El consumo eléctrico de las grandes empresas cae en septiembre tras dos años de subidas consecutivas

Redacción / Agencias.- El consumo eléctrico bruto de las grandes empresas cayó en septiembre un 0,8% con respecto a septiembre de 2014, en lo que supone el primer descenso tras dos años consecutivos de subidas, según el Índice Red Eléctrica (IRE). Desglosado por sectores, el consumo industrial creció un 0,9% mientras el de los servicios bajó un 6,2%. Corregidos los efectos de la laboralidad y las temperaturas, el consumo cayó un 0,1%, con un descenso del 3% en servicios y una subida del 0,5% para la industria.

En los últimos doce meses (de octubre de 2014 a septiembre de 2015), la demanda bruta se incrementó un 2,1%, impulsada por la industria, cuyo consumo subió un 3%. La demanda del sector servicios bajó un 0,3%. Una vez corregidos los efectos del calendario laboral y las temperaturas, el consumo eléctrico de estas empresas aumentó un 1,7% en los últimos doce meses respecto al mismo periodo temporal del año anterior. Por sectores, el consumo de la industria ha ascendido un 2,9% y el de los servicios ha descendido un 1,8%.

Comparado con septiembre del 2014, de las cinco actividades con mayor consumo eléctrico, la demanda de la metalurgia creció un 1,7%, la industria química disminuyó un 7,4%, la fabricación de otros productos minerales no metálicos aumentó un 6,1%, la industria de la alimentación disminuyó un 2,6% y la del papel descendió un 1,3%. Asimismo, las actividades que más aportaron al crecimiento del consumo de las grandes empresas fueron: la metalurgia, con un aumento del 1,7%, la fabricación de otros productos minerales no metálicos (6,1%), la captación, depuración y distribución de agua  (10,9%), la agricultura, ganadería, caza y sus servicios relacionados (23,9%), y la fabricación de material y equipo eléctrico (8,4%).

Repsol afronta la caída del crudo con venta de activos y menos inversiones

EFE.- Repsol ha presentado hoy su hoja de ruta para los próximos cinco años, un periodo en el que prevé vender activos por 6.200 millones de euros, recortar las inversiones y ahorrar costes con el compromiso de mantener el dividendo y reducir deuda en un contexto de bajos precios del crudo.

El mercado esperaba conocer hoy cómo va a afrontar la petrolera los próximos cinco años tras la compra de la canadiense Talisman y con unos precios del petróleo que han castigado su cotización en los últimos meses y han puesto sus calificaciones crediticias en el punto de mira.

En este contexto, Repsol ha dibujado tres ejes de un plan estratégico, titulado «Valor y Resiliencia», con el que espera terminar el periodo con un resultado bruto de explotación (Ebitda) ajustado de 11.500 millones de euros, el doble que ahora, y una deuda en el entorno de los 8.000 millones de euros frente a los 14.000 actuales.

El primer eje pasa por esos 6.200 millones en desinversiones -3.100 millones hasta 2017 y otros 3.100 de 2018 a 2020- en activos no estratégicos y no vinculados directamente al precio del petróleo, de pequeña escala o alto coste. La cartera total de activos de Repsol suma unos 44.000 millones.

«Los activos en venta no tienen nombre ni apellidos», ha apuntado el consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, en la rueda de prensa de presentación del plan donde ha dado algunas «pistas»: miran «oportunidades» para la cartera que todavía mantienen de negocio de gas licuado del petróleo canalizado, no piensan en vender el butano ni el 30 % que mantienen en Gas Natural.

El segundo eje supondrá un recorte de las inversiones de alrededor del 40 % frente a los niveles de 2014, aunque en los cinco años se sumarán unos 23.000 millones de euros: 19.000 millones en inversión en exploración y producción (upstream) y 4.000 millones en el negocio de refino y marketing (downstream).

En cuanto a la producción, espera cerrar el periodo con una producción de entre 700.000 y 750.000 barriles equivalentes de petróleo/día, frente a los 900.000 barriles que producen actualmente.

En el tercer eje, reducción de costes y sinergias tras la compra de Talisman, la petrolera espera ahorrar 2.100 millones de euros anuales a partir del 2018.

En este punto, se recoge una reducción de plantilla del 6 % -unos 1.500 empleados- en tres años y que se realizará de «manera responsable».

