Gas Natural Fenosa negocia la venta del 20% de su negocio de distribución de gas natural en España | Compañías

Gas Natural Fenosa negocia la venta del 20% de su negocio de distribución de gas natural en España, sin que por el momento se haya tomado una decisión al respecto, según ha confirmado este martes ala Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). 

“Gas Natural Fenosa informa que está en fase de negociación de una operación consistente en la venta de una participación del 20% en la sociedad titular de los activos de distribución de gas natural en España, sin que a la fecha su consejo de administración haya tomado una decisión de venta”, ha indicado en un comunicado remitido al supervisor bursátil.

Según desveló ayer la agencia Bloomberg, tras citar fuentes familiarizadas con el asunto, el fondo de infraestructuras de Allianz SE se encuentra en conversaciones con la energética para adquirir una participación próxima al 20% que la gasista ha puesto en venta en su negocio de distribución.

A lo largo de los últimos meses, la compañía había reiterado que estaba analizando “todas la oportunidades” que se podían presentar para su red de distribución de gas, dentro de la revisión de su cartera de activos, aunque no había tomado ninguna decisión sobre una posible venta de una participación en este negocio.

No obstante, la pasada semana en una conferencia con analistas para presentar los resultados del primer semestre, el consejero delegado de la compañía, Rafael Villaseca, indicó que “en breve” se preveía tomar una decisión sobre este negocio. 

Esta operación sigue así los pasos de otras de este tipo cerradas en los últimos meses en el sector energético. Así, el pasado mes de marzo, EDP vendió Naturgas, su filial de distribución de gas en España, a un consorcio formado por Morgan Asset Management, Abu Dhabi Investment Council y Swiss Life Asset Managers por un valor de 2.591 millones de euros.

Además, el pasado mes de mayo los fondos de pensiones europeos USS y ATP alcanzaron un acuerdo para incrementar su participación en Redexis Gas, hasta alcanzar el 49,9%.

En España, Gas Natural Fenosa es responsable de una red de distribución de gas de más de 44.000 kilómetros y a la que están conectados más de 5,2 millones de consumidores.

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Gas Natural desmiente conversaciones con EDP para una fusión | Compañías

Gas Natural Fenosa desmintió ayer que haya realizado un acercamiento a la compañía energética portuguesa EDP de cara a una posible fusión, según fuentes oficiales. Rebatían así una información difundida por Reuters, según la cual la integración daría lugar a la cuarta compañía europea del sector por capitalización bursátil, con un valor de mercado cercano a 35.000 millones de euros. EDP declinó hacer comentarios.

Las negociaciones estarían todavía en la fase inicial y no hay certidumbre de que pueda alcanzarse un acuerdo, según Reuters, que alude a cuatro fuentes conocedoras del proceso. Esta información añade que los presidentes de ambas compañías, Isidro Fainé y Eduardo Mexia, han mantenido ya conversaciones.

De producirse, el acuerdo crearía un campeón ibérico que competiría con EDF, y se situaría cerca de los pesos pesados en el negocio peninsular Enel (Endesa) e Iberdrola. Ysupondría un paso más en la oleada de consolidación entre las grandes utilities europeas, que buscan ganar escala y dirigir sus fuentes de ingresos hacia las energías renovables, además de proteger sus beneficios ante el endurecimiento de la competencia y la reducción de los márgenes.

EDP tiene una fuerte posición en las energías renovables, mientras que Gas Natural permanece fuerte en las centrales de gas y de carbón. Ambas tienen amplia presencia en América: Gas Natural en Chile y México, y EDP en Brasil y EE UU. “La combinación es bastante atractiva para Gas Natural, que carece de capacidad de generación en Latinoamérica y en el área de renovables. Pero la clave del acuerdo es política”, dijo un accionista de referencia de una de las dos compañías.

No es la única especulación en torno a movimientos corporativos de Gas Natural Fenosa. En un informe titulado ‘Gas Natural. Un posible encaje con Endesa’, Intermoney Valores analiza una hipotética integración entre ambas diez años después del desembarco del grupo italiano Enel en el accionariado de Endesa. “Aunque Endesa forma parte del grupo italiano Enel, no sería descartable un cambio de estrategia después de la rentabilidad obtenida en los últimos años”, dice. Los expertos de Intermoney barajan un precio por Endesa de 25.000 millones de euros.

