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La isla de El Hierro cubre su demanda eléctrica con energía 100% renovable durante 18 días con Gorona del Viento

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Europa Press.- La isla de El Hierro ha sido capaz de cubrir su demanda de electricidad con energía 100% renovable durante 18 días consecutivos, en el periodo entre el 25 de enero y el 12 de febrero, según indicó Red Eléctrica de España (REE). En este sentido, la demanda eléctrica de la isla de El Hierro se ha cubierto durante 1.974 horas con energía 100% renovable desde el 9 de agosto de 2015, momento en el que lo consiguió por primera vez.

En lo que va de 2018, el viento ha permitido que no sea necesaria la intervención de tecnologías contaminantes en la cobertura de la demanda durante 560 horas. La central hidroeólica de Gorona del Viento, operada por Red Eléctrica, se ha convertido así en una pieza clave. De esta manera, la generación eléctrica renovable en la isla de El Hierro proveniente de esta central se situó en 2017 en los 20.234 megavatios hora (MWh), cubriendo el 46,5% de la demanda, lo que supone un incremento de 5,8 puntos porcentuales respecto al año anterior y, por tanto, un nuevo máximo histórico.

Gorona del Viento comenzó a funcionar a pleno rendimiento en julio del 2015 y se ha convertido en una pieza fundamental para la integración de generación renovable en el sistema eléctrico de El Hierro. Aunque en el 2015 la central solo estuvo totalmente operativa la segunda mitad del año, la participación de las renovables en la cobertura de la demanda anual fue del 19,2%, mientras que en el 2016, su primer año completo de funcionamiento, alcanzaron el 40,7% de la cobertura de la demanda. En el 2014, la energía renovable significó el 2,3% de la demanda eléctrica de la isla.

El fondo BlackRock eleva al 5% su participación en Iberdrola y se convierte en el tercer máximo accionista

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Europa Press.– El gestor de fondos internacionales BlackRock se ha erigido en el tercer máximo accionista de Iberdrola tras elevar su participación en la petrolera hasta el 5%. Según consta en los registros de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), BlackRock se hizo con casi un 2% del capital de Iberdrola, para controlar el 5,006%, desde la participación del 3,023% que poseía.

En concreto, la mayor gestora de fondos del mundo posee 322,34 millones de títulos de la energética, con un valor de más de 1.960 millones de euros. De esta manera, BlackRock se convierte en el tercer principal accionista de Iberdrola, tan sólo por detrás de Qatar Investment, que posee un 8,5% del capital de la energética, y Capital Research, que cuenta con el 5,11%. El cuarto principal accionista de Iberdrola es Norges Bank, el fondo soberano noruego, que elevó su presencia en el capital de la compañía hasta el 3%.

BlackRock también apostó recientemente por otra de las compañías energéticas del Ibex 35, Repsol, en la que aumentó su participación hasta el 5%, erigiéndose en su tercer máximo accionista, tan solo por detrás de Caixabank, que cuenta con una participación del 9,6%, y de Sacyr (8%). La gestora de fondos estadounidense está también presente en el capital de otras empresas del Ibex, como Telefónica, donde posee una participación de más del 6%, Red Eléctrica (3,1%) o Enagás (3,2%), entre otras.

Moody’s advierte que los ajustes retributivos para el sector eléctrico y gasista afectarán negativamente a los ratings

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Europa Press.– Moody’s ha advertido que de convertirse en leyes las medidas anunciadas por el ministro de Energía, Álvaro Nadal, para ajustar la retribución de las redes tanto de electricidad como de gas, así como de incrementar los requisitos para el cierre de plantas de carbón y nucleares, «tendrán implicaciones crediticias negativas para el sector«.

