Unesa pide «un gran pacto de Estado» que defina el camino hacia la transición energética y reducir la fiscalidad asumida

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Europa Press.- El presidente de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (Unesa), Eduardo Montes, ha pedido «un gran pacto de Estado» que defina el camino hacia la transición energética e insistió en pedir que la tarifa eléctrica recoja «exclusivamente» los costes del suministro eléctrico. Montes también pidió la eliminación de los impuestos a la generación, que producen «distorsiones», así como de los autonómicos de naturaleza pseudo-ambiental.

Además, el presidente de la patronal eléctrica señaló que también debe ser «muy importante» la contribución que el sector puede aportar a la elaboración de la actual normativa europea. En lo que se refiere al balance de 2016, Montes indicó que el consumo eléctrico creció en torno a un 0,6%, situándose en niveles de 2003 o 2004. No obstante, resaltó el saldo «netamente» importador por primera vez en 13 años.

Por su parte, el director general de la Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos (AOP), Alvaro Mazarrasa, calificó 2016 de un «buen año» para el sector, ya que la recuperación económica se reflejó en el consumo de productos petrolíferos. Así, indicó que las gasolinas repuntaron en 2016 por primera vez «en muchos años». De esta manera, el consumo se incrementó un 1,8% en 2016, con un crecimiento del 7% en los querosenos de aviación.

Mientras, el presidente-director general de Carbunión, Pedro Iglesia, calificó 2016 de un «annus horribilis» para el sector ya que, del carbón consumido en España, solo el 13% fue nacional, con un precio que cayó a mínimos históricos desde 2003. Sin embargo, Iglesia se mostró «moderadamente optimista para 2017» después de que en los últimos meses se registraran subidas del precio de importación del carbón y un repunte en la demanda.

Bruselas «seguirá de cerca» las investigaciones sobre la subida de la electricidad en enero por la ola de frío

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Europa Press.- La comisaria europea de Competencia, Margrethe Vestager, indicó que el Ejecutivo comunitario «seguirá de cerca» las investigaciones abiertas en España tras la fuerte subida del precio de la electricidad en enero «debido a la ola de frío que azotó Europa«. Vestager realiza estas consideraciones en respuesta a una pregunta del eurodiputado socialista Javier López, que deseaba conocer si la Comisión Europea tenía previsto investigar a los agentes por posibles prácticas anticompetitivas a la vista de la evolución de los precios mayoristas.

Vestager explica que «los precios de la energía en España y en otros Estados miembros aumentaron en enero de 2017 debido a la ola de frío que azotó Europa». «En los periodos de mayor demanda, los precios de la electricidad pueden incrementarse también como consecuencia de las fuerzas del mercado, con arreglo al principio de tarificación de la escasez«, señala.

En esos momentos, puede necesario explotar centrales con una estructura de costes «considerablemente más elevada que en los periodos de baja demanda», recuerda Vestager, antes de indicar que, en las primeras semanas de febrero de 2017, en que las temperaturas fueron más suaves, los precios disminuyeron. «Por lo tanto, el aumento de los precios no ha de ser necesariamente el resultado de una violación de las normas sobre competencia por parte de los productores de electricidad«, señala la comisaria europea.

En todo caso, asegura que la cuestión de la subida de los precios en enero «ya está siendo investigada a nivel nacional, tanto por la Fiscalía del Tribunal Supremo como por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), autoridad nacional de la competencia y que regula el sector de la energía». «La CNMC no solo está investigando los precios récord de la electricidad en enero de 2017, sino, más en general, el aumento de los precios durante los últimos meses. Por lo tanto, conviene dejar que la investigación nacional siga su curso. Bruselas seguirá de cerca este asunto y cooperará con las autoridades nacionales cuando proceda», añade.

El Supremo admite a trámite los recursos de Gas Natural Fenosa contra los peajes de 2017 de electricidad y gas

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Europa Press.- El Tribunal Supremo admitió a trámite dos recursos de Gas Natural Fenosa en contra de las dos órdenes ministeriales del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital en la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2017 y la que revisa los peajes y cánones asociados al acceso a terceros a las instalaciones gasísticas para 2017.

En lo referido a la orden del gas, Energía recoge una congelación para 2017 de la parte regulada del recibo, de modo que el precio solo variará en función de la evolución del coste de la materia prima y los costes de comercialización. Energía considera que los peajes serán suficientes para cubrir los costes del sistema y que incluso podría generarse de forma adicional un superávit cuyo importe serviría para cubrir los déficit hasta 2014 y un déficit de 27 millones correspondiente a 2015. La memoria económica reconoce además un déficit de tarifa acumulado hasta 2014 de 1.025 millones de euros, que deberá pagarse anualmente hasta 2031 en anualidades de cerca de 80 millones. Esta deuda se financiará al 1,12%.

