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La Secretaría General de Energía, publica la resolución por la que se establecen las características de la cuarta subasta CESUR que tendrá lugar el proximo 13 de marzo . Bajo la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, se regulan los contratos bilaterales que firmen las empresas distribuidoras para el suministro a tarifa en el territorio peninsular.

La Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, por la que se regulan los contratos bilaterales que firmen las empresas distribuidoras para el suministro a tarifa en territorio peninsular, establece la asignación de la energía a los vendedores y la determinación del precio mediante un procedimiento
de subasta de precio descendente. El artículo 4 de la citada orden habilita a la Secretaría General de Energía a establecer, por resolución, las características de cada subasta: el rango de cantidades a suministrar, los precios de salida, las reglas a aplicar propuestas por la entidad responsable de realizar la subasta, la fecha de celebración y el período de entrega de la energía.

Para esta cuarta subasta CESUR se establecen dos productos diferenciados según el periodo de entrega de energía.:

- Para el primer producto, o producto trimestral, el periodo de entrega será el trimestre comprendido entre las 0:00 h del 1 de abril de 2008 y las 24:00 h del 30 de junio de 2008.

- Para el segundo producto, o producto semestral, el periodo de entrega será el semestre comprendido entre las 0:00 h del 1 de abril de 2008 y las 24:00 h del 30 de septiembre de 2008.

Las cantidades subastadas para cada tipo de producto serán:

Carga Base. Los dos productos a subastar establecidos en el apartado anterior serán de Carga Base, por lo que los agentes vendedores se comprometerán a suministrar la energía equivalente a una potencia constante en todas las horas incluidas en el periodo de entrega. La potencia correspondiente a cada vendedor para cada producto se determinará mediante el procedimiento de subasta. El volumen objeto de subasta estará comprendido entre 4.500 y 12.000 MW y se repartirá entre el producto trimestral y el producto semestral. El volumen objeto de subasta y el reparto entre el producto trimestral y el producto semestral se determinarán por Resolución de la Secretaría General de Energía previo análisis de las ofertas indicativas presentadas por los agentes calificados para participar en la subasta. No obstante, la cantidad a subastar del producto semestral nunca será inferior a la cantidad del producto trimestral, ni superior al doble de dicha cantidad.

Carga Modulada. 0 MWh para todas las horas del período de entrega.
La cantidad exacta a suministrar será determinada en el proceso de la subasta.
La cantidad de energía contratada para el suministro a tarifa será repartida entre las empresas distribuidoras en el territorio peninsular de
acuerdo a los porcentajes que aparecen en la siguiente tabla:
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Endesa Distribución Eléctrica, S. L. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35%
Iberdrola Distribución Eléctrica, S. A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35%
EDP-Serviço Universal, S. A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12%
Unión Fenosa Distribución, S. A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11%
Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S. A. . . . . . . . . . . . . . . . . 4%
Electra de Viesgo Distribución, S. L. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3%
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El punto de entrega de la energía contratada para el suministro a tarifa será, para todas y cada una de las distribuidoras, la zona española del mercado ibérico de electricidad (MIBEL).

Al menos 15 días antes de la celebración de la subasta, la Comisión Nacional de Energía designará a dos representantes, que actuarán en nombre de dicha institución, con plenos poderes, en la función de supervisión de la subasta y, especialmente, a los efectos de confirmar que el proceso se ha realizado de forma transparente, competitiva y no discriminatoria y de validar los resultados en el plazo establecido en el artículo 4 de la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, por la que se regulan los contratos bilaterales que firmen las empresas distribuidoras para el suministro a tarifa en el territorio peninsular.

La petrolera Repsol YPF ha formalizado la venta de un 14.9% de su participación en YPF. Así lo comunicaba la compañía al regulador bursátil, la CNMV.

Según datos de Repsol, la operación se ha cerrado con la sociedad Petersen Energía, S.A. (perteneciente al grupo argentino Petersen) por un total de 2.235 millones de dólares (38,14 dólares por acción).

La venta de las 58.603.606 acciones de Clase D de YPF, se ha realizado bajo la forma de ADSs (un 14,9% de su capital social).
Ambas compañías firmaron también un acuerdo por el que se prevé, además, que el grupo Petersen pueda ampliar su participación en YPF hasta el 25%, mediante una opción de compra de un 10,1% adicional.

Con esta operación, Repsol obtiene unos recursos económicos que contribuirán a una mayor diversificación de la cartera de activos del Grupo Repsol YPF y a impulsar su crecimiento orgánico.