En un informe sobre la calidad crediticia de las compañías financieras en España para 2018, la agencia de calificación subraya que estas decisiones impactarían «en especial» en REE (Baa1 estable), el operador de la red eléctrica, así como en los principales operadores de plantas nucleares, que son Endesa (Baa2 estable) e Iberdrola (Baa1 positiva). Para Moody’s, «las inquietudes del Gobierno en torno a la asequibilidad de la energía han propiciado una posible carga regulatoria adicional».

Para el sector de petróleo y gas, la agencia considera que la recuperación de los precios del petróleo y los ahorros en los costes mejorarán las condiciones crediticias. Así, destaca que Repsol (Baa2 estable) se beneficiará del crecimiento de sus operaciones de exploración y producción (upstream) y de las operaciones de refinería y comercialización (downstream) «históricamente sólidas«. Asimismo, Moody’s pronostica un crecimiento real del PIB del 2,3% en España, lo que «respaldará la calidad crediticia de las empresas este año».

«Una mayor recuperación económica generalizada en sus principales mercados finales, Europa y América Latina, también beneficiará a las empresas españolas con presencia internacional», destaca la vicepresidente-senior analista de la agencia, Laura Pérez. No obstante, considera que las tensiones políticas y la normalización de la política monetaria seguirán siendo «factores relevantes» desde el punto de vista del crédito que afectarán a la mayoría de sectores corporativos.

A este respecto, el escenario central de Moody’s es que Cataluña seguirá formando parte de España. No obstante, las tensiones políticas y la incertidumbre «probablemente pesarán en el sentimiento económico y el gasto del consumidor y, por tanto, limitarán la demanda, lo cual conlleva implicaciones crediticias negativas para las empresas españolas», añade la agencia. Por otra parte, señala que la política monetaria seguirá siendo favorable y los bajos spreads de crédito respaldarán el coste de financiación y refinanciación de las empresas en 2018. Por ello, cree que la subida de los tipos de interés producirá un aumento inmediato del coste marginal de la deuda en el momento de la emisión.

La demanda eléctrica cae un 2,1% en enero con la eólica destacando como primera fuente de generación con el 24,7%

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Europa Press.– La demanda de energía eléctrica en la Península Ibérica alcanzó los 22.635 gigavatios hora (GWh) en enero, lo que representa un descenso del 2,1% con respecto al año pasado, según indicó Red Eléctrica de España (REE). Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica cayó un 2% con respecto a enero del año pasado, añadió el gestor de la red.

La producción de origen eólico en enero ha alcanzado los 5.300 gigavatios hora (GWh), un 10,5% superior a la del mismo mes del año pasado, y supuso el 24,7% de la producción total, siendo la primera fuente de generación. Por su parte, la nuclear aportó el 23,7% de la generación del mes, el carbón el 14,1%, la cogeneración el 11,7%, los ciclos combinados el 10,7%, la hidráulica el 9,9% y la solar fotovoltaica el 1,9%. Con datos al finalizar enero, la generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 38,8% de la producción. El 62,2% de la producción eléctrica de enero procedió de tecnologías que no emiten CO2.

Las energéticas se dejan 9.000 millones entre las últimas 7 sesiones bursátiles lastradas por el recorte que prepara el Gobierno

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Redacción / Europa Press.- Las empresas energéticas dedicadas al negocio eléctrico y gasista se han dejado aproximadamente 9.000 millones de euros en las últimas 7 sesiones de Bolsa, con lo que acumulan unas pérdidas en su capitalización próximas al 10% de media desde su cierre de la semana que culminó el viernes 26 de enero, lastradas por el ajuste en el que trabaja el Gobierno sobre los ingresos regulados del sistema eléctrico y gasista.

En concreto, Endesa está siendo el valor más castigado tras dejarse un 10,98%, para caer hasta los 16,69 euros. También sufrieron importantes descensos Enagás, el gestor técnico del sistema gasista, que cayó un 10,04%, hasta los 20,78 euros; Iberdrola, que cayó un 9,45%, hasta los 6,058 euros; Gas Natural Fenosa, que perdió un 8,29%, hasta los 17,69 euros; y REE, que cedió un 7,32%, hasta los 16,325 euros. Enagás y Gas Natural Fenosa son las dos compañías que más afectadas se verían por la modificación en el marco retributivo de las actividades de transporte y distribución de gas natural en la que trabaja el Gobierno.