La termosolar reclama tener un cupo en la próxima subasta de renovables

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Europa Press.- El presidente de Protermosolar y de Estela, Luis Crespo, ha reclamado que el Gobierno asigne un cupo para las tecnologías renovables gestionables en la próxima subasta renovable. «La planificación de nueva capacidad renovable en España debe incluir, incuestionablemente, potencia gestionable, como la termosolar, que proporcione respaldo a las tecnologías fluyentes, como la eólica o la fotovoltaica», afirmó Crespo.

El presidente destacó que el precio del kilovatio hora (KWh) «no puede ser el único criterio que marque la planificación energética», ya que las centrales termosolares son hoy en día competitivas, «frente a la doble inversión que supondría centrales fluyentes respaldadas con nuevos ciclos combinados cuando concluya la vida operativa de los actuales». Crespo, que estimó que los costes de generación del kWh de las centrales termosolares con 6 horas de almacenamiento son bastante más baratos que los de las centrales fotovoltaicas, indicó que, incluso con la posición adoptada por el Gobierno de neutralidad tecnológica, las subastas deberían diferenciar entre renovables con y sin almacenamiento.

Para el presidente de Protermosolar, un sistema libre de emisiones «no puede conseguirse exclusivamente con renovables fluyentes», por lo que espera que las decisiones que se adopten para cumplir los objetivos de 2020 no estén basadas únicamente en el criterio del mínimo coste, sino en optimizar el valor de la nueva potencia para el sistema eléctrico en su conjunto y para el relanzamiento industrial nacional.

En este sentido, subrayó que los posibles apoyos a la termosolar se comienzan a pagar 3-4 años después de la aprobación de las centrales, mientras que los impactos macroeconómicos positivos empiezan de inmediato. «La contribución al PIB y al empleo serán otras razones adicionales que muevan a los responsables energéticos de los países soleados a apoyar su implantación», concluyó Crespo.

El FADE emite otros 130 millones de euros para refinanciar deuda eléctrica con un coste del 0,125%

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Europa Press.- El Fondo de Amortización del Déficit Eléctrico (FADE) lanzó su segunda emisión de bonos y obligaciones del año con el objeto de refinanciar 130 millones de euros de la deuda eléctrica a un coste del 0,125%. Según consta a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), los bonos vencen en marzo de 2020 y tienen un valor nominal unitario de 100.000 euros.

Estas refinanciaciones se realizan con el objeto de mejorar las condiciones de devolución de la deuda eléctrica generada tras sucesivos años de déficit de tarifa. La deuda eléctrica, que los consumidores de luz pagan a través del recibo, llegó a superar los 28.000 millones de euros. Para el ejercicio 2017, los peajes de electricidad recogen el pago de una anualidad de 2.852 millones de euros. El FADE es un instrumento creado por el Gobierno en 2010 para la titulización en los mercados crediticios de la deuda eléctrica, que había sido financiada mayoritariamente hasta ese momento por las principales compañías eléctricas.

Según cálculos del FADE incluidos en su auditoría de 2015, el tipo de interés de la deuda eléctrica colocada en los mercados a través de este instrumento ascendía a cierre de 2015 al 4,53%. Este tipo de interés se situó 2,4 décimas por debajo del 4,77% registrado en 2014 y un punto por debajo del 5,56% de 2013. De los 24.189 millones de euros de deuda eléctrica cedidos al fondo, había 19.832 millones pendientes de cobro a finales de 2015.

La CNMC calcula que la deuda pendiente del sistema eléctrico se situaba en 25.056 millones de euros a cierre de 2015, frente a los 26.946 millones un año antes. El FADE ha titulizado cerca del 80% de la deuda eléctrica, a un coste medio más elevado que el resto de las fórmulas de financiación ensayadas. La opción más barata fue la utilizada en 2005, en la que el tipo de interés apenas ascendió al 0,089%. Para 2016, el Gobierno espera que se genere un superávit por valor de 110 millones.

El Gobierno escuchará las propuestas de los diferentes partidos políticos antes de tomar su decisión sobre Garoña

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Europa Press.- El Gobierno está dispuesto a escuchar la posición de los distintos grupo políticos acerca de la central nuclear de Santa María de Garoña antes de tomar su decisión sobre la reapertura de esta instalación, para lo que dispone de un plazo de seis meses desde la publicación del informe del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), según fuentes del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital.

