El Resultado Neto acumulado del Grupo Cepsa durante los nueve primeros meses de 2014, eliminando los elementos no recurrentes y calculando la variación de inventarios a coste de reposición (Clean CCS), ha ascendido a 277 millones de euros, cifra un 6% inferior a la del mismo periodo de 2013. Estos datos responden a un contexto internacional en el que se ha producido una importante caída del precio del crudo durante el tercer trimestre, parcialmente compensada por la apreciación del dólar frente al euro y a la recuperación de los márgenes del refino asociados al menor precio medio del barril.

Aplicando las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), el Resultado Neto del periodo se ha situado en 121 millones de euros, frente a los 236 del mismo periodo de 2013, lastrados por el impacto en la valoración de inventarios derivado de la caída del precio del crudo.

En este tercer trimestre, los hitos más importantes de la Compañía han sido la puesta en producción del Pozo ‘Los Ángeles-IX’ en Perú; la joint-venture con Sinar Mas para la producción de alcoholes industriales en Indonesia; y el lanzamiento de un combustible marino con un mínimo contenido en azufre (0,1%), con el que el Grupo se adelanta a la nueva normativa MARPOL, de prevención de la contaminación, y que se aplicará en las zonas de Emisión Controlada de Azufre (ECAs) a partir de 2015.

Las inversiones durante el periodo han alcanzado los 2.624 millones de euros, en gran parte concentradas en las áreas de Exploración & Producción y Petroquímica.

Exploración y Producción

El Resultado Neto ajustado del área se ha reducido un 20%, frente al mismo periodo de 2013, situándose en 104 millones de euros. Esta disminución es consecuencia directa del precio decreciente del crudo durante el periodo, así como del mayor esfuerzo exploratorio realizado por Cepsa, cuyos frutos se verían reflejados en ejercicios posteriores.

Cepsa continúa desplegando su plan de desarrollo y expansión, destacando la actividad exploratoria en Tailandia y los buenos niveles de producción en Malasia, así como el inicio de la producción en el Pozo ‘Los Ángeles IX’ que Cepsa tiene en Perú, con un crudo ligero de 44º-45º API, de una calidad no hallada con anterioridad en este país.

Refino y Comercialización

El Resultado Neto ajustado se ha situado en 91 millones de euros, un 3% superior al del mismo periodo del año precedente. La fuerte caída de los precios de crudo ha propiciado una cierta recuperación de los márgenes del refino, caracterizados en este contexto por su alta volatilidad a lo largo del año.

La actividad de Comercialización ha tenido una aportación positiva gracias a la recuperación de la demanda nacional de combustibles de automoción, de un 1,2%. Continúa la expansión de tiendas Carrefour Express en las estaciones de servicio Cepsa, conforme al acuerdo alcanzado, suponiendo a cierre de este periodo la inauguración de cerca de 50 tiendas.

Petroquímica

El Resultado Neto ajustado en estos primeros nueve meses ha sido de 91 millones de euros, prácticamente igual al alcanzado en el mismo periodo de 2013.

El área sigue aprovechando la actividad y los márgenes del negocio de materias primas para el sector del poliéster (PIA) y de nuestra materia prima básica para la producción del surfactante más utilizado a nivel mundial en la elaboración de detergentes biodegradables líquidos y en polvo, LAB, en los mercados internacionales; así como del buen nivel de resultados de nuestra filial brasileña también dedicada a la fabricación de esta materia prima.

La caída en actividad y márgenes de nuestra línea de producción de Fenol y Acetona ha frenado esta recuperación debido a la fuerte competencia procedente de Asia.

Gas y Electricidad

El Resultado Neto ajustado se ha situado en 26 millones de euros, frente a los 15 del mismo periodo en 2013, lo que supone un incremento del 74%.

Esta mejoría se debe principalmente al incremento de la participación de Cepsa en el gasoducto Medgaz (42%), y al impulso en el área comercializadora, ya que el 90% de los resultados corresponde al área de Gas.

En cuanto al resultado del área Electricidad, ha ascendido a 2,5 millones, resultado mejor que el obtenido en el mismo periodo del ejercicio anterior debido a la aplicación del nuevo marco regulatorio.