Repsol, que ha diseñado todo el plan con un escenario «ácido», con el barril de crudo a 50 dólares hasta 2020, espera generar 10.000 millones de euros de caja para dividendos y deuda, cifra que se eleva a 20.000 millones en un escenario base con el crudo entre 65 dólares y 91,8 dólares.

Cualquier subida en la cotización del crudo, ha subrayado Imaz, generará unos recursos que se destinarán a «reducir deuda y mejorar la retribución a nuestros accionistas» siempre con ese compromiso de mantener al menos el dividendo actual de 1 euro por acción.

«Vamos a mostrar la fortaleza y la capacidad de Repsol para crear valor incluso en un escenario de precios bajos», ha subrayado Imaz, quién ha destacado que la petrolera es una empresa «que cumple sus compromisos».

Imaz ha defendido además la compra de la petrolera canadiense Talisman, que se hizo, como deben hacerse las inversiones, en un momento «contracíclico» y que ha permitido a la compañía convertir el riesgo en oportunidades de crecimiento y afrontar este nuevo plan con la flexibilidad necesaria para gestionar sus inversiones.

La CNMC cuestiona «la necesidad y proporcionalidad» del mecanismo propuesto por Industria para incentivar la quema de carbón nacional

Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) ha cuestionado el mecanismo propuesto por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo para incentivar la quema de carbón nacional en centrales eléctricas.

El nuevo procedimiento, notificado a finales de mayo a la CNMC, establece unos incentivos para la modernización medioambiental de las centrales eléctricas mediante un proceso de desnitrificación. La norma se presenta como una mejora en los pagos por capacidad que reciben estas instalaciones.

La CNMC cuestiona la propuesta desde la óptica de la «regulación económica eficiente y de la competencia», y advierte de que incluye varios elementos que podrían considerarse ayudas de Estado, por lo que el Gobierno debe informar previamente a la Comisión Europea.

El informe, cuyo contenido adelanta este martes ‘El Mundo’, considera además que algunos de los aspectos de la norma no están suficientemente justificados en cuanto a su necesidad y proporcionalidad ni pueden considerarse como mecanismos de capacidad ni ayudas medioambientales.

Si fueran mecanismos de capacidad, advierte, deberían orientarse a resolver un problema de cobertura de la demanda o de disponibilidad de potencia suficiente de carácter firme y flexible en el medio o largo plazo, lo que no se justifica en el proyecto. La CNMC entiende además que un mecanismo de capacidad no debería orientarse a garantizar la disponibilidad de un recurso estratégico como el carbón nacional. Ni siquiera el carácter medioambiental de las ayudas convence al regulador, ya que, a su juicio, los incentivos ‘verdes’ a unas centrales de carbón autóctono podrían desplazar a centrales más eficientes desde un punto de vista medioambiental, como son las de ciclos combinados de gas.

Estas ayudas, señala, deberían además adecuarse a lo establecido en las directrices de la Comisión Europea sobre ayudas estatales de protección del medio ambiente y energía para el periodo entre 2014 y 2020, que prohíben la discriminación entre tecnologías.

En su informe, la CNMC realiza otras consideraciones sobre la norma, entre ellas la de que solo se debería evocar por motivos de seguridad de suministro la capacidad del Gobierno para establecer procedimientos a favor del funcionamiento de centrales eléctricas con fuentes de combustión de energía primaria autóctonas hasta un límite del 15% de la cantidad total de energía primaria.

El mecanismo debería ser además compatible con el mercado de libre competencia en producción y evitar que se altere el precio de mercado. «Estas circunstancias deberían contar con una adecuada justificación por parte del Ministerio de Industria», indica.

El regulador también considera que el nuevo esquema de ayudas podría considerarse una extensión del anterior mecanismo de restricciones por garantía de suministro del año 2010, el conocido como ‘decreto del carbón’, de cuyo contenido «se concluyó que este sistema introducía graves distorsiones en el mercado eléctrico».

Junto a esto, considera que el mecanismo de capacidad podría contravenir directivas comunitarias acerca de la garantía de suministro o incluso una ayuda de Estado, por lo que recomienda que no se aplique su contenido hasta que haya respuesta de Bruselas al respecto.

Petrobras reduce en 11.000 millones de dólares la inversión para 2015-2016

EFE.- La petrolera estatal Petrobras, la mayor empresa de Brasil, anunció una reducción de 11.000 millones de dólares en el plan de inversión para 2015 y 2016 debido a los «nuevos niveles del precio del petróleo y a las tasas de cambio»La compañía, envuelta en un gigantesco escándalo de corrupción, también informó en un comunicado de que recortará 7.000 millones de dólares en los gastos operacionales previstos para dicho periodo.