Dado la implicación de la operación en los distintos mercados que operan ambas entidades, la operación ha sido comunicada a la Securities and Exchange Commission estadounidense (SEC), a la Comisión Nacional de Valores argentina (CNV), y a la Comisión Nacional del Mercado de Valores española (CNMV).

A pesar de la desinversión realizada en YPF, la petrolera española se mantiene como accionista de control de la compañía.

La ausencia de plusvalías y resultados no recurrentes han rebajado los beneficios obtenidos en 2007 con respecto al gran año de la eléctrica en 2006. Pese a ello, la eléctrica cierra el ejercicio con 2.675 millones de euros de beneficio neto y un resultado bruto de explotación (EBITDA) de 7.485 millones de euros, lo que supone un incremento del 4,9% respecto de 2006.

Los 719 millones de euros derivados de plusvalías y otros resultados no recurrentes obtenidos en 2006, marcan la diferencia del 9.9% menos de beneficios obtenidos en 2007.

El cash flow, alcanza los 5.258 millones de euros, registrando un crecimiento del 13,3%. El resultado de explotación (EBIT) fue de 5.596 millones de euros, lo que supone un incremento del 6,8%.

El resultado neto del negocio en España y Portugal fue de 1.785 millones de euros, lo que supone el 66,7% del total; el del negocio en Europa se situó en 419 millones de euros, con una contribución del 15,7%, y el del negocio en Latinoamérica alcanzó los 471 millones, lo que representa una participación del 17,6% en el beneficio neto total.

Las inversiones de la compañía en 2007 alcanzaron los 4.746 millones de euros en 2007. De los cuales, 4.391 millones de euros fueron inversiones materiales e inmateriales y los 355 millones restantes, inversiones financieras. A su vez, de las inversiones materiales el 66,3% se realizaron en el negocio de España y Portugal, el 13,3% en el de Europa y el 20,4% en el de Latinoamérica.

Las principales magnitudes económicas del negocio de España y Portugal registraron crecimientos significativos en 2007 con respecto a 2006 medidos en condiciones homogéneas.

El ejercicio se caracterizó por el fuerte descenso (-28,3%) de los precios del mercado mayorista español como consecuencia de la moderación de la demanda. Sin embargo, este descenso tuvo un efecto limitado sobre los márgenes de la compañía gracias a su apuesta por la comercialización de electricidad en el mercado liberalizado y a la fuerte caída del precio del CO2.

La generación total de electricidad de Endesa en España y Portugal ascendió a 91.058 GWh en 2007, con un incremento del 2,5% respecto del año anterior. De esa cifra, 73.317 GWh correspondieron a la generación peninsular del régimen ordinario, con un aumento del 2%; 2.877 GWh a la generación peninsular del régimen especial, con un crecimiento del 16,2%, y 14.864 GWh a la generación de los sistemas extrapeninsulares, que fue un 2,8% superior a la de 2006.

Por lo que se refiere a las ventas, se situaron en 113.375 GWh, un 3,6% más que las de 2006. De esa cantidad, 72.746 GWh se vendieron a clientes del mercado regulado, con un incremento del 1,6%, y 40.629 GWh a clientes del mercado liberalizado, con un aumento del 7,4% respecto de 2006.

EdF no es bienvenido. Así de contundente se mostró el presidente de la eléctrica española Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, con respecto a los planes de la eléctrica gala, en la presentación de resultados de Iberdrola. Que como anunciábamos ayer registró un beneficio récord en 2007.

Sánchez Galán, afirmó “EDF no es bienvenido”, ni desde el punto de vista accionarial, ni económico, ni social, ni sindical, ni territorial. Iberdrola tiene su propio proyecto, que es seguir aumentando el valor de la compañía.

Ante los contactos establecidos entre ACS, accionista de Iberdrola, la compañía francesa EdF, Galán manifestó que “ACS no es un accionista, es el mayor competidor que tenemos en España. Su visión no es la visión del accionista, puesto que está en conflicto permanente con el resto de los socios”.
Opinión que, sin embargo, no comparte el presidente de Unión Fenosa, Pedro López Jiménez. Según López Jiménez, la constructora entró en la eléctrica, a petición del presidente de Iberdrola. Además, comentó que no considera ningún disparate la fusión de las dos eléctricas, Unión Fenosa e Iberdrola. Claro que dado como esta de caldeado el ambiente, aclaró que es algo que no tiene por qué producirse y que no estaba haciendo ningún pronostico.

Desde EdF por su parte, el presidente de la eléctrica gala, Pierre Gardonneix, aprovechando también la presentación de resultados, dejó claro que para su compañía, entrar en España es una prioridad estratégica, y la vía de entrada elegida ha sido Iberdrola, ya que esta compañía potenciaría la producción de energía nuclear y renovable de su grupo empresarial.
Gardonneix confía en que el resultado de las conversaciones exploratorias para su entrada en España consigan satisfacer a las autoridades españolas y a los actores implicados en la operación.