Así, Endesa se ha dejado más de 2.180 millones de euros en estas 7 sesiones, pasando a valer 17.675,87 millones de euros, frente a los 19.856,89 millones de euros que capitalizaba el viernes 26 de enero; mientras que Gas Natural Fenosa perdió más de 1.600 millones de euros, REE casi 700 millones de euros y Enagás unos 550 millones de euros. En el caso de Iberdrola, la compañía que más capitaliza en Bolsa del sector energético, las pérdidas le restaron casi 4.000 millones de euros a su capitalización, pasando a valer 38.271,51 millones de euros, frente a los 42.264,17 que capitalizaba el 26 de enero.

El Ministerio de Energía trabaja en un borrador que prevé introducir ajustes en los costes regulados del sistema energético, especialmente centrados en la retribución de la actividad de distribución y transporte. Concretamente, el gabinete dirigido por Álvaro Nadal trabaja en este documento con los grupos políticos con el fin de que pueda ser incluido dentro del proyecto de Ley por el que se adoptan medidas urgentes para paliar los efectos producidos por la sequía, que se está tramitando actualmente en el Senado. El cambio podría suponer adelantar a 2019 la opción de revisar la retribución.

El pasado mes de septiembre, un informe del banco estadounidense Goldman Sachs en el que se advertía de los recortes que se avecinan en la retribución y en la rentabilidad del sector eléctrico español para la próxima revisión para el periodo 2020-2025 ya provocó un derrumbe en Bolsa de las principales compañías del sector (Iberdrola, Endesa, Gas Natural y REE), dejándose casi 3.000 millones en capitalización en un solo día.

Esta modificación se enmarcaría dentro de los esfuerzos del Gobierno por reducir los costes regulados de electricidad y gas «en la medida que sea posible y ajustarlos en cuanto sea posible», según fuentes parlamentarias. El Gobierno ya mantuvo congelados los peajes de electricidad y gas para el 2018. En los últimos cinco años, la parte regulada de la factura (peajes), la única que depende del Gobierno, se ha mantenido constante para la electricidad, mientras que en el caso del gas, es el cuarto año consecutivo.

El consumo eléctrico de las grandes empresas crece un 2,6% en diciembre

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Europa Press.- El consumo eléctrico de las grandes y medianas empresas aumentó en diciembre un 2,6% respecto al mismo mes del año anterior, según los datos del Índice Red Eléctrica (IRE). Desglosado por sectores, el consumo industrial creció un 1% y el de los servicios un 2,6%. En el cálculo de estos datos se tiene en cuenta los efectos de la composición del calendario y la evolución de las temperaturas, señaló Red Eléctrica de España.

Según el IRE, en los últimos doce meses, el consumo eléctrico de estas empresas, corregidos los efectos de la laboralidad y las temperaturas, subió un 1,7%, respecto al mismo periodo del año anterior. Por sectores, el consumo de la industria aumentó un 2% y el de los servicios cayó un 0,4%. El IRE es un indicador cuyo objetivo es facilitar información sobre la evolución del consumo eléctrico del conjunto de las grandes y medianas empresas, de potencia contratada superior a 450 kilovatios. Las medidas se recogen en más de 23.400 puntos de alrededor de 13.900 empresas. El consumo que representa el IRE supone un 47% de la demanda eléctrica total.