La inversión de la petrolera este año será de 25.000 millones de dólares, frente a los 28.000 millones previstos inicialmente, mientras que para 2016 será recortada hasta los 19.000 millones de dólares, respecto a los 27.000 millones proyectados anteriormente. La petrolera anunció el pasado mes de junio una inversión de 130.300 millones de dólares para el periodo 2015-2019, un 37 % menos que lo calculado en las proyecciones anteriores (220.600 millones de dólares).

De acuerdo con la empresa, la reducción de la inversión para 2015-2016 busca «preservar los objetivos fundamentales de reducción del endeudamiento y generación de valor para los accionistas». La compañía también señaló en el comunicado que, como había informado anteriormente, el plan de negocios de la empresa «estaría sujeto a factores de riesgo», entre los que citó el precio del petróleo y la tasa de cambio.

El real brasileño acumula una depreciación de más del 45 % en lo que va de año, lastrado por las turbulencias políticas y económicas en Brasil, la incertidumbre en torno a la economía china y la expectativa por el alza de los intereses en Estados Unidos. Petrobras está actualmente en la mira de justicia, que investiga desde hace más de un año y medio una vasta red de corrupción enquistada en la empresa que, según sus propios cálculos, perdió en la última década unos 2.000 millones de dólares por esas prácticas.

Según las autoridades judiciales, empresas privadas, sobre todo del área de la construcción, obtenían contratos amañados con la estatal, inflaban sus precios y las diferencias eran distribuidas luego entre directores de la petrolera y políticos que facilitaban esas corruptelas.

Vilaseca: «España puede ser la puerta de entrada a Europa del gas de EEUU»

EFE.- El consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, ha destacado hoy que España, por sus siete plantas de regasificación, puede ser la puerta de entrada a Europa del gas natural licuado (GNL) que Estados Unidos empezará a producir a partir del año que viene.

Villaseca ha hecho esta reflexión durante la conferencia que ha impartido este mediodía en el marco del seminario internacional dedicado al gas natural y la seguridad energética en Europa, organizado en Barcelona por la Fundación Gas Natural Fenosa. El directivo ha asegurado que la Península Ibérica tiene actualmente una capacidad de regasificación de 70 bcm (miles de millones de metros cúbicos/año) y que las principales compañías energéticas españolas ya han pactado la adquisición de 13 bcm de GNL procedente de Estados Unidos, por lo que España sigue teniendo una amplia capacidad de regasificación disponible. De hecho, Villaseca ha asegurado que dichas plantas están funcionando solo a un 11% de su capacidad.

Sin embargo, Villaseca ha lamentado que España tenga aún la «barrera» que supone la falta de interconexiones gasistas con Francia, que hace que, hoy por hoy, y hasta que se complete la construcción del gasoducto Midcat, solo puedan pasar a Francia un máximo de 7 bcm de gas. Sin esa limitación, ha asegurado Vilaseca, España podría canalizar hacia todo el continente europeo el gas procedente de Norteamerica (EEUU y Canadá, básicamente, que llega cargado en metaneros), el del norte de África (de países como Argelia o Libia, principalmente) o bien el que llegará de países como Egipto o Israel.En lugar de ser una «isla energética», la Península Ibérica podría ser un «portaaviones» como vía de entrada de todo ese gas hacia Europa, lo que produciría que toda esa «diversificación» de proveedores de gas permitiría evitar al mismo tiempo la dependencia del gas ruso en Europa.

Por otra parte, Villaseca ha opinado que sería una «auténtica lástima»que Europa renunciara a aprovechar el potencial que puede tener en materia de shale gas o gas no convencional, dado que se estima que tiene reservas estimadas de 13.000 bcm. «No ignoramos los riesgos que puede tener el shale gas -también llamado gas de esquisto- si no se toman las necesarias precauciones, pero las ventajas desde el punto de vista de costes y de sostenibilidad económica son realmente muy importantes», ha apuntado, y ha recordado el descenso del precio del gas y de la electricidad en EEUU en comparación a Europa en los últimos años por la ‘revolución’ del shale gas.