Fuente: Cepsa.com.

Repsol alcanzó en los nueve primeros meses de 2014 un beneficio neto de 1.646 millones de euros, un 27,9% más que en el mismo periodo del ejercicio anterior. Estos resultados reflejan la buena marcha de los negocios de la compañía y la fortaleza financiera de Repsol.

El resultado neto, calculado en base a la valoración de los inventarios a coste de reposición (CCS) y una vez eliminados los resultados no recurrentes, ascendió a 1.337 millones de euros, cifra superior en un 9,6% a la de los primeros nueve meses de 2013.

Estos resultados son especialmente significativos porque se han producido en un entorno de caída de precios del crudo -en el último trimestre-, ralentización de la demanda mundial y menor producción en Libia.

En el área de refino, el último trimestre se ha caracterizado por cierta recuperación de los márgenes internacionales, que ha sido más significativa en el caso de Repsol por la modernización abordada en sus instalaciones durante los últimos años.

En el negocio de Upstream, la compañía ha obtenido un resultado de 585 millones de euros, en un periodo en el que ha continuado su exitosa campaña exploratoria. La producción media durante el año ascendió a 349.000 barriles equivalentes de petróleo al día, en la que se incluyen 27.900 barriles equivalentes de petróleo al día de nueva producción.

Entre los meses de enero y septiembre, Repsol incorporó nueva producción en Bolivia, Brasil, Perú, Rusia y Estados Unidos. Entre estas nuevas incorporaciones de producción destacan la del proyecto Kinteroni, en Perú y la de la primera fase del campo Sapìnhoá en Brasil.

Repsol ha incrementado durante el año un 21% sus inversiones en el área de Upstream, hasta alcanzar los 2.066 millones de euros. Gracias a ello, la compañía ha intensificado su actividad en exploración y producción a nivel internacional, con operaciones en Estados Unidos, Brasil, Rusia, Colombia, Angola, Trinidad y Tobago, Argelia, Rumanía y Noruega, entre otros.

En lo que va de año, Repsol ha realizado importantes descubrimientos de hidrocarburos, localizados en Brasil, Rusia y Estados Unidos, con lo que ha continuado su incorporación de recursos. En este sentido, destacan los dos decubrimientos realizados en Rusia este año. Los cálculos del Ministerio de Recursos Naturales y Ecología de la Federación Rusa apuntan a que los descubrimientos añadirían a Repsol unos 240 millones de barriles de recursos recuperables.

Por otro lado, tras el cierre del trimestre, Repsol ha realizado un importante descubrimiento en aguas ultraprofundas del Golfo de México estadounidense. Se trata del campo León donde se ha localizado una columna neta de más de 150 metros de hidrocarburos de buena calidad.

A este descubrimiento se suma un segundo pozo de evaluación en Buckskin, a 50 kilómetros de León, que también ha resultado positivo.

En el negocio de Downstream (Refino, Química, GLP, Márketing y Gas & Power), la calidad de los activos de la compañía y su posición estratégica han permitido aumentar en un 40% el resultado neto ajustado respecto al mismo periodo de 2013, hasta alcanzar los 642 millones de euros. La eficiencia de las refinerías de Repsol, junto con los actuales precios de crudo, se ha traducido en un mayor margen de refino, que aumentó un 20% en los nueve primeros meses del año hasta alcanzar los 3,6 dólares por barril.

Cabe destacar que prosigue la recuperación del negocio petroquímico en volúmenes y márgenes. En este sentido, el volumen de ventas de productos petroquímicos se ha incrementado un 11,3% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior.
Fortaleza financiera y deuda en niveles históricos

La capacidad de la compañía para generar ingresos le ha permitido compaginar las inversiones necesarias para el desarrollo de su actividad con una drástica reducción de su endeudamiento.

Las campañas desarrolladas en el área de exploración y producción junto a otras actividades de explotación han supuesto en los primeros nueve meses del año, un volumen de inversiones de 2.549 millones de euros, un 20,7 por ciento por encima del mismo período del pasado año.