Comparado con diciembre de 2016, de las cinco actividades con mayor consumo eléctrico, la demanda de la metalurgia disminuyó un 2,1%, la industria química un 3%, la fabricación de otros productos minerales no metálicos creció un 8,5%, la industria de la alimentación un 2,7% y la del papel cayó un 3%. Además, otras actividades que también contribuyeron de forma importante al consumo de las grandes empresas en diciembre fueron la captación, depuración y distribución de agua, con un aumento del 36%, el almacenamiento y actividades anexas al transporte, que creció un 7,2%, y la fabricación de productos de caucho y plásticos, que creció un 4,4%.

La demanda de electricidad crece un 1,1% en 2017

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Europa Press.- La demanda de energía eléctrica en la Península Ibérica alcanzó los 252.755 gigavatios hora (GWh) en el año 2017, lo que representa un incremento del 1,1% con respecto al año 2016, según indicó Red Eléctrica de España (REE). El gestor de la red señaló que, si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica fue un 1,6% superior con respecto a 2016.

En diciembre, la demanda de energía eléctrica ha sido de unos 22.219 GWh, un 4,1% superior a la registrada en diciembre del 2016. Teniendo en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, aumentó un 5,3% con respecto a diciembre de 2016. La producción eólica alcanzó los 5.243 GWh, un 102,4% superior a la de diciembre del 2016, representando la primera fuente de generación con el 24,3%. Le siguió la nuclear (21,8%), el carbón (19%), los ciclos combinados (14,1%) y la cogeneración (11%). La generación procedente de renovables representa el 33,2% de la producción total y el 54,7% procedió de tecnologías que no emiten CO2.

La nuclear fue la tecnología que más aportó en el 2017, con un 22,6% de la generación total, seguida de la eólica (19,2%), el carbón (17,4%), los ciclos combinados (13,8%) y la cogeneración (11,5%). La hidráulica tan solo aportó el 7,3% de la generación en 2017, la mitad que en 2016, mientras que la solar fotovoltaica cubrió el 3,2% y la solar térmica el 2,2%.

La subasta de interrumpibilidad se salda con un coste de 373 millones de euros, tras descuentos de hasta el 28%

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Europa Press.- Red Eléctrica de España (REE) completó el proceso de asignación del servicio de interrumpibilidad para los cinco primeros meses de 2018, cuyo coste total para el sistema eléctrico ascenderá a 372,8 millones de euros tras registrarse descuentos en las subastas de hasta casi el 28%. Este servicio lo ofrecen los grandes consumidores de electricidad y consiste en su compromiso de reducir o suspender la demanda cuando lo exija el sistema.

En esta ocasión, se han asignado bloques que suman 2.600 megavatios (MW) de potencia interrumpible a grandes consumidores a un precio medio ponderado de 143.393 euros por MW, según indicó REE. En total, se han asignado durante las subastas 8 bloques de 90 MW y 376 bloques de 5 MW. En la convocatoria participaron un total de 128 consumidores, señaló el operador de la red eléctrica, que organizó el proceso como administrador de la subasta.

El precio medio de asignación fue de 235.167 euros por MW y año para los productos de 90 MW, un 13% menos del precio de salida fijado por el Ministerio de Energía, y de 108.245 euros por MW, un 27,8% inferior, para los de 5 MW. Los precios de salida fijados por la Secretaría de Estado de Energía habían sido de 270.000 euros por MW y año para los productos de 90 MW y 150.000 euros por MW y año para los de 5 MW.

La producción eléctrica con renovables registra en 2017 su peor dato en el último lustro por la sequía

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Europa Press.- Las fuentes renovables cubrieron el 33,3% de la producción eléctrica peninsular en 2017, frente al 40,8% del 2016, registrando así su peor año en el último lustro, según el avance del informe del sistema eléctrico español de Red Eléctrica de España (REE).

Esta caída en la contribución de las renovables se debió principalmente al impacto de la sequía sobre la producción hidráulica, que registró una caída del 48,4% frente al año anterior. Además, estuvo acompañado de una menor generación eólica, que fue un 1,6% inferior respecto al año anterior. Asimismo, se registró un aumento de las emisiones de CO2 derivadas de la generación eléctrica por esta menor aportación de las energías renovables.

