jueves, 28 de febrero de 2019

Iberdrola considera que el PNIEC es una gran oportunidad económica para aumentar los dividendos


Iberdrola invertirá un 40% más de lo previsto en España tras el plan energético del Gobierno

Su presidente alaba que el país cuente por primera vez con una estrategia "clara". La compañía eleva también sus objetivos de beneficio y dividendo hasta el 2022 

P. Allendesalazar, Madrid - Martes, 26/02/2019

Ibedrola se apunta a la transición ecológica del Gobierno. La eléctrica ha anunciado este martes que invertirá 8.000 millones de euros en España entre el 2018 y el 2022, un 40% más de lo que informó hace un año. El fuerte incremento está íntimamente ligado al plan nacional de energía y clima que el Ejecutivo presentó la semana pasada.

El presidente de la compañía, Ignacio Sánchez Galán, lo ha alabado como la primera estrategia energética "clara" del país, que da "mucha visibilidad" para invertir, ofrece señales sobre qué "energía se va a necesitar en los próximos 10 y 20 años", y que "no es un plan político, sino que es técnico, para alcanzar los objetivos de reducción de emisiones del país y garantizar la seguridad de suministro".

Durante la actualización de su estrategia hasta el 2022 presentada en Londres, la eléctrica ha explicado unos 4.200 millones, el doble de lo previsto inicialmente, se destinarán a inversiones en energías renovables. Construirá 3.000 nuevos megavatios eólicos y solares en el periodo, un 52% más que su capacidad actual, y el objetivo es llegar a los 10.000 en el 2030.

Marco estable

Eso sí, ha advertido que para que finalmente se produzcan "será necesario consolidar

un marco normativo a largo plazo, que aporte certidumbre y estabilidad a las inversiones". Probablemente una advertencia sobre las consecuencias que tendría cambiar las prioridades energéticas tras las elecciones si resulta elegido un Gobierno de signo distinto al actual.

La prueba de que la estrategia energética del Ejecutivo ha seducido a Iberdrola es que las inversiones totales del grupo solo se han aumentado un 6,25% respecto a lo anunciado el año pasado, hasta los 34.000 millones, frente al 40% de las españolas. Es decir, que España captará más recursos a costa de otras regiones donde opera.

En renovables, el grupo invertirá 13.300 millones en total para instalar 9.900 nuevos megavatios de capacidad. Las redes se llevarán 16.000 millones y los 3.800 millones restantes irán a parar al resto de fuentes de generación y a la gestión de clientes. 

Más ambición

Las inversiones previstas son orgánicas, no vía compras, y se producen después de que Iberdrola lograse el año pasado ganar más de 3.000 millones por primera vez. La compañía también ha incrementado sus objetivos financieros. Así, prevé ganar entre 3.700 y 3.900 millones en el 2022, frente a los entre 3.500 y 3.700 millones de hace un año, con un resultado bruto de explotación de más de 12.000 millones, frente a los entre 11.500 y 12.000 millones augurados hace doce meses.

El objetivo de dividendo también se ha elevado: ahora 0,4 euros brutos por acción es el "suelo" previsto en el 2022, no la meta final.

domingo, 24 de febrero de 2019

EL PNIEC 2030 prevé el incremento de las interconexiones eléctricas hasta un 15%


PNIEC 2030: España aumentará las interconexiones eléctricas hasta un 15% y descartará las gasistas

Laura Ojea, el periódicodelaenergia, 22/02/19

https://elperiodicodelaenergia.com/pniec-2030-espana-aumentara-las-interconexiones-electricas-hasta-un-15-y-descartara-las-gasistas/

Pedro Sánchez apuesta por aumentar las interconexiones eléctricas de España con nuestros países vecinos europeos. Tal y como explica el Plan Nacional Integral de Energía y Clima (PNIEC) al que ha tenido acceso en exclusiva El Periódico de la Energía, el objetivo es aumentar las interconexiones con Francia, a través de varios proyectos. “La estimación de inversiones asociadas a las infraestructuras eléctricas previstas en el horizonte 2020 es de 4.554 M€, con un volumen de inversión medio anual de 759 M€, de los que se prevé recuperar 143 M€ de los Fondos FEDER a lo largo del periodo”, dice el plan.