Paralelamente, el grupo ha reducido su nivel de endeudamiento en un 72 por ciento hasta los 1.998 millones de euros.

Todo ello ha permitido a Repsol cerrar septiembre con un nivel de liquidez disponible de 10.448 millones de euros, suficiente para cubrir en 3,6 veces sus vencimientos de deuda a corto plazo.

En cuanto al Grupo Gas Natural Fenosa, el resultado neto ajustado en los nueve primeros meses del año ha ascendido a 374 millones de euros, un 4,2% superior al mismo período del año anterior, fundamentalmente por la plusvalía obtenida por la venta del negocio de telecomunicaciones y los mejores resultados de comercialización mayorista de gas.

La trayectoria ascendente en todos los negocios de la compañía, además del posicionamiento estratégico y la ejecución de sus proyectos de crecimiento, fueron premiados por la prestigiosa revista Petroleum Economist, que nombró a Repsol mejor energética del año y a Antonio Brufau mejor ejecutivo del año por su labor al frente de la compañía.

Fuente: Repsol.

Cepsa y Cosmo Oil, una de las principales empresas de refino y marketing de Japón, acaban de firmar un acuerdo para la creación de la compañía Cosmo Abu Dhabi Energy Exploration & Production Co. Ltd. Cepsa cuenta con el 20% del capital de la nueva firma y Cosmo Oil E&P con el 80% restante. Esta alianza supone la entrada de Cepsa en el área de exploración y producción de hidrocarburos en Abu Dhabi.

Juan Vera, Director de Operaciones de Cepsa e Isao Kusakabe, Presidente de Cosmo Oil E&P.

La nueva empresa participará en la operación de cuatro campos offshore de producción de crudo (Mubarraz, Umm Al Anbar, Newwat Al Ghalan y Hail), ubicados en aguas poco profundas al oeste de Abu Dhabi. Además, el acuerdo contempla la búsqueda de nuevas oportunidades en los Emiratos Árabes.

El acuerdo ha sido firmado hoy en Tokio por el Director de Operaciones de Cepsa, Juan Vera, y por el Presidente de Cosmo Oil E&P, Isao Kusakabe. La transacción, que está aún sujeta a la aprobación de las autoridades emiratíes, asciende a aproximadamente 200 millones de dólares.

En palabras de Juan Vera, “Para Cepsa, este es un hito histórico ya que cumple con el objetivo de abrirnos camino en una zona de alto potencial como es Abu Dhabi, con activos de calidad en producción. De hecho, los Emiratos Árabes, que cuentan con un riesgo de exposición bajo, están entre los diez países con más reservas y producción a nivel mundial. Por otro lado, esta alianza, que comporta importantes sinergias entre ambas compañías, refleja el firme compromiso de IPIC con sus activos y supone una gran oportunidad por la amplia experiencia de Cosmo como operador en Abu Dhabi”.

El abastecimiento de gas natural procedente de Argelia se situó en el 58,5% del total en el primer semestre del año, una tasa muy superior a la del 41% registrada en 2012 y a la del 51,4% en 2013.

El aumento semestral del aprovisionamiento de gas argelino se produce después de que, solo en el mes de junio, este tipo de origen alcanzase un peso del 68,5% sobre la matriz de abastecimiento, según se aprecia en el último informe de supervisión del mercado mayorista de gas de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

En los seis primeros meses del año, las importaciones de gas realizadas por España aumentaron un 3,3%, en un contexto de fuerte incremento de las llegadas de este hidrocarburo a través de los gasoductos con Argelia.

Durante el semestre, Qatar se convirtió en el segundo principal suministrador, con un 9,5%, frente al 7,6% de Noruega, el 4,3% de Francia, el 3,8% de Perú, el 3% de Trinidad y Tobago y el 2,8% de Nigeria.

En el caso de que la suma de los aprovisionamientos anuales de gas natural destinados al consumo nacional procedentes de un mismo país de origen sea superior al 50%, los comercializadores con una cuota superior al 7% de los aprovisionamientos anuales deben diversificar su cartera, de forma que su suministro proveniente del principal país suministrador al mercado nacional sea inferior a dicho porcentaje.