En concreto, la hidráulica solo cubrió el 7% de la demanda en 2017, frente al 14,2% del ejercicio anterior, viéndose así sustituida por una mayor aportación del carbón, que representó el 17%, frente al 13,9% de 2016, y de los ciclos combinados, con un 13,9%, frente al 10,2% de hace un año. En cuanto a las tecnologías que más han contribuido a cubrir la demanda, la nuclear se situó nuevamente en primer lugar, con una aportación del 21,5%, seguida de la eólica, con el 18,2%. Además, las importaciones de energía eléctrica cubrieron en 2017 cerca del 4% de la demanda peninsular, según los datos del operador de la red eléctrica.

Por su parte, el parque generador de energía eléctrica en España descendió por segundo año consecutivo, al finalizar el año con 104.517 megavatios (MW) de potencia instalados, un 0,6% menos que el año anterior. Este descenso se debió principalmente al cierre definitivo de la central nuclear de Garoña de 455 MW, que permanecía inactiva desde finales del 2012. Las variaciones en el resto de tecnologías fueron nulas o poco significativas.

Con datos estimados, la demanda de energía eléctrica peninsular en 2017 se sitúa en 253.082 gigavatios hora (GWh), con un crecimiento del 1,2% con respecto al año anterior. Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura, la demanda aumentó un 1,7% respecto a 2016. De esta forma, la demanda peninsular mantuvo la tendencia de crecimiento iniciada en 2015 tras cuatro años consecutivos de descensos.

En lo que respecta a la demanda anual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas no peninsulares, finaliza 2017 con 15.422 GWh, un 2,6% más que el año anterior. Por sistemas, en Baleares, Canarias y Melilla la demanda creció un 3,8%, un 2% y un 1,1% respectivamente, mientras que en Ceuta descendió un 4,1%. En lo que se refiere al saldo de intercambios internacionales, resultó importador por segundo año consecutivo, tras más de diez años de saldo exportador.

Mientras, la red de transporte de energía eléctrica, según datos provisionales, registra un incremento de 215 kilómetros de circuito, 139 kilómetros (110 km de 400 kV y 29 km de 220 kV) en el sistema peninsular, con lo que este alcanza los 40.769 kilómetros. En los sistemas extrapeninsulares, destacó la puesta en servicio de 76 kilómetros de circuito, siendo el proyecto más significativo el refuerzo del eje Gran Tarajal-Matas Blancas en Fuerteventura, cuyo objetivo es contribuir al mallado de la red y a la evacuación de la energía generada en el sur de la isla.

Red Eléctrica y RTE adjudican la capacidad de intercambio de energía entre España y Francia durante 2018 por 76 millones

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Europa Press.- Red Eléctrica de España (REE) y Réseau de Transport d’Electricité (RTE), operadores de los sistemas eléctricos de España y Francia, respectivamente, han asignado la capacidad de intercambio de electricidad para el año 2018, que generará unos ingresos por valor de 76,7 millones de euros para ambas partes. De España a Francia fueron asignados 700 megavatios (MW), estableciéndose un precio resultante de 2,25 euros/MW. Del lado contrario se ofrecieron y se asignaron 700 MW, con un precio resultante de 10,25 euros/MW.

Según REE, la mitad de los ingresos generados correspondiente a España se destinará a la reducción de los costes regulados del sistema eléctrico español. REE explica que la subasta anual para 2018 permite a los agentes acreditados obtener el derecho a utilizar la capacidad de intercambio disponible entre ambos sistemas eléctricos mediante la presentación de ofertas «en todas las horas del año». La capacidad horaria de intercambio eléctrico entre España y Francia ha alcanzado valores de hasta 3.450 MW y 3.500 MW en la dirección de España a Francia y de Francia a España, respectivamente, en condiciones favorables de operación.