá elegir con quién quiere realizar la inspección obligatoria de su instalación de gas que debe hacerse cada cinco años.

Asimismo, el distribuidor deberá comunicar al usuario con 45 días de antelación la necesidad de realizar la inspección y la posibilidad de realizarla con una empresa instaladora autorizada o con la propia empresa distribuidora, en cuyo caso el coste máximo de la inspección lo determina la comunidad autónoma. En ningún caso el usuario deberá pagar por la realización de estas inspecciones, y, al igual de como se hace actualmente, el pago se realizará a través de las facturas del comercializador.

Con la normativa aprobada por el Ejecutivo en octubre para desarrollar el hub del gas se regularon también otros ámbitos como el procedimiento de adjudicación y la metodología de cálculo de la retribución para las instalaciones de transporte primario, la regulación de las conexiones transporte-distribución, o algunos aspectos relativos a las existencias mínimas de seguridad de hidrocarburos y a la exploración y producción de hidrocarburos.

Villaseca (Gas Natural Fenosa): la fusión con Repsol está «fuera de nuestro radar de análisis»

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Redacción / Agencias.- Mientras se anunciaba que Gas Natural Fenosa mantiene sus objetivos, recogidos en el Plan Estratégico, de alcanzar un beneficio neto de 1.500 millones de euros este año, un 2,6% más, y un resultado bruto de explotación (Ebitda) superior a los 5.000 millones de euros, un 3% más, el consejero delegado, Rafael Villaseca, negó que la compañía energética se plantee una fusión con la petrolera Repsol y aseguró que está «fuera de nuestro radar de análisis».

Así lo señaló Villaseca en una conferencia con analistas al ser preguntado por una información que apuntaba a una fusión entre ambas compañías. Repsol, junto a La Caixa, son los principales accionistas de la gasista presidida por Salvador Gabarró, de la que controlan un 64% a través de un pacto parasocial. «No hemos tomado en consideración esta situación», indicó Villaseca, quien negó cualquier tipo de «veracidad» a esa información y señaló que una fusión con Repsol por ahora estaría «fuera de nuestro radar de análisis».

Volviendo a las finanzas de la compañía, Villaseca se mostró convencido de que cumplirán el Plan Estratégico, y explicó que parte del incremento del Ebitda, que aspira a superar la barrera de los 5.000 millones de euros, procederá en parte de la reducción de costes de 300 millones de euros prevista gracias a la implementación del plan de eficiencia, con la que se alcanzó hasta noviembre un ahorro de 280 millones. Asimismo, destacó el «avance» en las tres principales líneas de crecimiento, especialmente en Redes, con la entrada en la distribución de gas en Perú (Arequipa), las nuevas concesiones de gas en México y la adquisición de CGE en Chile.

Crecimiento de demanda de GNL

La multinacional se marca el objetivo de 3,7 millones de nuevos puntos de suministro y prevé un potencial adicional de un millón de puntos de suministro hasta 2020. De igual forma, Villaseca auguró un «sólido crecimiento» de la demanda a corto y medio plazo de gas natural licuado (GNL) basado en la consolidación de los mercados europeos y el desarrollo de nichos de mercado en Asia. Concretamente, prevé un alza del consumo del 8% hasta 2020 y del 3% hasta 2030, ya que 11 nuevos países comenzarán a importar GNL.

Preguntado por posibles operaciones corporativas, Villaseca dijo no observar esta posibilidad entre los grandes operadores y comercializadores del mundo, pero sí entre los medianos «al calor de las oportunidades a corto plazo», si bien «pueden desaparecer por las dificultades». Por otra parte, sobre la creación del hub del gas, Villaseca valoró la iniciativa aunque el impacto «va a ser moderado» porque «no es un mercado donde los aprovisionadores de gas vayan a servir», sino que «hoy por hoy los suministradores, argelino y nórdicos, no venden en mercados primarios». «Lo vemos con esa limitación estructural», añadió.

Aumentará inversión en el futuro

Por otro lado, Gas Natural Fenosa prevé cerrar el año con un volumen de inversión neta de 1.614 millones y contempla aumentarlo en los próximos años. En este sentido, el director financiero de la compañía, Carlos J. Álvarez, indicó que «en los años venideros» Gas Natural Fenosa prevé crecer en redes en España, tanto en distribución eléctrica como gasista. Con todo, el directivo de Gas Natural no entró en detalles y se remitió a la presentación del plan estratégico para los próximos años, que Gas Natural está ultimando. En 2014, la inversión neta del grupo se disparó hasta los 3.801 millones por la adquisición de la compañía chilena CGI, su mayor operación internacional, un proyecto al que destinó 2.519 millones.