Según el Real Decreto 1766/2007, de 28 de diciembre, que fija en el 50% el límite de aprovisionamientos de gas procedentes de un mismo país y que modifica el decreto 1716/2004 de 23 de julio, Industria podrá desarrollar las condiciones para el cumplimiento de esta obligación atendiendo a la situación del mercado, pudiendo exceptuar de la obligación determinados tipos de transacciones.

En el caso del informe de la CNMC, los porcentajes con la matriz de abastecimiento no tienen en cuenta el gas que luego se exporta a otros países.

COSTE DEL GAS

Por otro lado, el informe muestra que el coste de compra del gas en frontera se situó en junio en 25,17 euros por megavatio hora (MWh), un 0,59% menos que en el mes anterior y un 12% menos que en el mismo mes del ejercicio anterior.

En todo caso, el coste del gas se mantiene un 79% por encima de los valores mínimos alcanzados en julio de 2009, según los datos que maneja la CNMC y que proceden de la información sobre aduanas ofrecida por la Agencia Tributaria.

Fuente: Agencias.

Gas Natural Fenosa ha creado la sociedad Global Power Generation, que aglutinará los activos y negocios de generación eléctrica internacional fuera de Europa del grupo, informó la energética.

El grupo presidido por Salvador Gabarró indicó que la creación de esta nueva sociedad está alineada con los objetivos de su plan estratégico y responde a su interés de acelerar y potenciar el crecimiento del negocio de generación a nivel internacional y valorar inversiones en nuevos mercados fuera de Europa, en los que se prevé que se concentren las necesidades de nueva generación en el futuro próximo.

Global Power Generation nace con 2.852 megavatios (MW) de capacidad de generación en operación, 284 MW en construcción y con una cartera de proyectos en desarrollo de 850 MW. Asimismo, contará con unos 800 profesionales vinculados a la actividad de generación internacional.

La nueva sociedad integra todos los activos de generación internacional del grupo en México (cuatro centrales de ciclo combinado y el parque eólico de Bii-Hioxo), Costa Rica (centrales hidráulicas de La Joya y Torito), Puerto Rico (ciclo combinado), República Dominicana (central térmica), Panamá (central hidráulica y central térmica), Kenia (central térmica) y Australia (proyectos eólicos en desarrollo).

La nueva sociedad será dirigida por Javier Fernández, en calidad de director general de la compañía. Fernández, hasta la fecha ejercía como director general de Generación del grupo.

Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), las necesidades de instalar nueva capacidad de generación hasta el año 2035 en Latinoamérica son de 248 GW y en Asia y Oceanía, de 2.688 GW.

Fuente: Gas Natural Fenosa.

La planta piloto power to gas (P2G) de E.ON situada en Falkenhagen, al este de Alemania, ha confirmado su gran rendimiento en su primer año de funcionamiento, inyectando más de dos millones de kWh de hidrógeno en la red de suministro de gas.

Imagen de la planta de Falkenhagen

«Falkenhagen nos ha proporcionado una valiosa experiencia que nos ayudará a per-feccionar múltiples aspectos de la tecnología de conversión de energía en gas, desde la forma de desarrollar el proceso de aprobaciones regulatorias para construir y operar plantas P2G, hasta la comercialización de su producción de hidrógeno. Tras un solo año, podemos decir que P2G tiene un gran potencial. Vemos incluso oportunidades a corto plazo para aplicaciones comerciales en áreas como la movilidad», ha declarado Ingo Luge, CEO en Alemania de E.ON.

La planta de Falkenhagen utiliza electricidad de origen renovable para alimentar equipos de electrolisis que transforman el agua en hidrógeno. Éste a su vez se inyecta en el sistema de distribución de gas natural. Con una capacidad de dos megavatios, puede producir hasta 360 metros cúbicos de hidrógeno por hora. La energía almacenada se convierte en parte del suministro de gas natural y se puede utilizar para calefacción, aplicaciones industriales, para áreas como la movilidad, y en la generación de energía. E.ON proporciona parte de su producción de hidrógeno en Falkenhagen a su socio en el proyecto, Swissgas AG, y también lo ofrece a sus clientes resi-denciales a través de su producto “E.ON WindGas”.