El más importante de ellos es el del Golfo de Vizcaya, que tal y como señala el documento, “fue contemplado en los PCI 2017 como Interconexión entre Aquitania (FR) y el País Vasco (ES). Se trata de una interconexión entre el País Vasco y Aquitania de 370 km de longitud (110 km en España y 260 km en Francia) de los cuales 90 km son terrestres y 280 km submarinos, con un coste estimado de 1.750 M€. Este proyecto permitirá que la capacidad de interconexión entre España y Francia llegue a 5.000 MW (5% sobre la capacidad instalada)”.

La conexión supondrá una inversión de 1.750 millones de euros, de los que 578 millones serán una subvención de la Unión Europea, y está previsto que comience a operar en 2025. Estará compuesta por cuatro cables, dos por cada enlace.

Las otras interconexiones que se incluyen en el PNIEC “están asimismo incluidos en la lista PCIs 2017 y el detalle es el siguiente:

Interconexión entre Aragón (ES) y Atlantic Pyrenees (FR) Tiene 150 km previstos en el lado español y un coste estimado de 1.200 M€.

Interconexión entre Navarra (ES) y Landes (FR) Tiene 80 km previstos en el lado español y un coste estimado de 1.200 M€.”

Respecto a las interconexiones con Portugal, el Gobierno reconoce que hay un nivel más que satisfactorio entre ambos países, y se demuestra con el porcentaje de horas de casación en el mercado diario de ambos mercados. Aún así considera necesario ampliar aún más esa relación y señala que es necesario “aumentar la capacidad de intercambio entre España y Portugal hasta los 3.000 MW”.

El proyecto, por el lado español, constará de instalaciones ubicadas en las provincias de Ourense y Pontevedra, como una línea eléctrica a 400 kV, dc, de entrada y salida en Beariz de la línea Cartelle-Mesón do Vento, una subestación de transporte Beariz a 400 kV, una línea eléctrica a 400 kV, dc, Beariz-Fontefría, una subestación de transporte Fontefría 400 kV y una línea eléctrica a 400 kV, dc, Fontefría-Frontera Portuguesa.

Pero ¿qué ocurre con las interconexiones con Marruecos o con las infraestructuras gasistas como el MidCat (STEP 1)? El PNIEC se remite a relatar las ya existentes. Respecto a las primeras, explica que hay “2 líneas submarinas de 400 kV, que en total proporcionan una capacidad de intercambio de unos 800 MW” pero no aparece como objetivo la construcción de una tercera. La razón podría ser una cuestión de tiempos en la elaboración del plan, ya que os contamos recientemente que REE tiene luz verde para impulsar la tercera interconexión por parte del Gobierno con nuestro vecino, el reino alauita.

Según los cálculos técnicos realizados por Red Eléctrica, el coste de este nuevo cable ascendería a unos 150 millones de euros y su instalación se realizaría con tecnología de corriente alterna. Se prevé que sería una infraestructura completamente análoga a los dos enlaces en servicio. Si la capacidad de diseño (o técnica) de cada cable es actualmente de 700MW, la de la nueva interconexión sería también la potencia del nuevo enlace.

Respecto a las interconexiones gasistas, el documento también hace una relación de las ya existentes, “España cuenta actualmente con 6 interconexiones físicas, 4 de ellas con Estados miembros de la UE y 2 con terceros países”, como las dos interconexiones físicas con Francia, a través de los municipios de Irún (Guipúzcoa) y Larrau (Navarra) y las dos interconexiones físicas con Portugal, a través de los municipios de Badajoz y Tuy (Pontevedra), en el caso de infraestructuras europeas.

Sin embargo, no prevé ninguna nueva infraestructura para la próxima década. Según el Plan, “en el caso del sistema gasista, se considera prioritario optimizar el uso de la capacidad de interconexión ya existente para facilitar el acceso a otras fuentes de gas y avanzar hacia la convergencia de precios, antes de acometer nuevas infraestructuras. Este objetivo contribuirá a la reducción de la factura del gas de los consumidores”.