El consejero delegado de Gas Natural Fenosa ha celebrado que la Comisión Europea tenga presente al mismo nivel la sostenibilidad medioambiental, la económica y la seguridad de suministro a la hora de planificar las infraestructuras energéticas. Además, Villaseca ha defendido el papel del gas en la rebaja de emisiones de CO2 respecto a otros combustibles convencionales, y no solo en la generación energética, sino también en la industria, el transporte y el sector residencial.

En el mismo contexto, el presidente de la patronal química Feique, Antón Valero, se ha mostrado confiado en que España pueda disponer algún día de una producción nacional de «shale gas», dado que se estima que tiene unas «buenas reservas» de gas no convencional «y no tiene sentido que las dejemos ahí», ha dicho. «El shale gas podría ser uno de los factores que podrían ayudar a bajar el precio del gas en España», ha opinado Valero, que ha confiado también en que las infraestructuras energéticas «se hagan rápido» en la UE.

Ha afirmado que la industria química nacional es competitiva y lo debe seguir siendo, ya que exporta la mayoría de su producción, para lo que los costes energéticos son clave por su uso intensivo en esta industria, y ha pedido que las interconexiones internacionales se hagan «rápido y eficientemente». Valero, ha criticado los plazos  «Cuando me ponen las cosas para 2020 o 2025 lo veo un poco largo. No me sirve»,  y ha insistido en su crítica de que en España hay una de las electricidades más caras de Europa, que es el principal mercado en el que compite. Respecto al gas, ha explicado que es fuente de energía y materia prima en el sector químico, y que incorporarlo a nuevos usos podría «hacer al clúster químico de Tarragona el más competitivo de Europa«.

La CNMC da el visto bueno para el cierre de un grupo térmico en la central de Compostilla

Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha informado favorablemente acerca de la solicitud de cierre de uno de los cuatro grupos de la central térmica de carbón de Compostilla (Cubillos del Sil, León), perteneciente a Endesa. Este grupo, el número dos, tiene una potencia de 148 megavatios (MW) y es el más antiguo de los cuatro que conforman actualmente la central, cuya potencia total asciende a 1.199 MW. Su puesta en servicio se produjo en 1965 y quema una mezcla de hulla y antracita de origen tanto nacional como de importación.

Esta decisión de la CNMC, que se produce como paso previo a la publicación en el BOE de una autorización del Ministerio de Industria para el cierre de la central, no impide que, como ya anunció Endesa, el resto del complejo de Compostilla pase junto a las centrales térmicas de carbón de As Pontes (A Coruña) y Andorra (Teruel) al conocido como Plan Nacional Transitorio, en el que no se limita la operación de las instalaciones a un número fijo de horas.

El cierre del grupo dos de Compostilla incluirá una vez se publique la autorización en el BOE un plazo de cuatro años para que Endesa proceda a su desmantelamiento. Tras el proceso, Compostilla habrá pasado de tener cinco grupos en origen a solo tres, ya que el grupo uno ya recibió en 2005 su autorización de cierre. Aparte de los 148 MW de este grupo dos, el complejo cuenta con un grupo tres acoplado en 1972 con 337 MW, de un grupo cuatro de 1981 con 358 MW y de un grupo cinco de 1985 de 355 MW.

Endesa había solicitado la autorización de cierre del grupo dos a las autoridades de Castilla y León el pasado 25 de febrero, así como al Ministerio de Industria el 10 de marzo. Hay que tener en cuenta, que este grupo térmico no es el único de España para el que se ha solicitado el cierre. Al margen de la decisión de las empresas sobre su continuidad, en la actualidad hay en vigor peticiones de cierre para los complejos de Foix, el grupo tres del ciclo combinado de Castellón (Iberdrola ha decidido no cerrarlo), el ciclo combinado de Tarragona de Viesgo, el grupo dos de Soto de Ribera y la central de Elcogás.

La decisión de Endesa de incluir a Compostilla en el Plan Nacional Transitorio significa que esta central renuncia a acogerse al conocido como plan de las 17.500 horas, por el que se restringe el funcionamiento de la central con vistas a su cierre antes de finales de 2023. Las centrales incluidas en el Plan Transitorio disponen de margen para decidir si invierten en su modernización medioambiental para poder funcionar conforme a la regulación comunitaria o si, por el contrario, no lo hacen, supuesto que les obligaría a cerrar en 2020.