E.ON está construyendo una segunda planta piloto P2G en Reitbrook, a las afueras de Hamburgo. El propósito de esta unidad, que entrará en funcionamiento en 2015, es optimizar el proceso de transformación gracias a equipos de electrólisis más compactos y eficientes.

Fuente: E.ON.

El resultado neto ajustado del grupo Cepsa durante el primer semestre del año alcanzó los 175,1 millones de euros. Un dato que supone un descenso del 12% con respecto al mismo periodo de 2013, lastrados por los márgenes de refino, que se han situado en mínimos históricos aunque la recuperación de la demanda nacional ha supuesto una mejoría en los resultados del área de comercialización, según un comunicado difundido por la compañía recientemente.

La actividad petroquímica ha mantenido un buen comportamiento, gracias a mayores ventas y mejores márgenes. Por lo tanto, el Resultado Neto del primer semestre de 2014, eliminando los elementos no recurrentes y calculando la variación de inventarios a coste de reposición (Clean CCS), ha ascendido a 175,1 millones de euros, cifra un 12% inferior a la del mismo periodo de 2013.

Esta disminución es consecuencia del deterioro de los márgenes de refino, motivado por el alto precio del crudo, el exceso de capacidad de refino en Europa y las exportaciones de gasóleo desde Estados Unidos y Rusia hacia el mercado comunitario, lo que ha conducido a márgenes en mínimos históricos durante el mes de junio.

Torre Cepsa, nueva sede de la compañía.

Por otro lado, la debilidad del dólar frente al euro ha afectado negativamente a las áreas de negocio de la Compañía..

En este contexto, aplicando las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), el Resultado Neto del periodo se ha situado en 105,9 millones de euros, frente a los 124 del primer semestre de 2013,

En este segundo trimestre, las actividades más destacadas incluyen la adquisición del 30% de un bloque exploratorio en Liberia; la puesta en marcha del acuerdo suscrito con Carrefour, para la expansión de sus tiendas “Express” en las estaciones de servicio de CEPSA o el convenio con Opel para el uso del autogás.

Otro hito alcanzado, ha sido el cambio de sede del Grupo a la Torre CEPSA, uno de los edificios más emblemáticos de Madrid. Este traslado representa la apuesta de la Compañía por una estrategia de expansión internacional y crecimiento sostenible.

Las inversiones del periodo han alcanzado los 2.318 millones de euros, en gran parte destinadas a la adquisición de nuevos activos en Exploración y Producción. Como resultado de las importantes inversiones realizadas, la deuda se ha situado en 2.898 millones de euros, con un ratio de endeudamiento sobre fondos propios del 31%.

Exploración y Producción

El Resultado Neto ajustado del área ha descendido un 6,6%, frente al primer semestre de 2013, situándose en 80,2 millones de euros. Este resultado es consecuencia del esfuerzo exploratorio que está llevando a cabo la Compañía.

El Grupo continúa desplegando su plan de desarrollo y expansión, representado por la adquisición de Coastal Energy en el primer trimestre, y del 30% de un bloque exploratorio en Liberia en el segundo trimestre.

Refino y Comercialización

El Resultado Neto ajustado se ha situado en 38,8 millones de euros, un 32,5% inferior al del mismo periodo del año anterior.

En Refino, la fuerte caída de los márgenes internacionales, especialmente de gasóleos y fuelóleos, ha sido uno de los motivos del descenso de resultados en esta área respecto al primer semestre de 2013.

La actividad de Comercialización ha tenido una aportación positiva gracias a la recuperación de la demanda interna, que ha afectado positivamente al consumo de combustibles para automoción.

Petroquímica

El Resultado Neto ajustado en este primer semestre ha sido de 64,9 millones de euros, un 2% superior al alcanzado en el primer semestre de 2013.