Aún así, deja una ventana abierta con “la futura planificación de las infraestructuras de transporte de gas natural”, que “se realizará una vez aprobado el nuevo desarrollo reglamentario del sector de hidrocarburos, que recogerá el procedimiento para la misma. Hasta el momento, la regulación básica se encuentra recogida en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, así como en las disposiciones de los artículos 79 y 80 de la Ley 2/2011, de 4 de marzo, de economía sostenible”.

Los beneficios de REE

Red Eléctrica y la magia del monopolio: sus beneficios crecen un 1.000% a costa del contribuyente

Jordi Sevilla (PSOE), presidente de REE

Pedro Ruiz 21/02/2019 merca2.es
https://www.merca2.es/red-electrica-sevilla-cnmc-monopolio/amp/?__twitter_impression=true

Red Eléctrica sigue cumpliendo con los inversores como un reloj a los que, además, ha prometido una lluvia de dividendos. Eso sí, a costa de los contribuyentes españoles. El nido de políticos que es la compañía, en su condición de monopolio, ha multiplicado por más de un 1.000% sus beneficios en las últimas dos décadas y ha repartido cerca de 4.000 millones de euros (que serán 6.000 en un par de años) en dividendos. Mientras, la factura de la luz en España ha pasado de ser una de las más baratas a las más caras de Europa.

Los últimos resultados presentados por la compañía ponen de relieve que la estrategia de la firma sigue tan vigente como en periodos anteriores. Los 704 millones de euros de beneficios en 2018 suponen un incremento del 149% respecto a lo obtenido 10 años atrás y hasta un 934% más que dos décadas atrás. Esto pone de manifiesto aquello de que los monopolios son los únicos capaces de obtener beneficio a muy largo plazo, gracias a su especial forma de explotar a los consumidores al restringir la competencia y obligarles a pagar precios más altos por sus servicios o productos.

La evolución de la firma viene predeterminada por el propio Estado, el Gobierno de turno, que no solo planifica de forma centralizada la infraestructura que se va a construir y quién la va a gestionar, sino también la remuneración que va a recibir. En los últimos años, la rentabilidad de la compañía (incluido el pago de los dividendos) ha sido del 14,8%, no solo muy por encima de otras eléctricas, por encima de cualquier otra firma española, e incluso muy por encima de otro monopolio estatal como Enagás (que ha rentado al 7,94%).

El ROE de REE se acerca al 20%, una cifra que por ejemplo es cerca dos veces y media más de lo que obtiene Banco Santander

La clave de la rentabilidad que ha ofrecido Red Eléctrica está en la fuerte revalorización, por ley, que obtiene por cada euro que invierte. De hecho, la rentabilidad media sobre fondos propios –que se conoce como ROE y mide la ganancia para el accionista- de la compañía se acerca al 20%, una cifra que por ejemplo es cerca dos veces y media más de lo que obtiene Banco Santander por cada euro invertido. Dicha ganancia solo es posible gracias a que el Estado la respalda, lo que permite que pueda apalancarse emitiendo deuda y a su vez multiplicar su rentabilidad económica.

Además, por la propia naturaleza del mercado eléctrico, las fuertes inversiones son muy necesarias, ya que a diferencia de lo que ocurre con el gas la electricidad no se puede almacenar en grandes cantidades. Por ello, es necesario de alto gasto en infraestructuras de transporte y distribución de tal manera que se puedan conectar las plantas donde se genera la energía con el consumidor final.

Curiosamente, la llegada de las energías renovables es una de las mejores noticias para Red Eléctrica, puesto que obligarán a mayores inversiones tanto en infraestructuras de transporte como de distribución. La razón es sencilla, ya que en dichas fuentes (eólica o solar) no se tiene control sobre el momento en el que se produce la energía, por lo que el sistema eléctrico se ve obligado a coordinar la producción con el consumo de forma inmediata, de tal manera que compensa los picos y valles que generan dichas tecnologías.