En cuanto a la planta de licuefacción que Unión Fenosa Gas tiene en Damietta (Egipto), que generó a Gas Natural Fenosa unas pérdidas por deterioro de activos equivalentes a unos 550 millones, Villaseca ha resaltado su valor estratégico por el potencial de reservas de gas que se estima que tiene el Mediterráneo Oriental. Villaseca recordó que aunque las soluciones no serán «inmediatas», el potencial de la zona «pondrá en valor» la inversión hecha en la planta. Esta planta es propiedad de Unión Fenosa Gas, compañía que está participada al 50% por la española Gas Natural Fenosa y la italiana ENI.

El Gobierno aprueba el hub del gas «para introducir más competencia en el sector y bajar los precios»

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Redacción / Agencias.- El Consejo de Ministros aprobó el real decreto por el que se desarrolla las normas para el funcionamiento del mercado organizado de gas natural en España, el proyecto conocido como hub gasista. El ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, aseguró que la constitución de este mercado organizado, que hasta ahora no existía en España ya que había uno bilateral, «introducirá una disminución en los precios como consecuencia de la disminución de los precios mayoristas, ganando competitividad para la industria».

Esta iniciativa es un requisito para el fomento de España como hub o centro de distribución gasista, una aspiración tanto del Gobierno como del sector con el objetivo de que el país funcione como puerta de entrada del gas a Europa, tanto procedente de Argelia por gasoducto como mediante regasificadoras. Desde la aprobación de la iniciativa, el operador del mercado Omel colaboró con varias empresas y organizaciones para desarrollar este mercado gasista, que estaba pendiente de la publicación de la normativa que desarrollara el proyecto.

Este nuevo marco normativo recoge las normas que facilitarán la entrada a nuevos comercializadores y que generarán una señal de precio transparente del gas natural en España con el objetivo final de incrementar la competencia en el sector. El operador del mercado organizado de gas será Mibgas, que velará por el cumplimiento por parte de todos los agentes participantes de las reglas de mercado establecidas. Así, los agentes podrán contratar productos estandarizados de gas natural en una plataforma electrónica, gestionada por el operador del mercado.

La contratación será libre y voluntaria y llevará asociada la entrega física del gas, donde todas las transacciones casadas en el mercado serán consideradas como firmes. Para facilitar la operación del mercado de gas, se modifican las condiciones de contratación de acceso de capacidad a las instalaciones gasistas, aplicando procedimientos competitivos en la adjudicación al mismo tiempo que se agiliza el procedimiento y se reduce el tiempo de respuesta ante las nuevas peticiones, señaló el Ministerio de Industria y Energía.

Además, se crea una plataforma única de contratación de capacidad, gestionada por el Gestor Técnico del Sistema Gasista (Enagás), que posibilitará la contratación de capacidad de acceso en tiempo real. Para dotar de seguridad financiera al mercado de gas, se ha introducido un sistema centralizado de gestión de garantías, gestionado por el operador del mercado, que respaldará todas las transacciones de los agentes que lleven a cabo en el mercado.

Otro de los aspectos importantes que se regula en este real decreto es el procedimiento de inspección de las instalaciones de gas, que fue liberalizado en una ley aprobada en mayo de 2015. A partir de ahora, el consumidor podrá elegir con quién quiere realizar la inspección obligatoria de su instalación de gas y que debe hacerse cada 5 años.

En el procedimiento aprobado en la normativa, el distribuidor deberá comunicar al usuario con 45 días de antelación la necesidad de realizar la inspección y la posibilidad de realizarla con una empresa autorizada o con la propia empresa distribuidora, en cuyo caso el coste máximo de la inspección lo determina la comunidad autónoma. En ningún caso el usuario deberá pagar por la realización de estas inspecciones, y, al igual de como se hace actualmente, el pago se realizará a través de las facturas del comercializador.