Energía considera que en el caso de Garoña se plantea el debate de establecer si la decisión ha de restringirse al caso particular de la central y tener un contenido técnico o si debe contemplarse de forma más amplia y tener en cuenta las posiciones políticas. «Garoña es el primer peldaño de un debate en el que se debe ver si se tomará una decisión singular, central a central, o general», indican las fuentes, antes de considerar que la resolución la ha de emitir un Gobierno en minoría y que «no es bueno» tomar decisiones sobre política energética que no tengan continuidad en el tiempo.

En todo caso, desde Energía niegan que el Gobierno quiera usar el posible cierre de Garoña como moneda de cambio para lograr el apoyo del PNV a los Presupuestos del Estado y se muestran expectantes ante la posible presentación por parte del PSOE de una proposición de ley sobre el cierre de la central. Una ley sobre un caso único, advierten, no se puede realizar.

En el caso de Garoña, ven «interesante ver las alegaciones para encuadrar el debate» acerca del futuro del parque nuclear español. La posición del Ejecutivo al respecto pasa por defender la importancia de todas las tecnologías del mix y parte de la premisa de que cerrar las nucleares puede encarecer un 25% la electricidad. Para Energía, Garoña será el «telonero» de las decisiones sobre la continuidad de las nucleares, que se podrían plantear en la actual legislatura, indican las fuentes. La decisión sobre la renovación de la licencia de Almaraz ha de tomarse en 2020.

Acogen asegura que el sector acometerá las inversiones «que hagan que el Gobierno confíe en la cogeneración»

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Europa Press.- El presidente de la Asociación Española de Cogeneración (Acogen), Antonio Pérez Palacio, asegura que el sector va a presentar soluciones y a acometer inversiones que hagan «que el Gobierno confíe en la cogeneración». Pérez señala que mejorarán la eficiencia energética de 2.500 megavatios (MW) de cogeneración en funcionamiento y, posteriormente, considera que hasta 2030 se podrán añadir 1.800 MW de nuevas cogeneraciones, mayoritariamente en el sector terciario, que serán fundamentales para cumplir los objetivos nacionales de eficiencia energética.

Así, consideró que sería razonable desarrollar el 50% del potencial económico identificado hasta 2030, que supone implantar unos 250 MW adicionales de nueva cogeneración en la industria, y 1.550 MW de nueva cogeneración en el sector terciario. Además, Pérez insistió en que la cogeneración habla de soluciones con una fórmula «sencilla y factible» que propicia más eficiencia, menores emisiones y mayores ahorros. Pérez destacó que la cogeneración es un indicador del compromiso para lograr, con un marco propio, «mayores metas para que el país sigan contando con un aliado fiable con aportaciones tangibles a la reindustrialización, la eficiencia energética y la acción por el clima«.

La factura de la luz se encareció un 19,17% en febrero

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Europa Press.- Un consumidor doméstico medio pagó 64,15 euros en su factura de la luz de febrero, por lo que esta factura se incrementó en un 19,17% respecto a los 53,83 euros de febrero de 2016, lo que supuso una subida en el recibo eléctrico de 10,32 euros, según los datos obtenidos para la tarifa regulada Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC) con el simulador de la factura de la luz que ofrece en su web la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Para el cálculo de estos datos se ha utilizado el consumidor medio que suele emplear el Ministerio de Energía: un consumo de 3.900 kilovatios hora (kWh) anuales y una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW). De los 64,15 euros abonados en los 28 días de enero del 2017, 13,89 euros se corresponden al término fijo de potencia contratada. Del resto de la factura de enero, 36,55 euros obedecen al consumo, 2,58 euros al impuesto eléctrico y 11,13 euros al Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA).

Sube respecto al año pasado

El recibo eléctrico refleja así el incremento que experimentó el mercado mayorista (pool) este mes, con unos precios que han elevado la tarifa regulada de electricidad, con 12 millones de consumidores. Para el resto de consumidores de electricidad, 13 millones que están en el mercado libre, esta evolución del mercado mayorista no tiene un reflejo tan directo en sus recibos, ya que tienen contratos con un precio fijado para un periodo, habitualmente, de un año.

Sin embargo, la factura de la luz de febrero bajó un 12,93% respecto al mes anterior, enero, dado que el coste diario de la electricidad fue de 2,29 euros en febrero de 2017 respecto a los 2,63 euros de enero de 2017. Se trata del primer descenso en la factura de la luz entre meses consecutivos desde mayo de 2016, después de haber encadenado nueve meses consecutivos de alzas. En esta comparación se utilizan los costes diarios para evitar el efecto de la diferente duración diaria de los distintos meses.