Esta claro que si los resultados presentados por ambas compañías diferían considerablemente, lo mismo sucede con las posturas manifestadas por sus presidentes, ante una posible fusión de ambas compañías.

Las escasas precipitaciones registradas en todo el territorio nacional la semana pasada, donde la máxima fue en Navacerrada con 22 litros por metro cuadrado, han hecho que los niveles de reserva hidráulica se mantengan prácticamente estables con respecto a la semana anterior.

Así, con 23.947 hm³ de agua embalsada, los niveles aumentan tan solo 56 hm3 con respecto a la semana anterior y se sitúan en el 44,2% de su capacidad total.

Destaca el aumento en la cuenca del Tajo con 33 hm³ mas, y por el contrario el descenso de la cuenca del Guadiana, con 10 hm³ menos.

Por ámbitos la reserva se distribuye:
-Galicia Costa se encuentra al 53,7%
-Norte I (sur de Galicia y norte de León) al 50,5 %
-Norte II (Asturias y Cantabria) al 65,9%
-Norte III (País Vasco excepto sus cuencas internas) al 84,5%
-Cuencas internas del País Vasco al 66,7%
-Duero al 52,1%
-Tajo al 44,6 %
-Guadiana (Castilla-La Mancha y Extremadura) al 54,8%
-Cuenca Atlántica Andaluza al 38,7%
-Guadalquivir al 36,1%
-Cuenca Mediterránea Andaluza al 27%
-Segura al 18,9%
-Júcar al 21,9%
-Ebro al 46,4%
-Cuencas internas de Cataluña al 22%

El barril de crudo vive una nueva escalada tras las declaraciones del presidente de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Chabib Khelil. Khelil descartó que el cartel vaya a ejecutar un aumento de la producción en su próxima reunión del 5 de marzo en Viena.

El temor a un descenso en los niveles de reservas junto con los conflictos geopolíticos abiertos en países como Nigeria, Venezuela o Rusia, han llevado el barril de crudo a la barrera de los 100 dólares.

El barril de WTI para marzo cerraba la sesión a 100.01$/bbl, con una subida de 4.51$ sobre la sesión anterior. Y el Brent con vencimiento en abril, subía 3.65$ para cerrar la sesión de ayer a 98.56$/bbl.

Lejos de proponer una subida de la cuota de producción, algunos miembros del cártel han planteado incluso, un recorte de la misma a pesar de los altos precios del barril de crudo.

A este escenario se suma el nuevo fortalecimiento del euro frente al dólar. El euro cotizaba este martes a 1,473 dólares.

Aprovechando la madurez en términos de liberalización, los mercados organizados y las interconexiones con los países vecinos, la eléctrica Endesa se lanza a través de su comercializadora Endesa Energía a la expansión en los Países Bajos.

Así, la empresa anuncia la firma de contratos de suministro de electricidad a 4 grupos industriales de los Países Bajos por un total de 62GWh.

Los niveles de comercialización de Endesa en Europa alcanzaron los 4.017GWh en volumen de ventas en 2007, con la incorporación de los Países Bajos en su mercado de actuación, la empresa pretende ampliar dicho volumen, así como los servicios globales de suministro a clientes en Europa.

La interconexión Portugal-España-Francia tiene hoy una cita de relevancia con la reunión de trabajo que mantendrán en Madrid, representantes del Ministerio de Industria, presidentes de la redes de alta tensión y de los reguladores de cada país, con delegados de la Unión Europea.

Por la parte española estarán Maite Costa por parte de la CNE, y Luis Atienza por parte de REE.
En dicha reunión se tratará de adelantar posturas en la líneas básicas para conseguir que el Sur de la Península Ibérica deje de ser una isla energética, y que los tres países consigan desarrollar la interconexión eléctrica y gasista necesaria para la creación del MIBEL y del MIBGAS, y conseguir así que, tanto España como Portugal, estén conectados con el resto de Europa, al mismo nivel que el resto de los mercados internos europeos.

El objetivo es la elaboración de un Plan de Actuación para que, tanto la interconexión gasista como eléctrica entre los tres países, sea una realidad para 2011. De dicha reunión debería salir el borrador con las necesidades de las redes y la propuesta de un trazado para la interconexión.

Con el fin de elaborar un reglamento que regularice los suministros de energía y facilite su adaptación a los futuros aumentos de carga racionalmente previsibles, el Consejo de Ministros ha aprobado el nuevo Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión (más de un kilovoltio) y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT 01 a 09.

