El Consejo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en su sesión ordinaria de hoy jueves, ha tomado los siguientes acuerdos:

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1 Gabinete de Comunicación Madrid, 19 de febrero 2009 NOTA DE PRENSA El Consejo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en su sesión ordinaria de hoy jueves, ha tomado los siguientes acuerdos: 1. Aprobar la propuesta de revisión de los valores unitarios de referencia para los costes de inversión y de operación y mantenimiento de las instalaciones de transporte peninsular puestas en servicio a partir de 1 de enero de El presente Informe tiene por objeto cumplimentar el Mandato a la CNE establecido en la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 325/2008, de 29 de febrero, por el que se establece la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica para instalaciones puestas en servicio a partir del 1 de enero de Los valores unitarios de referencia se han determinado en consideración de la información y experiencias procedentes de agentes terceros (fabricantes de equipos, ingenierías, constructores, etc) ajenos a los sujetos regulados (empresas transportistas). Asimismo, la información procedente de las empresas transportistas también ha sido considerada durante el estudio. La propuesta va dirigida a las líneas de 400 kv y 220 kv y posiciones de subestación. Se hace una propuesta de costes unitarios de inversión, operación y mantenimiento. Se recomienda al Ministerio de Industria, 1

2 Turismo y Comercio -dado el carácter de monopolio del transportista, introducido por la Ley 12/2007- que establezca un factor de eficiencia a estos costes. La Comisión Nacional de Energía ha acordado que debería establecerse la obligación a las empresas transportistas de proceder a la contabilización de todos los costes relacionados con las mismas de manera claramente separada de los relativos al resto de instalaciones que conforman la red de transporte, con un desglose que abarque todas y cada una de las tipologías de instalaciones y con un detalle de conceptos de costes. 2. Aprobar el informe sobre la Propuesta de procedimiento de Operación de Sistema Metodología del cálculo del índice de cobertura anual. 3. Examinar los boletines semanales de futuros y OTC eléctricos, correspondientes a las semanas del 2 al 6 y del 9 al 13 de febrero. Semana del 2 al 6 de febrero: El 70,74% de la energía negociada durante la semana correspondió a negociación en subasta obligatoria y el 29,26%, en continuo. El 4 de febrero se subastaron en OMIP, por tercera vez, tanto el contrato trimestral con entrega en el segundo trimestre del 2009 (FTB Q2-09) como el contrato anual con entrega en el 2010 (FTB YR-10). Las cotizaciones en OMIP (a fecha de 6 de febrero del 2009) fueron inferiores a las registradas en los mercados de EEX y Powernext para todos los contratos. Durante el periodo de análisis, las cotizaciones de los contratos a plazo de los combustibles han experimentado una evolución heterogénea. Los precios a plazo del Brent y del carbón han experimentado ligeras subidas respecto a la semana anterior (en 2

3 torno al 0,7% y al 2%, respectivamente), mientras que los precios de los derechos de emisión de CO 2 y los del gas han experimentado descensos (en torno al 12% y al 7%, respectivamente). Semana del 9 al 13 de febrero: El 64,55% de la energía negociada durante la semana correspondió a negociación en subasta obligatoria y el 35,45%, en continuo. El 11 de febrero se subastaron en OMIP, por cuarta vez, tanto el contrato trimestral con entrega en el segundo trimestre del 2009 (FTB Q2-09) como el contrato anual con entrega en el 2010 (FTB YR-10). Las cotizaciones en OMIP (a fecha 13/02/09) fueron inferiores a las registradas en los mercados de EEX y Powernext para todos los contratos (excepto para el contrato mensual FTB M May-09). Respecto a la semana previa (a fecha 06/02/09), la cotización en OMIP del contrato trimestral FTB Q2-09 ha aumentado ligeramente (0,79 /MWh). Por el contrario, las cotizaciones en EEX y Powernext del contrato equivalente han disminuido. Durante el periodo de análisis, las cotizaciones de los contratos a plazo de todos los combustibles han descendido significativamente (descensos superiores al 8% en el caso de gas, al 3% en el caso del Brent y del carbón y al 13% en caso de los derechos de emisión de CO 2 ). 4. Examinar los boletines del mercado de la electricidad correspondientes a las semanas del 31 de enero al 6 de febrero y del 7 al 13 de febrero. Semana del 31 de enero al 6 de febrero: Por primera vez desde la creación del MIBEL se observa un precio medio semanal en el lado portugués inferior al del lado español, tanto en precio medio aritmético (40,12 /MWh en Portugal frente a 41,03 /MWh en España) como en precio medio ponderado (42,07 /MWh y 42,44 /MWh respectivamente). Durante esta semana se produce el precio mínimo histórico desde la entrada en vigor del funcionamiento del MIBEL, con 3