El área se ha beneficiado de un incremento en la actividad y los márgenes del negocio de materias primas para el sector del poliéster (PET, PIA y PTA), de la recuperación de parte de la demanda nacional de disolventes, así como los mejores márgenes de nuestra materia prima para detergentes, LAB, en los mercados internacionales.

La caída en actividad y márgenes de nuestra línea de producción de Fenol y Acetona, ha frenado esta recuperación debido a la fuerte competencia procedente de Asia.

Gas y Electricidad

El Resultado Neto ajustado se ha situado en 16,0 millones de euros, frente a los 12,9 del mismo periodo en 2013; un 24% de incremento.

Esta mejoría ha obedecido al impulso en la actividad en nuestro negocio de gas, tanto en el gasoducto Medgaz (42% CEPSA), como en el área comercializadora.

El área de Electricidad ha estado afectada por la parada de varias instalaciones, sin producción, por razones técnicas y económicas, como consecuencia del marco regulatorio.

Fuente: Cepsa.com

Enagás obtuvo un beneficio neto de 210 millones de euros en el primer semestre de 2014, en línea con los objetivos previstos. Esta cifra es un 3,9% superior a la registrada en el mismo periodo de 2013.

Sede central de Enagás.

En estos resultados todavía no tiene ningún efecto la reforma gasista aprobada por el Gobierno en el Real Decreto-ley 8/2014, de 4 de julio, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, en vigor desde su publicación en el BOE.

Al finalizar el primer semestre de 2014, Enagás contaba con una disponibilidad financiera de 2.475 millones de euros. La compañía cuenta con una sólida situación financiera, con un 63% de la deuda en los mercados de capitales y un 37% financiada con préstamos del Instituto de Crédito Oficial (ICO) y del Banco Europeo de Inversiones (BEI).

Adquisiciones internacionales
En el primer semestre del año, la compañía invirtió 419 millones de euros, un 17,5% más que en el mismo periodo de 2013. La adquisición del 22,38% de Transportadora de Gas del Perú (TgP), junto al resto de inversiones del periodo, ha permitido a Enagás cumplir en el semestre con el objetivo de inversión previsto para el ejercicio.

El pasado 30 de junio, el consorcio formado por Enagás (25%) y Odebrecht (75%) resultó adjudicatario del proyecto Gasoducto Sur Peruano. La operación, en línea con los criterios establecidos en la Actualización Estratégica 2013-2015, supondrá una inversión para Enagás de en torno a 250 millones de dólares durante la construcción.

Magnitudes físicas
La demanda total transportada por el Sistema Gasista español en el primer semestre se mantuvo en niveles similares a los del mismo periodo de 2013 y ascendió a 201.048 GWh.

La demanda de gas natural en tránsito por el Sistema (exportaciones, cargas de buques y tránsito a Portugal) creció un 72% con respecto al primer semestre de 2013, gracias principalmente al incremento de la carga de buques (+191%) y al aumento del tránsito a Portugal (19%).

Fuente: Enagás.

El consorcio formado por Enagás (25%) y Odebrecht (75%) ha resultado adjudicatario del proyecto del Gasoducto del Sur Peruano, licitado por el Gobierno de Perú.

La adjudicación contempla la construcción y posterior operación y mantenimiento de un gasoducto de 1.000 km de longitud, clave para la seguridad de suministro de Perú. El plazo previsto para su puesta en operación comercial es de 56 meses y la concesión es por 34 años.

Esta operación está en línea con los criterios establecidos en la Actualización Estratégica 2013-2015 de Enagás y encaja con el core business de la compañía y con los objetivos de rentabilidad y endeudamiento establecidos.

Durante la construcción, Enagás invertirá en este proyecto en torno a 250 millones de dólares. La financiación del proyecto será tipo Project Finance. Los contratos take or pay de la infraestructura permiten garantizar la estabilidad de los ingresos.

Odebrecht es una compañía brasileña, presente en Perú desde hace 35 años, líder en la construcción de importantes proyectos en el sector de las infraestructuras. Para Enagás, es un socio estratégico que ofrece capacidades complementarias a las de la compañía.