COSTE EXCESIVO PARA EL CONTRIBUYENTE

Lo anterior, lleva a que en los próximos años REE destine el grueso de sus próximas inversiones, que cifra en un total de 6.000 millones de euros, a “facilitar la transición energética”. Una circunstancia que ha llevado al presidente de la compañía, Jordi Sevilla, a pedir a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que no reduzca la parte del pastel que le llega de los bolsillos de los ciudadanos en forma de ‘Retribuciones al Operador’.

La fuerte rentabilidad que obtiene por sus inversiones se sufraga a través de dos pagos distintos: por un lado, los costes regulados en la factura (que ocupan el 60% del recibo); por otro, de los pagos que realizan los productores de energía. Aunque en realidad, ambos salen del mismo sitio el bolsillo del contribuyente, esto es (más o menos) algo menos del 10% de cada factura que pagan los usuarios al mes. Una retribución que incluso la Competencia alertó de que era excesivamente alta en un informe publicado en diciembre de 2017.

miércoles, 20 de febrero de 2019

España importa electricidad térmica barata y contaminante a través de las interconexiones con Marruecos cuando por el contrario pretende cerrar las térmicas


España comienza a comprar electricidad a Marruecos justo cuando activa una central de carbón de 1,4 GW

Ramón Roca, El periódicodelaenergía, 30/01/2019

https://elperiodicodelaenergia.com/espana-comienza-a-comprar-electricidad-a-marruecos-justo-cuando-activa-una-central-de-carbon-de-14-gw/

España no ha necesitado casi nunca a Marruecos, más bien lo contrario, energéticamente hablando. Entre ambos países hay dos interconexiones eléctricas y lo normal es que España exporte electricidad al país vecino. Pero justo desde el pasado mes de diciembre, el saldo de la interconexión se ha dado la vuelta. Ahora quién exporta electricidad es Marruecos.

¿Por qué? La causa está en los precios. Así funciona el mercado. Cuando el precio es más barato en España, exporta, cuando lo es en otro país, España compra la electricidad lo más barato posible. Sucede normalmente con la nuclear francesa, aunque últimamente ese intercambio a veces tiene saldo exportador para España.

Históricamente el balance con Marruecos es negativo (ver gráfico) pero justo desde diciembre se ha dado la vuelta y Marruecos ya logra producir energía a precios baratos e importarnos su electricidad.

Esto ha sucedido justo en el momento en el que Marruecos ha puesto en marcha una central térmica de carbón de 1.4 GW de potencia y con la que consigue producir a precios competitivos. No está en el sistema ETS europeo de derechos de emisiones de carbono y por tanto su producción térmica es mucho más barata que la española. No paga precio del CO2.

Es por ello que España se dedica ahora a comprar energía eléctrica a Marruecos de esta central térmica. Justo cuando España atraviesa la descarbonización de su economía, se pone a comprar electricidad contaminante al país vecino. ¿Qué dirán los socios europeos de esto?

España ha dado la puntilla a la minería de carbón desde el pasado día 1 y está en proceso de cierre de sus centrales térmicas que se irán apagando en el periodo 2020-2025. Una buena parte de las plantas echarán el cierre en el año 2020. Las plantas de Compostilla y Andorra (Endesa), Lada y Velilla (Iberdrola) y las tres de Naturgy abandonarán la producción térmica con carbón a mediados del próximo año.

El Gobierno trabaja en una transición justa en la que se van a desarrollar distintos planes de revitalización de las zonas afectadas con cientos de millones de euros en ayudas. Pero mientras se pone la cara bonita, por detrás se dedica a comprar electricidad contaminante a otro país como Marruecos, que necesita desarrollarse económicamente y que con una central así lo consigue, a pesar de que contamine.

Es la doble cara del mercado. Abandono el carbón, o inicio ese proceso, pero me beneficio del carbón del vecino.

La central térmica de Safi

La central térmica que ha puesto en marcha Marruecos este diciembre es la de Safi, de 1.386 MW de potencia, con dos unidades de 693 MW cada una. Su producción bruta alcanzará los 10.000 GWh.

Este proyecto lo han puesto en marcha empresas de la talla de Engie o Mitsui y cuenta con la última tecnología.

Está previsto que produzca el 25% de la demanda eléctrica de Marruecos y su inversión ha superado los 2.500 millones de euros.