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Argelia busca vías de inversión entre Sonatrach y Cepsa | Compañías

El ministro de Energía, Alvaro Nadal, ha subrayado esta tarde en Argel las “formidables relaciones” entre Cepsa y Sonatrach, que son fundamentales “para definir la Carta de la Energía”. En un acto de celebración del 30 aniversario de la presencia de la petrolera española en Argelia, como informó ayer CincoDias, en la que también ha participado su homólogo argelino, Moustapha Gitouni, Nadal, ha destacado también el papel de Sonatrach en el sector de la energía, “una empresa muy importante también en España”.

Nadal ha devuelto así la visita que realizó a España hace tres semanas el anterior titular de Energía argelino, Noureddine Boutarfa, que ha sido nombrado hace unos días máximo responsable del grupo estatal Sonalgas.

Por su parte, Gitouni apeló a la “calidad de las relaciones” y apuntó a “nuevas inversiones en el futuro entre ambas empresas” y a “las perspectivas de colaboración”, especialmente tecnológica. El ministro argelino calificó a Cepsa como un “socio seguro y fiable”, que permite garantizar el suministro de energía en las mejores condiciones. Las relaciones entre ambas son todo un “un símbolo”.

Cepsa está celebrando estos días el 30 aniversario de su presencia en Argelia, país en el que ha iniciado una nueva etapa con la renovación del más antiguo de sus proyectos de exploración y producción en el país magrebí, el RKF, así como el más relevante de todos, el de Ourhoud, en la cuenca sahariana de Berkina, en el que tiene un 40% frente al 60% del grupo estatal argelino. Ambos proyectos se han ampliado tras el pacto alcanzado entre Cepsa y Sonatrach: el primero, por 25 años y el segundo hasta 2029 (la licencia termina en 2019, pero ya hay un acuerdo de prórroga). Cepsa, que cuenta en Argelia con una plantilla de 1.400 personas, explota con distintos socios otros tres proyectos petrolíferos: BMS (un 45%), con Sonatrach y Petronas; Rhourder er Rouni (49%), con Sonatrach y el de Timimoun (un 11%), que comparte también con la argelina y Total.

La petrolera española, propiedad de los fondos soberanos de Abu Dabi, IPIC y Mubadala, recién fusionados, comenzó la producción comercial de Ourhoud en 2002. En este campo, que cuenta con una producción de 40 millones de barriles al año (un 40% de Cepsa) los socios han invertido un total de 4.000 millones de dólares. Por su parte, en Argelia, país que supone casi un 70% del área de upstream de la petrolera que dirige Pedro Miró, esta ha invertido en estos 30 años casi 5.000 millones de dólares.

Por su parte, ha acumulado desde 2002 un volumen producción de 983 millones de barriles en Ourhoud, equivalente al consumo de carburantes en España en dos años. En este campo estrella del desierto del Sahara cuenta con unas reservas de 2.255 millones de barriles, de las cuales, 1.416 millones se consideran en estas momentos recuperables en 2047.

Cepsa, no obstante, prevé aumentar la producción recuperable hasta 1.416 millones de barriles gracias a un nuevo proyecto de gas de aporte (pozos WAG), que permitirá optimizar la producción.

Cada día, Cepsa produce en el mundo 100.000 barriles en sus distintos proyectos en España, América del Sur, Oriente Medio y Sudeste de Asia.

La compañía española es, asimismo, socio de Sonatrach en el gasoducto de Medgaz, que une Argelia con España, por Almería. Un tubo con una capacidad de transporte de entre 8 y 10 bcm (mil millones de metros cúbicos) de gas, en el que la estatal argelina tiene un 43%, Cepsa, un 42% y Gas Natural Fenosa un 15%.

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El mensaje de la eólica al Gobierno: subastas sí, pero con garantías | Compañías

El sector eólico encara la próxima subasta de renovables, que se realizará el 26 de julio, con poco entusiasmo, a pesar de haber arrasado en las dos primeras. Los promotores de parques no están conformes con el diseño de la licitación y dudan de que los megavatios adjudicados se vayan a instalar en tiempo y forma. Las compañías expresaron sus reparos durante el III Congreso Eólico Español celebrado el 20 y 21 de junio en Madrid.

“Ganar una subasta es muy fácil, pero es distinto a vender energía renovable durante 20 años”, expuso Rafael Mateo, principal ejecutivo de Acciona Energía, durante la mesa redonda dedicada a los desarrolladores de parques. “En diferentes mercados hemos visto actores que ganan los concursos y ni siquiera tienen la intención de empezar el proyecto, mucho menos terminarlo y operarlo, solo tratan de tomar posiciones especulativas. Por tanto, subastas sí, pero bien hechas”, remarcó.