El nuevo texto, constituye la regulación completa de las líneas aéreas de alta tensión, desde el punto de vista técnico, de seguridad y administrativo, dado que el anterior Reglamento de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión de 1968, contenía únicamente prescripciones técnicas.

El anterior Reglamento se refería solamente a las líneas aéreas de alta tensión ejecutadas con cables desnudos, por lo que es necesario regular las líneas de alta tensión destinadas a ser enterradas o protegidas mediante aislamiento de los conductores, y que no estaban recogidas. Por estos motivos se ha procedido a la revisión del Reglamento que, a diferencia del anterior, no sólo contiene disposiciones técnicas, sino también disposiciones administrativas generales.

El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio elaborará de una Guía Técnica para la aplicación práctica del Reglamento y de sus Instrucciones Técnicas Complementarias.

Este Real Decreto entrará en vigor a los seis meses de su publicación en el BOE. No obstante, lo dispuesto en el Reglamento será de obligado cumplimiento para las instalaciones contempladas en su ámbito de aplicación, a partir de los dos años de la fecha de su publicación en el BOE (hasta entonces seguirá vigente el Reglamento de 1968). Sin embargo, se podrá aplicar voluntariamente desde la fecha de entrada en vigor del Real Decreto que ahora se aprueba.

Bajo el compromiso de mejorar la calidad del suministro eléctrico a los consumidores y evitar que se produzcan fallos en el sistema, el Consejo de Ministros ha aprobado un Real Decreto que regula la actividad de distribución de energía eléctrica.

El nuevo modelo, permitirá que las inversiones en las redes de distribución se canalicen a aquellas zonas que más lo requieran, al mismo tiempo que, también por primera vez, se introducen incentivos para las empresas en función de la calidad del suministro y de la reducción de pérdidas. Además con esta nueva regulación se pretende dar una seguridad regulatoria a los programas de inversión de las empresas del sector.
El Real Decreto, por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica, fija la retribución de manera individualizada, por lo que ahora, cada una de las empresas verá modificada su retribución en función del crecimiento de la demanda de energía de su zona y no de la media del resto, canalizando así las inversiones a aquellas zonas que más lo requieren.

En la actualidad, la retribución de la distribución de energía eléctrica depende de un régimen provisional creado en 1998 (Real Decreto 2819/1998), que ha permanecido inalterable desde aquella fecha. Dicho régimen adolece de importantes deficiencias derivadas, en primer lugar, del hecho de que los incrementos anuales de la retribución de esta actividad se establecen a nivel global para todo el conjunto de empresas, sin considerar las especificidades propias de cada zona geográfica (en especial, las variaciones zonales de la demanda), lo que introduce desincentivos a la inversión en aquellas zonas en las que la demanda crece por encima de la media. Por otra parte, dicho régimen no tiene en cuenta incentivos a la mejora de la calidad de las instalaciones, ni a la reducción de pérdidas.

Los criterios para determinar la retribución de la actividad de distribución contenidos en el Real Decreto buscan incentivar la mejora de la eficacia de la gestión, la eficiencia económica y técnica y la calidad del suministro eléctrico.

- El modelo de retribución de la actividad de distribución se determinará atendiendo a periodos regulatorios de cuatro años de duración. Anualmente, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio establecerá la retribución de la actividad de distribución para cada distribuidor.

- El Real Decreto busca la objetividad en la retribución de la actividad, motivo por el cual se apoyará en el llamado “Modelo de Red de Referencia” (MRR). Se trata de un modelo informático que muestre el esquema teórico “ideal” de distribución en todo el Estado, tanto desde el punto de vista técnico, como económico. La CNE deberá disponer de este MRR en un plazo de seis meses.

- El incentivo a la calidad del servicio será asociado al grado de cumplimiento durante el año anterior de los objetivos para los índices de calidad del servicio. Por su parte, el incentivo a la reducción de pérdidas se calculará como la diferencia entre el valor de las pérdidas reales atribuibles a cada distribuidor y el valor de pérdidas objetivo de dicho distribuidor.

-Finalmente, los distribuidores estarán obligados a aportar información para permitir la adecuada supervisión y control de su actividad por parte de las autoridades regulatorias.

Asimismo, el nuevo Real Decreto ajusta las primas a las instalaciones de cogeneración, biomasa y residuos, cuya retribución, regulada en el Real Decreto 661/2007, había sido calculada teniendo en cuenta la cuantía correspondiente a la garantía de potencia, suprimida posteriormente por la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre. De esta manera, se compensa a estas instalaciones por la desaparición de aquel concepto retributivo.