Autor: energiaextremadura
Iberdrola invertirá 32.000 millones de euros entre 2018 y 2022, especialmente Redes y Renovables
Iberdrola invertirá 32.000 millones de euros durante el período 2018-2022, sentando las bases para un crecimiento sostenible en la próxima década. Más de un 90% del total se destinará a actividades reguladas o con contratos a largo plazo, de acuerdo con la estrategia del grupo de centrarse en negocios con retornos estables y predecibles.
Así, 15.500 millones de euros -cerca del 50% del total- se destinará a Redes, 11.500 millones de euros -un 37% de la inversión-, a Renovables y 2.800 millones de euros -un 9%-, a Generación y Clientes. El 4% restante -1.400 millones de euros- corresponderá a Generación Contratada.
Ignacio Galán, presidente del grupo, ha asegurado que “el plan es totalmente coherente con nuestra estrategia de los últimos años, al tiempo que aprovecha las oportunidades que brinda el nuevo entorno digital. En esencia, continúa centrando el crecimiento en oportunidades específicas de negocios regulados y con contratos a largo plazo, que ofrecen visibilidad de los ingresos, mantienen una cartera de proyectos diversificada geográficamente y permiten un mayor crecimiento más allá de ese marco temporal”.
Parte de las inversiones previstas -un 75%- está ya comprometida o prácticamente asegurada. Por divisas, un 38% se ejecutará en dólares, un 25% en euros, un 19% en libras esterlinas y un 18% en reales brasileños.
Gracias a estas inversiones, la compañía prevé incrementar su potencia renovable un 24% respecto al cierre de 2017, hasta los 36.200 megavatios (MW). También aumentará su capacidad de almacenamiento, que pasará de los 80 gigavatios hora (GWh) actuales a 100 GWh al final del periodo (+25%).
Por lo que respecta al negocio de Redes, la empresa experimentará un crecimiento del 38% en su base regulatoria de activos, alcanzando los 40.000 millones de euros respecto al pasado ejercicio, especialmente en Brasil y Estados Unidos.
Además, la capacidad de generación contratada aumentará hasta los 10.600 MW, un 82% más que la actual. En lo relativo al negocio comercial, el número de servicios a clientes crecerá en nueve millones, hasta alcanzar los 32 millones en 2022 (+40%).
Florentino Pérez venderá sus plantas termosolares extremeñas Extresol 1 y 2 al fondo canadiense Brookfield
Florentino Pérez, presidente de ACS, vende sus plantas termosolares en Extremadura. Aunque la operación no está cerrada totalmente, el fondo de inversiones canadiense Brookfield lanzará una OPA sobre el 100% de la empresa Saeta Yield, la compañía de renovables que comparten ACS y el fondo GIP. La compañía está valorara en más de 995 millones de euros.
En el mes de marzo de 2016, Saeta Yield cerró la compra de las dos termosolares de ACS en territorio extremeño, las de Extresol 2 y Extresol en el término de Badajoz capital, a la empresa Bow Power, la filial de renovables de ACS y Global Infraestructura Partners. La compra de las dos plantas termosolares se cerró en 119 millones de euros. Las dos plantas plantas termosolares extremeñas han tenido ingresos superiores a los 78 millones de euros anuales con un Ebitda de 53 millones de euros.
Brookfield ha lanzado una OPA tras firmar con ACS y GIP un «acuerdo irrevocable» de compraventa de las participaciones que tienen como socios destacados de la compañía a ambas, con un 24,21% y un 24,01%, respectivamente. Con este acuerdo, ACS prevé unos ingresos de 240 millones de euros según el precio propuesto por el fondo canadiense. La idea de Brookfield es sacar a Saeta Yield de la cotización de la Bolsa española.
El Ministerio de Industria abre la puerta a la subasta de centrales de ciclo combinado, de carbón y nucleares a terceros
La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha aprobado el Informe sobre el Proyecto de Real Decreto del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital (MINETAD) de cierre de centrales de producción de energía.
A través de este proyecto normativo, el Ministerio introduce nuevos criterios y un procedimiento de subasta, para evitar el cierre definitivo de centrales de generación eléctrica (ciclos combinados, centrales de carbón, nucleares, etc…).
En la actualidad, el artículo 53 de la Ley del Sector Eléctrico establece que las empresas eléctricas tienen que pedir autorización al Ministerio si quieren cerrar una central. Ese cierre está condicionado a que no ponga en peligro la seguridad del suministro eléctrico en España.
Sin embargo, el Real Decreto que plantea ahora el Ministerio añade criterios adicionales al de seguridad del suministro, como son que no afecte negativamente a los precios, a la competencia, al suministro de materias primas o a los objetivos de planificación.
Además, el Ministerio plantea que en el caso de que se deniegue la autorización al propietario de la central, éste podrá transferir la central a terceros o adherirse a un procedimiento de subasta reglado. Esta solución en última instancia podría llevar a que, si no hay interesados en la subasta, se adjudique a un tercero a cambio de una compensación.
En su informe, la CNMC considera que los nuevos criterios que plantea el Ministerio en su Proyecto de Real Decreto no están suficientemente desarrollados ni previstos en la normativa vigente. Además, le confieren un excesivo margen de discrecionalidad y estima que crean inseguridad jurídica para las nuevas inversiones, pudiendo resultar contraproducentes para la competencia en el sector eléctrico.
En cuanto al mecanismo de subasta que propone el Real Decreto, la CNMC considera que es muy complejo. Además, observa que la compensación a un tercero por mantener una central si la subasta queda desierta sería una ayuda de Estado conforme a la normativa de la Unión Europea, lo cual aconseja que se notifique previamente la propuesta a la Comisión Europea.
La CNMC recuerda que el sistema eléctrico español no presenta problemas de seguridad de suministro en el medio y largo plazo sino todo lo contrario. En el peor escenario (punta de demanda de 46.000 MW y baja generación), se podría prescindir sin riesgo de una parte significativa del parque de carbón existente.
La CNMC concluye que para evaluar el impacto del cierre de centrales en el sistema eléctrico es necesario revisar el marco normativo de forma global: metodología de seguridad de suministro, hibernación de centrales, mecanismo de pagos por capacidad, y el procedimiento de autorización de nuevas instalaciones.
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