Los sobrecostes del mercado eléctrico bajaron en enero, en plena escalada de precios del pool

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Europa Press.- Los sobrecostes del mercado mayorista de electricidad, que se añaden al pool y que acaban constituyendo la referencia final para calcular el término de energía que pagan los consumidores, se redujeron en enero, en plena escalada de precios. El precio medio del pool en enero fue de 71,49 euros por megavatio hora (MWh), si bien el precio medio final se elevó hasta 81,4 euros una vez incorporados los distintos sobrecostes, según indica el Grupo Ase.

La referencia final más que duplica las de enero de 2016 debido a los altos precios del pool, en el que coincidieron aspectos como la baja hidraulicidad y eolicidad, así como la mayor demanda y el encarecimiento del gas. Sin embargo, indica el Grupo, los sobrecostes adicionales se redujeron un 9,6% con respecto a enero del año anterior, lo que mitigó, aunque sea sensiblemente, el fuerte encarecimiento del recibo sufrido en enero por los consumidores.

Estos sobrecostes incluyen los costes de la interrumpibilidad, de los pagos por capacidad y de los conocidos como servicios de ajuste. En total, ascendieron a 7,9 euros, de los que 1,9 euros corresponden a la interrumpibilidad, 3,1 euros a los pagos por capacidad, 1,2 euros a los procesos del operador del sistema y 1,7 euros a las restricciones técnicas. El servicio de interrumpibilidad corresponde al importe que se paga a las grandes industrias por modular su consumo en función de las exigencias del sistema eléctrico. Desde hace dos años, se incorpora como coste de mercado.

Los pagos por capacidad, con los que se incentiva la disponibilidad de centrales térmicas para garantizar la gestión del sistema, fueron en enero 1,5 euros por MWh más caros que la media debido a efectos estacionales. Los servicios de ajuste del sistema contemplan actividades como la solución de restricciones técnicas, los servicios complementarios o la gestión de desvíos, según explica Red Eléctrica de España (REE). Las restricciones técnicas tienen como objetivo resolver problemas de gestión del sistema mediante la limitación y modificación de los programas de producción y de consumo.

El sistema eléctrico evoluciona 542 millones de euros mejor de lo previsto a falta de dos revisiones de 2016

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Europa Press.– El sistema eléctrico registró un déficit de tarifa provisional de 1.506 millones de euros en la duodécima liquidación de 2016 elaborada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), lo que, a falta de las últimas liquidaciones, arroja una evolución 542 millones de euros mejor a la prevista.

El escenario de costes e ingresos del regulador contempla para el conjunto del ejercicio un leve superávit, de apenas 24 millones de euros, que, de consolidarse la evolución actual, podría ser significativamente superior. El Ministerio de Energía previó en el borrador de la última orden ministerial de revisión de peajes eléctricos un superávit de cerca de 100 millones para 2016.

El déficit de tarifa provisional de 2016, que se produce porque los ingresos vía peajes son aún insuficientes para cubrir los costes regulados reconocidos, fue inferior a lo previsto gracias entre otras cosas a un incremento de la demanda del 0,9%, superior al valor promedio de años anteriores. El mayor consumo contribuyó a que los ingresos por peajes de acceso de consumidores ascendiesen a 12.887 millones de euros, un 0,7% por encima del promedio histórico.

Por contra, los costes regulados fueron 393,3 millones de euros inferiores a los previstos debido, principalmente, a los menores incentivos a la producción renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos, por importe de 313 millones, y a los menores pagos por capacidad, por 90,8 millones. De forma adicional, se produjo un desvío acumulado para la actividad de transporte de 54,4 millones de euros menos de coste, así como otro para la actividad de distribución de 93,6 millones más de coste.

El coeficiente de cobertura de la liquidación provisional 12/2016 se ha situado en un 89,43%, frente al 90,16% en la Liquidación 11/2016, debido a la falta de ingresos procedentes de los impuestos eléctricos. En cuanto a las renovables, la liquidación provisional a 6.395 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente. La cantidad a pagar a los productores en la Liquidación 12/2016 ascendió a 397,8 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente.

En cuanto al sistema gasista, registró un déficit de tarifa de 430 millones en la duodécima liquidación, un 37% más que los 312 millones registrados en 2015. El total de ingresos declarados por las empresas por facturación de tarifas, peajes y cánones ascendió a 2.526 millones de euros, un 0,4% menos que en el mismo periodo del 2015. La retribución total fija acreditada a las empresas ascendió a 2.762 millones de euros, un 0,2% superior a la del 2015. La demanda nacional de gas fue un 1,8% mayor en 2015.