España está subastando potencia renovable con incentivo para facilitar la transición de su economía hacia un modelo menos dependiente de los combustibles fósiles y cumplir los objetivos ambientales de la UE. Entre las dos que ha realizado hasta ahora lleva adjudicados 3.700 MW que, de cumplirse los plazos acordados, deberían de estar vertiéndose a la red a finales de 2019.

El 26 de julio se sacarán a concurso otros 3.000 MW, que deberán estar disponibles en el mismo plazo. Según los cálculos del Gobierno, la puesta en marcha de estos proyectos acercaría el consumo total de energía procedente de fuentes limpias al 20% al que España se ha comprometido con la UE en 2020. En 2015, último año del que se disponen estadísticas de Eurostat, esta cuota se situaba en el 16%.

Aunque el sistema de subasta se está popularizando en todo el mundo (al menos 67 países organizaron procesos de este tipo en la primera mitad de 2016, según los últimos datos de Irena, la agencia internacional de las energías renovables), el modelo usado por España presenta una serie de particularidades que no son del agrado de los operadores de parques.

El sector se queja de la complejidad del mecanismo español y su falta de garantías. A diferencia de la mayoría de países, donde la potencia se adjudica al postor que pide la subvención más baja por MWh producido, en España se concede al que pide el menor incentivo a la inversión (no gana el que ofrece producir más al menor precio, sino el que promete construir el parque más barato).

Además, en lugar de exigir ofertas para emplazamientos específicos –por ejemplo, un parque en una zona de Andalucía donde el viento alcanza una velocidad media de 6,76 metros por segundo durante 2.200 horas al año–, las bases obligan a los licitadores a elaborar sus propuestas tomando como referencia unas instalaciones tipo cuyos parámetros (inversión, horas de funcionamiento, costes de operación y mantenimiento, etc.) define el Gobierno y puede modificar cada tres años.

“No competimos por proyectos reales, sino por proyectos sintéticos. Es un sistema supercomplejo que no existe en ninguna otra parte del mundo”, afirmó Juan Virgilio Márquez, director general de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), organizadora del congreso.

Las cifras

23.000 MW de potencia eólica hay instalados en España. Con esta capacidad, el sector del viento cubrió el 19% de la demanda total de energía en 2016. La AEE propone aumentar esta potencia en 15.000 MW más hasta 2030.

3.700 MW se han adjudicado en las dos primeras subastas. A estos se sumarán otros 3.000 MW que se licitarán el 26 de julio. El volumen contrasta con los apenas 65 MW eólicos que se instalaron en los últimos tres años debido a la moratoria al cobro de primas.

Pero eso no es lo peor. A esa planta genérica, el Estado garantiza una rentabilidad del 7,5% para todo el periodo de vida útil de las turbinas (entre 20 y 25 años). El problema es que esta tasa depende de una fórmula (bono del Tesoro español a 10 años más 300 puntos básicos) revisable cada seis años, plazo que se cumplirá en diciembre de 2019, cuando el Gobierno tendría la intención de rebajarlo a la mitad.

“Si estamos compitiendo por un incentivo o una estabilidad a largo plazo, es importante que esta no se modifique a mitad de la partida”, señaló en la mesa redonda Xabier Viteri, director de renovables de Iberdrola. En ese sentido, precisó que el mejor modelo de subasta es aquel que reparte los riesgos, de tal forma que la empresa asuma los que sabe gestionar y se le aísle de aquellos que no son propios del negocio, como la inflación o los regulatorios.

Las promotoras de parques critican también que en España no se seleccione a las empresas que pueden presentar ofertas. “No cualquiera puede participar. Si realmente queremos que los proyectos se ejecuten en el periodo establecido, hay que calificar al que participa, técnica y financieramente”, apuntó Viteri.

A todo esto se suma el hecho de que el sistema es marginalista, es decir, que una vez cubierto el cupo de potencia licitada, la última oferta en casar con los requerimientos técnicos de las bases es la que marca el precio para todas las adjudicatarias. Los expertos mantienen que esto da pie a tácticas especulativas y resultados sorprendentes como los de la subasta anterior.

En ella, Forestalia, una firma zaragozana de la familia Samper, dueña de un importante grupo cárnico pero desconocida en el sector, ganó la mayoría de megavatios subastados (300 de 700 MW en enero de 2016 y 1.200 de 3.000 en mayo pasado), renunciando al 100% de las primas, lo que dejó en cero el incentivo para todas las demás ganadoras, entre las que en mayo se encontraban Enel Green Power, Gamesa y Gas Natural Fenosa.