Montes (Unesa) dice que la tarifa de la luz por horas permitirá ahorrar «si se usa bien»

Europa Press.- El presidente de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (Unesa), Eduardo Montes, ha asegurado que la nueva tarifa por horas de electricidad puede procurar ahorros «si se usa bien» y destacó como ventaja del nuevo mecanismo que los usuarios podrán ser «dueños de lo que consumen». «Si lo usamos bien, sí, pero hay que estar pendiente«, aseguró Montes, al ser preguntado acerca de si la nueva tarifa por horas puede ayudar a que los consumidores paguen menos.

El nuevo mecanismo «asimila» la facturación doméstica a la de los grandes consumidores, que reciben un precio distinto en función de la hora del día, señaló Montes, antes de recordar que los nuevos contadores ‘inteligentes’ tienen un coste de alquiler apenas 30 céntimos superior al actual.

El anterior sistema de revisión de tarifas mediante subastas «se basada en los precios futuros», mientras que en el nuevo se toma «el precio presente». «Todo tiene ventajas e inconvenientes. Una ventaja es que ahora el usuario puede decidir en cada momento lo que quiere hacer«, señaló.

Montes también dijo que tiene un contrato en el mercado libre de electricidad por su «forma de pensar», que le lleva a estar «totalmente a favor de la liberalización total del sector«.

Esta semana arranca la nueva factura eléctrica, con la que el precio de la luz cambiará cada hora

EFE.- Con octubre arranca el nuevo modelo de facturación horaria para todos los clientes acogidos al Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC) que dispongan de contador inteligente integrado y con el que, por ejemplo, poner la lavadora de madrugada o en fin de semana podría resultar más barato que a mediodía ya que los usuarios pagarán la electricidad al precio que cotiza en el momento de consumirla, un precio que cambia cada hora en función de diversos factores.

Actualmente hay unos 15 millones de consumidores acogidos al (PVPC), la única tarifa regulada por el Gobierno, aunque no todos ellos dispondrán de la facturación horaria a partir de octubre. Para que la facturación horaria sea posible, el usuario tiene que disponer de un contador inteligente efectivamente integrado, un aspecto que especifica la factura o del que puede informarse consultando a su distribuidora. Según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), a finales de 2014 el 43% de los clientes domésticos con una potencia contratada inferior a los 15 kilovatios (kW) contaba con contador inteligente, pero sólo el 36% de los equipos estaban integrados, es decir, que permiten este tipo de facturación.

Variación cada hora del precio

Así, la facturación horaria afectará desde octubre, reflejando los datos de consumo de septiembre, a los usuarios acogidos al PVPC con contador inteligente integrado y, progresivamente, se irá extendiendo al resto de consumidores a medida que se instalen los equipos, un plan que deberá culminarse a finales de 2018. Mientras tanto, a los clientes acogidos al PVPC, pero que no tengan este tipo de contadores, se les aplicará un precio calculado a través de las medias de todos los usuarios.

Los precios varían en función de muchos factores, como la demanda global o la meteorología, que influye en la producción renovable. Normalmente, la electricidad es más barata cuando hay poco consumo, de madrugada y los festivos, o cuando se registra viento y lluvia. En cualquier caso, dado que la mayor parte del recibo se corresponde con los costes fijos de la factura, los ahorros que se pueden obtener al mover el consumo de unas horas a otras son relativamente pequeños. Así, una gestión activa de la demanda podría suponer un ahorro máximo de unos 5 euros mensuales, según algunas fuentes, o de entre el 5% y el 10% de la factura, de acuerdo a otras.

Para gestionar su consumo, los usuarios pueden consultar los precios de la electricidad para cada hora del día siguiente en www.ree.es. Las compañías han puesto al servicio de sus clientes diversas iniciativas informativas, como páginas web y aplicaciones móviles. Los consumidores no acogidos al PVPC, es decir, con contratos en el mercado libre, no se verán afectados por este cambio normativo. Estos clientes del mercado libre podrán solicitar, si lo desean, su acceso al PVPC con cualquier comercializadora de referencia, siempre que su potencia contratada sea inferior a 10 kilovatios.

El sistema eléctrico registra a julio un desajuste 541,6 millones inferior al previsto

Europa Press.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son inferiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 1.921,5 millones de euros hasta julio, lo que supone un desajuste 541,6 millones de euros inferior al previsto para este periodo. Estas cifras aparecen recogidas en la séptima liquidación provisional del ejercicio elaborada por la CNMC, que señala que este dato significa que «el desajuste en el sector eléctrico evoluciona mejor de lo previsto«.