Por último, en el decreto se regulan también otros ámbitos como el procedimiento de adjudicación y la metodología de cálculo de la retribución para las instalaciones de transporte primario, la regulación de las conexiones transporte-distribución, o algunos aspectos relativos a las existencias mínimas de seguridad de hidrocarburos líquidos y a la exploración y producción de hidrocarburos. Estas modificaciones introducidas en la normativa del Sector de Hidrocarburos servirán para «mejorar la competencia y reducir los costes asociados a estos suministros energéticos», destacó el Ministerio de Industria.

Enagás ganó 213,1 millones de euros en el primer semestre del 2015, un 1,5% más

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Redacción / Agencias.- Enagás registró un beneficio neto de 213,1 millones de euros en el primer semestre del año, un 1,5% más que los 209,9 millones de euros del mismo periodo del 2014, según comunicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), impulsada por sus nuevos proyectos y la rebaja del impuesto de sociedades. En el primer semestre, el gestor del sistema gasista ingresó 609 millones de euros, un 4,6% menos, afectado, según indicó, por la reforma del sistema gasista llevada a cabo por el Gobierno.

En concreto, Enagás cifra el impacto de la reforma en 59,6 millones de euros, parcialmente compensado por la contabilización de 8,6 millones de euros en ingresos por reconocimientos pendientes. También contabiliza 8,6 millones por la operación y almacenamiento del almacén subterráneo de gas Castor y 8,3 millones a los nuevos ingresos de sus filiales Al-Andalus y Extremadura. Así, la facturación por ingresos regulados de Enagás bajó un 6,8% en el primer semestre del año, hasta los 577,8 millones, pese al repunte de la demanda de gas, que subió en este periodo un 5,3%, hasta los 161,3 teravatios hora (TWh), animada por el incremento de las entregas para generación eléctrica. Por otro lado, la partida de otros ingresos creció un 71,5%.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) de la compañía se redujo un 9,6% en los seis primeros meses del año, hasta los 458,8 millones de euros, en tanto que el resultado neto (Ebit) ascendió a 311,9 millones, con un retroceso del 7,9% sobre el primer semestre de 2014. Ante estos resultados negativos, el presidente de Enagás, Antonio Llardén, explicó que la mejora del beneficio responde a la mayor contribución de los activos internacionales y a otros aspectos como la apreciación del dólar frente al euro.

El Ebitda se vio afectado tanto por la caída de ingresos por el aumento de los gastos operativos del grupo, que se incrementaron en un 14,6%, principalmente debido a la nueva vía de contabilización de sus filiales Al-Andalus y Extremadura y a los gastos asociados al almacén Castor. En el primer semestre del presente ejercicio, las dotaciones por amortizaciones del inmovilizado se han reducido un 12,8%, gracias a la extensión de la vida útil de los activos de transporte, mientras que el resultado financiero mejoró por diferencias de tipo de cambio netas positivas y un menor coste de la deuda.

El resultado de las filiales de Enagás por puesta en equivalencia pasó de 12,9 millones de euros en el primer semestre de 2014 a 24,3 millones en el mismo periodo de 2015, gracias a la aportación de las peruanas Transportadora de Gas del Perú (TgP) y Compañía Operadora de Gas del Amazonas (Coga), así como del mexicano proyecto Morelos. Enagás acaba de cerrar la adquisición de un 4,34% adicional de TgP, anunciada en junio, y ya tiene un 24%, lo que le convierte en su segundo accionista. A todo esto se añade una rebaja de la partida de impuesto de sociedades tras la entrada en vigor de la reforma fiscal.

En la primera mitad del año, Enagás invirtió 280,3 millones de euros, un 33,1% menos que en 2014. De esta inversión, 137,7 millones de euros fueron invertidos en España, principalmente en la compra de un 10% de BBG y de un 30% de la regasificadora de Sagunto (Valencia), y 142,6 millones de euros en la actividad internacional. En el ámbito internacional, destaca la compra del 50% de Swedegas, la propietaria de la red de gasoductos de alta presión y operadora del sistema gasista sueco. Al cierre de junio, la deuda financiera neta de Enagás ascendía a 3.850,8 millones de euros, por debajo de los 4.059,1 millones de hace un año.

«No tenemos ningún vencimiento significativo hasta el año 2022, lo que nos aísla de la volatilidad de los mercados», destacó Llardén al aludir a la situación financiera y crediticia del gestor técnico del sistema gasista. La compañía destaca su sólida situación financiera, con un 63% de la deuda en los mercados de capitales y un 35% financiado con préstamos del Instituto de Crédito Oficial (ICO) y del Banco Europeo de Inversiones (BEI). Más del 80% de la deuda es a tipo fijo. «Los resultados nos permiten confirmar que cumpliremos con los objetivos a pesar de la volatilidad del mercado y del contexto internacional», afirmó Llardén.