General Electric
Instalación de una turbina eólica de General Electric en Holanda. La empresa suministrará los aerogeneradores a Forestalia, la principal ganadora de las dos subastas realizadas hasta ahora en España. GE

El Gobierno ha atribuido el resultado a la competitividad alcanzada por las renovables, lo que ahora les permite operar sin necesidad de ayudas, pero los detractores del sistema argumentan que estas aún son necesarias; de lo contrario, no tendría sentido pujar por un incentivo: bastaría con solicitar una conexión a Red Eléctrica y vender a precio de mercado.

Al margen de las deficiencias técnicas, las empresas reclaman celeridad en la tramitación de las licencias, ya que las autonomías tardan una media de siete años en autorizar el funcionamiento de un parque y en algunos casos hasta 10. Igualmente, piden la publicación de un calendario de subastas que les permita preparar con tiempo las ofertas y conseguir la financiación.

En cuanto a países en los que España debería fijarse como modelo de concurso, Márquez destacó Argentina, “referencia por la simplicidad de su subasta, que establece una tarifa fija para todo el periodo regulatorio, y por su planificación”. Y añadió que Alemania es otro ejemplo por su esquema de subastas diferenciadas por tecnologías. “Lo importante”, insistió, “es que sean sencillas, primen el proyecto que produzca más al menor precio y den visibilidad y perspectiva a los inversores”.

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Las compañías eléctricas, a la caza del cliente de la mano del ‘big data’ | Compañías

Mejorar la operativa del negocio y la relación con los clientes es hoy uno de los principales desafíos de las empresas, en un momento de cambio de la política energética, de los hábitos de consumo y de reivindicación medioambiental constante.

Para lograrlo, el sector se apoya en el análisis de enormes cantidades de datos que, una vez depurados, favorecen la toma de decisiones y la creación de nuevos productos y servicios que se adaptan a las necesidades del consumidor.

“Las compañías energéticas han sido las primeras en utilizar esta tecnología, al desplegar, al menos en gran parte de Europa, contadores inteligentes para registrar el consumo de sus clientes y así poder hacer un balance entre la oferta y la demanda”, señala Bruno Chao, director de recursos de la consultora Accenture en España, Portugal e Israel.

Accenture calcula que en 2019 las soluciones asociadas a esta tecnología moverán en el mundo 187.000 millones de dólares

Pero su aplicación se ha extendido a otras áreas: al mantenimiento de los equipos, tanto de producción como de distribución, o al estudio de la electricidad consumida por tiempo, zona geográfica o tipo de aparato, agrega. Y pese a adoptarla de forma temprana, hoy la industria financiera está por delante.

En general, su uso se enfoca en la mejora de la eficiencia y de los procesos internos para reducir costes, aunque para Chao el cambio fundamental reside en la gestión del usuario. “Se está convirtiendo en motor para una interacción eficaz entre el cliente y la compañía, desarrollando experiencias más personalizadas, nuevos productos y un mayor compromiso y vinculación”, recalca.

Esta consultora calcula que los ingresos mundiales por la venta de software, hardware, servicios de big data y negocios analíticos alcanzarán los 187.000 millones de dólares en 2019. En 2015 suponían 120.000 millones.

Los pros y los contras

 Ventajas. El uso y comprensión de los datos ayuda a las empresas a ahorrar costes y recursos, además del desarrollo de productos que demanda el mercado, así como la posibilidad de conocer su aceptación o rechazo en el público objetivo, creen en Accenture.

Desafíos. La digestión de ese ingente volumen de información es una de las principales dificultades a las que se enfrentan las compañías. La industria se pregunta cómo gobernarlos y sacar el máximo valor de ellos.

Repsol, por ejemplo, examina aquellos que emanan de los proyectos globales de exploración. “Se aplica para calcular la probabilidad de que haya petróleo en un lugar determinado, la perforación de pozos, la caracterización de los yacimientos petrolíferos, predecir su comportamiento, reducir la incertidumbre o mejorar la toma de decisiones respecto a un plan de desarrollo”, indican.

O conocer al detalle al usuario, tras desgranar los datos –cantidad no especificada por la compañía– de más de 700.000 transacciones en cerca de sus 3.500 estaciones. De ahí surge su aplicación Waylet, que propone ofertas según las preferencias de cada consumidor. La británica BP también implanta esta tecnología (su plataforma Argus) para “la toma decisiones críticas sobre pozos, reservas y terrenos”, con datos históricos y en tiempo real. 