En el consorcio, Odebrecht aportará las capacidades técnicas constructivas necesarias en un país como Perú, mientras que Enagás, como operador calificado, aportará su extenso conocimiento y experiencia en la operación y mantenimiento de un sistema gasista complejo como es el caso del español.

Fuente: Enagás.

Andalucía es la segunda Comunidad Autónoma que más gas natural consume, el 14 por ciento del total nacional, detrás de Cataluña, con un 21 por ciento, según datos del Gestor Técnico del Sistema, Enagás.

Andalucía es, asimismo, la Comunidad que recibe el 77 por ciento del gas natural que entra en España por gaseoductos, a través de las conexiones de Tarifa y Medgaz (Almería). El proyecto Medgaz transporta gas natural directamente desde los yacimientos argelinos de Hassi R’Mel hasta la terminal de recepción andaluza, situada en la playa almeriense de El Perdigal.

Panel de control del sistema de Enagás.

El sector gasista lleva invertidos en Andalucía 660 millones en los últimos diez años. El gas, en la comunidad andaluza, llega a un total de 134 municipios a través de una red que supera los 6.000 kilómetros entre distribución y transporte. En cuanto a puntos de suministro, el sector alcanza los 432.000 en Andalucía.

Según datos del gestor técnico del sistema, Enagás, la planta regasificadora de Huelva, por su parte, recepciona y trata el 22 por ciento del gas que llega a España en estado líquido (GNL), a través de barcos metaneros. También es la primera regasificadora en cargas de cisterna y la segunda en recarga de buques.

La planta de Huelva es, de las seis existes en las costas españolas, la que tiene más actividad. En 2013 recibió 52 buques metaneros del total de 228 que suministraron a la Península. Se posiciona así como la principal entrada de GNL al sistema gasista español. El gas que se recibe en Huelva procede de siete orígenes diferentes: Nigeria, Argelia, Trinidad & Tobago, Qatar, Noruega, Bélgica y Perú.

Andalucía es, por tanto, puerta principal de entrada del gas que se consume en España. Antoni Peris, presidente de la patronal del gas (Sedigas), señala que «Andalucía es una Comunidad estratégica para la seguridad de suministro de gas natural en España. Su posición geográfica y sus infraestructuras la hacen pieza clave del sistema gasístico español».

EL GAS NATURAL Y EL SECTOR PRIMARIO EN ANDALUCÍA

El gas natural gana protagonismo en el sector primario andaluz, convirtiéndose en socio del desarrollo económico de la región. Según datos de la Agencia Andaluza de la Energía (AAE), el consumo de gas natural para el sector primario ha aumentado considerablemente y ha alcanzado una cuota de mercado del 18 por ciento del total de las energías.

El incremento registrado ha sido de 160,50 GWh durante el ejercicio anterior, a pesar del descenso generalizado de consumo energético a causa de la menor actividad económica. Por provincias, Huelva es la que consume más gas natural en el sector primario, alcanzando la cifra de 8.500 GWh. El sector primario onubense tiene extendido el uso del gas natural en sus explotaciones, sobre todo en la agricultura intensiva de invernaderos.

BENEFICIOS DEL GAS

El gas natural es la energía tradicional más limpia y respetuosa con el medio ambiente. Con las cifras de muertes por contaminación para España por parte de la UE superando las 16.000 anuales, el gas ayuda definitivamente a frenar la polución en las ciudades ya que usándolo como combustible para transporte, no emite partículas contaminantes, no emite derivados del azufre, reduce las emisiones de óxidos de nitrógeno y las emisiones de CO2. Si se compara con la biomasa o con el gasoil sus emisiones de CO2 son un 47 por ciento y un 39 por ciento inferiores.

Además de ventajas medioambientales, el gas natural tiene también ventajas económicas ya que es una energía competitiva para las empresas por suponer ahorros de casi el 50 por ciento en la factura energética respecto a otras fuentes de energías. Por ejemplo, una industria mediana en España, con un consumo de 2.000 MWh/año, ahorraría hasta un 48 por ciento al año en su factura energética respecto a otras energías.

Fuente: Agencias.

Para saber más: Web de Enagás.

Gráfico de demanda de gas, actualizado en tiempo real.