De cara al futuro, Enagás prevé incrementar su beneficio en «al menos un 0,5%» este año, invertir 430 millones de euros y cerrar el ejercicio con una deuda financiera neta de 4.200 millones, según su presidente, Antonio Llardén, que defendió en materia de dividendos «mantener de momento» lo acordado en el plan estratégico, aunque admitió que podría mejorarse de cara a 2017 gracias a las aportaciones de los nuevos negocios internacionales. No obstante, Llardén subrayó que se mantiene la política de retribución en 1,32 euros por acción en 2015, con alzas del 5% para 2016 y 2017, aunque «si en los próximos dos años la evolución fuera positiva, probablemente podríamos modificar esto, pero no es el momento ahora de discutirlo».

Sobre la creación del nuevo mercado organizado de gas, el consejero delegado de Enagás, Marcelino Oreja, aseguró que su regulación específica verá la luz «en las próximas semanas» ya que de momento se encuentra en fase de consultas y que, conforme establece la ley, el gestor técnico del sistema gasista asumirá una participación del 13%. «Es bueno que exista, fijará precio y nos dará seguramente mayor demanda de gas», sostuvo Oreja, quien indicó que desde la compañía seguirán «muy proactivos» en la constitución de dicho mercado gasista. Finalmente, Llardén asegura que el déficit del sistema gasista estará resuelto en 2020.

El BOE publica la nueva Ley del Sector de Hidrocarburos para introducir más competencia entre gasolineras e impulsar al fracking

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Redacción / Agencias.- El Boletín Oficial del Estado (BOE) publicó este viernes la norma que modifica la Ley del Sector de Hidrocarburos de 1998, que fue aprobada por el pleno del Senado la semana pasada tras recibir el visto bueno del Congreso y que busca introducir más competencia en el sector. La nueva ley, que entrará en vigor este sábado, establece la creación de un mercado secundario del gas para obtener precios «más competitivos y transparentes» y facilitar la entrada de nuevos comercializadores.

La norma limita la cuota de mercado de las petroleras en cada provincia al 30% en términos de ventas anuales y no de número de estaciones de servicio como hasta ahora. Los operadores al por mayor de productos petrolíferos con una cuota de mercado superior al 30% no podrán incrementar el número de instalaciones. Tampoco podrán suscribir nuevos contratos de distribución en exclusiva con distribuidores al por menor que se dediquen a la explotación de la instalación para el suministro de combustibles y carburantes a vehículos, con independencia de quién sea el titular de la instalación. No obstante, podrán renovarse a su expiración los contratos preexistentes aunque con ello se supere dicha cuota de mercado.

Esta limitación, que entrará en vigor el 1 de julio de 2016, tiene como objetivo evitar que los operadores mayoristas reorganicen su red deshaciéndose de instalaciones de su propiedad y adquiriendo otras de manera que, sin incrementar el número de estaciones que controlan, puedan ampliar sustancialmente su cuota de mercado. Conforme a la nueva Ley, la Dirección General de Política Energética y Minas publicará anualmente un listado de los mayoristas que superan el porcentaje establecido, que podrá ser revisado por el Ministerio a los tres años o cuando la evolución del mercado y la estructura empresarial del sector lo aconsejen.

Impulso al desarrollo del fracking

Otra de las principales novedades es el impulso a la extracción de hidrocarburos no convencionales de gas y petróleo mediante la técnica del fracking; para ello el Gobierno crea incentivos económicos para los municipios donde se desarrolle esta actividad. La norma crea el Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados, que establece un gravamen de entre el 1% y el 4% sobre la producción de gas no convencional. Además, fija un canon de 125.000 euros que se abonará por cada sondeo de exploración y cada pozo de producción en tierra.

La Ley establece que las cantidades recaudadas tanto por el impuesto como por el canon deberán revertir con especial intensidad en las comunidades autónomas y en los municipios donde se ubiquen los pozos. Además, las empresas propietarias de las explotaciones deberán abonar el 1% del valor de la producción a los propietarios de los terrenos situados en un perímetro en torno a los pozos, aunque esos terrenos se destinen a una actividad diferente a la extracción de gas o petróleo.