4 un precio de 5 /MWh que se produce en las horas 4ª, 5ª y 6ª del miércoles 4 de febrero, coincidiendo con una cobertura de la demanda con producción eólica entre el 27 y 29%. En cuanto al precio medio horario final para el conjunto de segmentos del mercado en el mes de enero, se observa una significativa reducción de precios, en especial en el mercado diario, con respecto a los meses anteriores. El precio final de demanda para todas las unidades de adquisición en el mes de enero ha sido de 55,42 /MWh, frente a los 62,51 /MWh de diciembre y los 68,98 /MWh en el conjunto del año El funcionamiento de los ciclos combinados se ha reducido un 25% en enero con respecto al mismo mes del año anterior, motivado por la reducción experimentada de la demanda de un 2,9% y por un incremento del régimen especial de un 16% y de la producción hidráulica de un 50%. Este menor funcionamiento de los ciclos es especialmente relevante al final del mes de enero. Semana del 7 al 13 de febrero: Por segunda semana consecutiva, se produce el precio mínimo histórico desde la entrada en vigor del funcionamiento del MIBEL, con un precio de 1 /MWh, en la hora 9ª del domingo 8 de febrero y en las horas 4ª y 5ª del lunes 9 de febrero, coincidiendo con una cobertura de la demanda con producción eólica de entre el 36% y el 40% para dichas horas. 5. Aprobar el informe sobre la consulta de ENAGAS, S.A., respecto de la solicitud de las comercializadoras de vincular la fecha de puesta en servicio del gasoducto MEDGAZ al inicio del devengo de los peajes. Sobre esta consulta, conforme a los antecedentes ya existentes, la CNE establece lo que debe ser la fecha de inicio del devengo del peaje para la Conexión Internacional con el gasoducto MEDGAZ, dando respuesta a la consulta mencionada. 4

5 6. Aprobar el informe sobre una consulta de ENAGAS sobre la petición de una comercializadora para traspasar parte de la capacidad de un contrato de regasificación desde la planta de Cartagena a la planta de Barcelona manteniendo invariables el resto de las condiciones del contrato. El informe indica las condiciones que conforme a la normativa han de cumplir las operaciones de traslado de capacidad de acceso de manera que puedan se extendibles de forma genérica a otras situaciones equivalentes que pudieran plantearse en el futuro. 7. Examinar el informe de supervisión de los abastecimientos de gas y la diversificación de suministro correspondiente a noviembre del Examinar el boletín de supervisión de la gestión técnica del sistema gasista correspondiente a diciembre del La demanda del mercado nacional cierra el año con un crecimiento del +9,9%, debido fundamentalmente al aumento de las entregas para generación eléctrica, que suponen un 32% más sobre el valor acumulado en el La demanda convencional se redujo en un 1,6 % como consecuencia del retroceso en el mercado industrial debido a la contracción económica. En cuanto a la gestión de entradas de gas en la red de gasoductos, en diciembre las entradas de gas en el sistema de transporte supusieron un 12,7 % menos de lo previsto. La cantidad de gas natural licuado (GNL) descargada por los buques metaneros en plantas de regasificación se situó en un valor un 8,3% inferior al de las previsiones. Por su parte, el nivel de producción de las plantas fue un 10,4% inferior a la previsión. Las entradas de gas a través de conexiones internacionales, yacimientos y almacenamientos subterráneos fueron un 18,1% inferior a las previstas. 5

6 En referencia a la gestión de salidas de gas, la demanda nacional representó un 13,9% menos de lo previsto. La demanda mensual fue inferior en un 13% al consumo del mes de diciembre del 2007, como consecuencia sobre todo de una disminución del 21,3% en el gas demandado por el sector eléctrico. La demanda del sector convencional fue un 8,5% inferior, debido al menor consumo industrial. De esta forma, en diciembre las entradas y salidas de gas de la red de gasoductos se encuentran ajustadas. Finalmente, al analizar el nivel de existencias en el sistema se observa que no se realizaron inyecciones de gas ni en los almacenamientos ni en yacimientos. El nivel de existencias de GNL en el sistema equivale a un 68% de la capacidad total de almacenamiento. La disminución del nivel de existencias de GNL a lo largo de diciembre supone un 7,6% menos que a finales del mes anterior, y las existencias de gas en la red de gasoductos aumentaron un 9,4%, alcanzando un valor de GWh el día 31. Los niveles de existencias este mes se tradujeron en una autonomía media de 31 días en relación a la demanda diaria. La ratio disminuye a 20 días si se considera la demanda punta, registrada el día 17 de diciembre del 2007 con GWh. Por otra parte, la autonomía media de las plantas de regasificación en diciembre fue de 11 días en relación a su producción real. 9. Examinar el informe trimestral de supervisión del mercado minorista de gas natural en España. El informe de supervisión del mercado minorista de gas correspondiente al cuarto trimestre del Incluye un resumen anual de la evolución del mercado del gas en el 2008, del cual se extraen los siguientes datos más significativos: 6