Desde Gas Natural Fenosa apuntan que el big data afecta a todas las áreas de su compañía, desde la exploración hasta el servicio al cliente, pasando por generación, mercados, transporte, distribución, ventas y operaciones, entre otros. “La prevención de riesgos, detección avanzada de amenazas de seguridad, de incidencias en las redes de transmisión eléctrica que ocasionan faltas en el suministro o problemas por derivación de flujos, aplicando técnicas de aprendizaje automático de máquinas, y mantenimiento de los activos”, cita José María Boixeda, responsable de estrategia e innovación tecnológica de la empresa.

El ‘big data’ es un elemento clave para la diferenciación y la búsqueda de nuevas oportunidades de cara al futuro, dicen desde Iberdrola

Para Iberdrola, “la digitalización es una de las claves para encarar con garantías de éxito el futuro energético”, comentan fuentes de la compañía eléctrica. Así, en su división comercial evalúan en tiempo real, entre otros, las conversaciones entre los clientes y sus representantes del centro de atención telefónica, “lo que se conoce como speech analytics, para aumentar la calidad del servicio. “El big data es un elemento primordial para la diferenciación y la búsqueda de oportunidades, facilitando nuestros tres objetivos fundamentales: excelencia en la experiencia del cliente, ser líderes en eficiencia y una referencia en innovación”, añaden.

Además, los datos provenientes de los contadores y redes inteligentes se destinan a la gestión de activos, para dar seguimiento a los usuarios, crear ofertas automáticas personalizadas de las instalaciones solares, el mantenimiento predictivo de sus aerogeneradores, de las redes y optimizar la producción de electricidad.

Los datos mejoran procesos, la toma de decisiones y reduce los riesgos en los planes de explotación de pozos, indican en Repsol

“Somos capaces de asesorar e informar a nuestros clientes sobre cuáles son las opciones comerciales que más se adaptan a sus hábitos de consumo, fomentando el ahorro en el 100% de nuestra cartera y la eficiencia”, insisten en la empresa. Como los Planes a tu Medida, una línea de productos dirigida a usuarios del mercado libre y que permite adecuar la tarifa al estilo de vida de la persona. Iberdrola invertirá 8.000 millones de euros en digitalización hasta 2020.

Olga Núñez, directora de digitalización de Enagás, considera que el futuro de la industria estará marcado por cuatro grandes tendencias: la analítica de datos, la inteligencia artificial, el internet de las cosas y el uso de tecnologías ponibles. “Con enfoque en la ciberseguridad y plataformas de computación en la nube”, sugiere.

Y estos serán los ámbitos de trabajo de la compañía de transporte de gas, que incluyen, además, el incremento de la conectividad, el uso de modelos predictivos y sensores para la gestión operativa y el mantenimiento de sus activos. O para la eficacia laboral interna, el fomento de entornos colaborativos y del conocimiento. En este sentido, su proyecto Paperless (menos papel) sensibiliza sobre el uso responsable de los recursos.

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Gas Natural invertirá 200 millones en Galicia para desarrollar parques eólicos | Compañías

El consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, ha anunciad este viernes la inversión de 200 millones de euros en Galicia para desarrollar parques eólicos que sumarán una potencia total instalada de 200 MW.

La compañía consiguió un cupo relevante de potencia eólica en la reciente subasta de energías renovables impulsada por el Gobierno español, con el que acometerá la construcción de más de 200 megavatios eólicos.

Según la compañía, la construcción de dichos parques eólicos implicará la creación de 500 puestos de trabajo, directos e indirectos, en el horizonte temporal 2017-2019.

La inversión fue anunciada en el transcurso del acto institucional de conmemoración de los 50 años de la puesta en funcionamiento de la Central Hidráulica de Velle (Ourense), que fue presidido por el presidente de la Xunta de Galicia, Alberto Núñez Feijóo, y por el consejero delegado de Gas Natural.

Villaseca recordó el compromiso de la compañía con Galicia, donde ha invertido 1.000 millones de euros en los últimos cinco años.

El grupo energético dispone en Galicia de varios activos de generación convencional: 1.256 MW de gran hidráulica (26 centrales hidroeléctricas), 580 MW de carbón (Central Térmica de Meirama) y 397 MW en ciclos combinados (Central de Ciclo Combinado de Sabón). En el ámbito de las energías renovables, cuenta con 320 MW de generación eólica (13 parques en las cuatro provincias), 107 MW de minihidráulica (nueve centrales), 38 MW de cogeneración, 21 MW de cogeneración de gas natural, 2 MW de biogás y 50 MW de térmica de residuos sólidos.

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