Asimismo, se posibilita que cualquier instalador de gas natural habilitado pueda realizar la inspección de las instalaciones, fomentando la competencia, ya que actualmente sólo podían realizar las inspecciones los distribuidores. Además se elimina la autorización previa para las empresas comercializadoras de gas natural de países de fuera de la Unión Europea si ya cuentan con el permiso de algún país miembro y se modifica la periodicidad con que las gasolineras envían a Industria sus datos. De igual forma, se igualan las exigencias de existencias de seguridad, que aportan una mayor flexibilidad, para los nuevos operadores a las de los que ya operan en el mercado.

La industria consumidora de gas crea GasIndustrial para buscar una mayor competitividad

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EFE / Europa Press.- Más de cincuenta empresas consumidoras de gas natural han unido fuerzas con la constitución de GasIndustrial (Asociación para un Gas Industrial Competitivo) con el objetivo de conseguir, desde «una voz única y unitaria», un suministro fiable y al precio más competitivo posible. GasIndustrial busca convertirse en el interlocutor que habla en nombre de los consumidores de gas en «todas las decisiones que van a afectar a su precio y sus condiciones de operación«.

Durante la presentación de la asociación, el portavoz Pedro Riaza, a su vez secretario general de la patronal cerámica Ascer, explicó que el principal objetivo de GasIndustrial es lograr un gas más competitivo y ser una única voz de los consumidores industriales. En este sentido, señaló que los integrantes de la asociación se reunieron con el secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, antes de su propio nacimiento con motivo de la creación de un mercado mayorista del gas o hub. Un encuentro en el que expusieron a Nadal «los motivos centrales de la iniciativa».

«La asociación ha nacido doblemente puntual. En el reloj, dentro de los plazos fijados, y con el momento, ya que el gas, la competitividad y la industria están en el centro de muchas miradas», indicó Riaza. En concreto, la asociación nace a raíz de la iniciativa surgida a principios de año de un grupo de asociaciones industriales preocupadas por los elevados costes energéticos y la importancia del gas como factor de competitividad. «Sí que está claro que las empresas y los sectores que nos hemos involucrado en esta iniciativa estamos en ella porque el gas natural es una parte importante de nuestra factura», añadió Riaza.

El objetivo de la asociación es hacer más competitivo el gas y «rebajar los costes» ya que las diferencias con respecto al mercado estadounidense, donde el precio es casi la mitad, y el resto de Europa «son claras», aseguró Carlos Casanovas, vicepresidente de la asociación. Riaza descartó concretar las iniciativas que la nueva organización pondrá en marcha ya que todavía «estamos en el inicio de una andadura que se promete muy fructífera», aunque negó que se vaya a formar una central de compras. Asimismo, auguró que la actividad de la asociación «va a redundar en una mejor situación económica» para las industrias, aunque evitó cuantificar cuánto podría suponer el ahorro.

A este respecto, desde GasIndustrial muestran su confianza en la creación del mercado secundario del gas (hub), que podría estar operativo en octubre una vez se apruebe la Ley de Hidrocarburos, que ya superó el trámite del Senado. «He leído cifras que llegan hasta el 20% de diferencial de funcionamiento de un mercado de hub a uno sin hub; me parece mucho pero simplemente el hecho de que haya transparencia y exista una señal clara de los precios va a suponer una señal de respaldo a los que lo estén haciendo mejor y una de alarma a los que lo están haciendo peor», dijo Riaza.

La asociación está presidida por el representante de Vilaseca, Juan Vila, y tendrá como vicepresidente al de Sales Monzón, Carlos Casanova. Los vocales serán Estefanía Iglesias (Corporación Alimentaria Peñasanta), Antonio Pérez Palacio (Saica), José Manuel Collados (Torraspapel), Ignasi Nieto (Miquel y Costas), Pedro Albizu (Smurfit Kappa), Esteve Genescà (Nestlé España), Antonio Ros Pau (Seat), Manuel Prieto (Coosur), Felipe Camacho (Nuevos Productos Cerámicos), José Bosch (Azuliber), Alfredo Martínez (Ceranor), Francisco Javier Barrientos (Solvay) y Mikel Elizalde (Gerdau Aceros Especiales). También forman parte de la asociación empresas como Europac, Iberpapel, Keraben, Mahou San Miguel, Minersa, Roca Sanitarios o Vicrila, entre otras firmas.