7 a. El año 2008 se cierra con una demanda de gas en torno a GWh (crecimiento del 10%) b. El número de clientes aumenta en (frente a en 2007), alcanzando la cifra de clientes de gas c. Todos los consumidores (salvo los de las Islas Baleares) se encuentran suministrados en el mercado libre. d. Los grupos con mayores ventas en el conjunto del mercado son Gas Natural (45,5%), Iberdrola (12,8%), Unión Fenosa (12,4%), Endesa (9,2%), Naturgas Energía (5,4%), Cepsa (4,3%), Shell (3,2%), Gaz de France Suez (2,3%), BBE (2,1%) y BP (1,1 %). e. Comparándolos con los valores registrados en el año 2007, se observa que en términos de ventas, han visto reducida su cuota Gas Natural (-5,1 puntos porcentuales), Unión Fenosa (-0,2 puntos porcentuales) y Gaz de France Suez (-0,1 puntos porcentuales). Han aumentado su cuota Iberdrola (1,3 puntos porcentuales), Endesa (0,8 puntos porcentuales), Shell (0,7 puntos porcentuales), BP (0,6 puntos porcentuales) y Cepsa (0,4 puntos porcentuales). f. También cabe destacar la presencia de nuevos agentes durante 2008: el Grupo EOn, Galp, EGL y Sonatrach, que en conjunto han sumado una cuota del 1,44% de las ventas totales de gas natural del mercado minorista. g. En relación con el número de clientes en el mercado liberalizado al final del cuarto trimestre, por grupos societarios, Gas Natural tiene consumidores (el 73,1%), seguido de Endesa con (12,4%), Naturgas Energía con (9,1%), Iberdrola con (2,7%) y Unión Fenosa con (1,5%). h. Endesa e Iberdrola son los grupos que han captado un mayor número de clientes en el cuarto trimestre del año 2008, casi

8 clientes el primero y el segundo, mientras que Gas Natural pierde unos clientes. 10. Aprobar el informe de supervisión micro correspondiente al área de Benavente (Zamora), caracterizado por la presencia de un elevado número de instalaciones destinadas principalmente al suministro de carburantes a vehículos pesados. Como es habitual en estos informes, se han identificado dentro de este entorno las estaciones de servicio que aplican los precios más altos y más bajos de cada producto y se ha realizado un análisis de competencia tanto intermarca como intramarca. En relación al nivel de competencia se ha observado que la diferencia promedio existente entre los precios diarios aplicados en aparato surtidor, antes de descuentos, es menor en el caso del gasóleo A que en el de la gasolina 95 y que los precios del gasóleo A presentan un elevado grado de alineamiento entre las distintas instalaciones. Finalmente, con ocasión del análisis de precios en este entorno se han detectado diversos indicios de incumplimiento de la obligación de remisión de información sobre precios de los carburantes comercializados en instalaciones de suministro, por lo que se ha acordado al respecto el inicio de tres diligencias previas y la incoación de tres procedimientos sancionadores que afectan, en total, a seis estaciones de servicio. 11. Aprobar el informe mensual de supervisión macro sobre la evolución de los precios de los carburantes de automoción en España en relación con las medias europeas correspondiente a diciembre de En este mes se registró una nueva disminución (quinta consecutiva) del PAI de la gasolina 95 y del gasóleo A tanto en España como en la UE-14 8

9 y UE-6, si bien los diferenciales de precios entre España y las medias europeas continuaron, con carácter general, en valores positivos. También disminuyó, consecuentemente, el PVP medio mensual de ambos productos. En cuanto a los márgenes brutos mensuales, en diciembre cayó el de la Gna. 95, tanto en España como en la UE-14, situándose en 14,83 y 14,09 c /lt respectivamente pero aumentó el del Go. A (17,34 y 17,62 c /lt). 12. Aprobar los informes de supervisión semanal del mercado de hidrocarburos correspondientes a las semanas del 2-6 de febrero y de 9-13 febrero de En ellos se efectúa el seguimiento de las principales variables del sector (cotizaciones de crudos y de productos, márgenes de refino y comercialización, actividad logística, mercados de fletes y variables económicas), así como los acontecimientos más relevantes del periodo. Cabe destacar en el boletín correspondiente a la semana del 2-6 febrero el ligero descenso del precio del crudo (-0,19%) ante la publicación de datos de desempleo en EE. UU. y el incremento de los niveles de inventarios por encima de lo previsto ( +7,2 MBbl vs. + 2,8 MBbl de consenso). En el boletín correspondiente a la semana del 9-13 de febrero destaca por el contrario un aumento del precio del crudo de más del 2,5% ante las expectativas de que el plan de estímulo de la economía americana podría reanimar el consumo. 9