El coeficiente de cobertura se ha situado en el 83,99%, frente al 82,65% de la anterior liquidación, y se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación. En lo que respecta a la evolución de la demanda en consumo y de los ingresos, éstos se encuentran por encima de los valores esperados para la liquidación. De esta manera, la demanda en consumo (121.268 GWh) ha sido un 2,9% superior al valor promedio observado en años anteriores.

Mientras, los ingresos por peajes de acceso, que ascienden a 7.157,9 millones de euros, han resultado un 3,1% superiores al promedio histórico, con un total de 218,1 millones de euros más. Asimismo, los ingresos de peajes de generadores en esta liquidación han resultado 1,6 millones de euros superiores a los previstos por esta liquidación. Los ingresos registrados por aplicación del artículo 17 del RD 216/2014 han resultado un 29,2% superiores a los previstos en la orden IET/2444/2014.

En el lado de los costes regulados, fueron hasta julio 261,2 millones de euros inferiores a lo previsto, debido, principalmente, a unos pagos por capacidad 178,3 millones de euros por debajo del pronóstico y una retribución a renovables y cogeneración 114,1 millones de euros inferior. Los incentivos a estas tecnologías acumulados hasta julio ascienden a 3.956,71 millones de euros antes de impuestos. Una vez descontadas las cantidades correspondientes al ejercicio 2015 ya abonadas en las liquidaciones anteriores, la cantidad a pagar a cuenta a los productores asciende a 544,5 millones de euros antes de impuestos.

En el sector gasista, la séptima liquidación mensual arroja una desviación de la retribución total acreditada para el periodo de liquidación frente a los ingresos netos liquidables del sistema de 105,44 millones de euros en términos de caja. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, se tiene un índice de cobertura del 93,7% de la retribución acreditada. El total de ingresos declarados por las empresas gasistas por facturación de peajes, cánones y tarifas ascendió a 1.602 millones de euros, con un incremento del 1,7% respecto al mismo periodo del año anterior. En esta liquidación se obtienen unos ingresos netos liquidables de 1.562 millones de euros, lo que supone un aumento del 3,5% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior.

EDP ve al sector energético enfocado en «crecer fuera» sin pensar en movimientos internos

EFE / Europa Press.- El consejero delegado del grupo energético Energías de Portugal (EDP), Miguel Stilwell, considera que las empresas energéticas en España están «más enfocadas» en crecer en el exterior que «en pensar en movimientos internos» en el sector. Durante una conferencia en Bilbao sobre energía sostenible y competitiva, el ejecutivo se refirió a la situación del sector energético español, y cree que en él ha habido «mucha consolidación» en los últimos años y que en este momento «no ve» más movimientos, sino empresas más centradas en crecer «fuera».

Sobre el precio de la energía, de cuyo coste se quejan las empresas, el consejero delegado de EDP considera «un poco un mito» la estimación de que las renovables encarecen el precio de la energía a la industria, que, a su juicio, tiene «un precio bastante competitivo» en relación con otros países de Europa. Según argumentó, las renovables «bajan el coste de la energía para la industria», ya que «cuando se produce viento o sol esas tecnologías están produciendo energía a coste cero», argumentó. Por ello, el directivo de EDP apuesta por las energías renovables aunque también puntualizó que el mix energético tiene que estar «diversificado», pero con «menos carbón».

En esta línea Stilwell subrayó la apuesta de EDP por la «sostenibilidad de forma competitiva» en un contexto en el que «hay un efecto de cambio climático y, por eso, tiene que haber una consecuencia para toda la economía y para todo el sector». En este sentido, recordó que dos tercios de las emisiones son provocadas por el sector energético. De este modo, defendió la importancia de «apostar muchísimo» por la eficiencia energética, la «descarbonización» del sector eléctrico y la «electrificación» del consumo de energía. En cualquier caso, insistió en que «se puede producir bastante más» y, consecuentemente, «lo crítico es tener capacidad de almacenamiento».

Consciente de necesitar centrales de respaldo, Stilwell no se mostró partidario del cierre anticipado de las centrales nucleares y de carbón existentes: «lo construido ya está», afirmó. De hecho, según explicó, EDP ha realizado las inversiones medioambientales necesarias en sus centrales de carbón y aboga por mantener hasta «el final de su vida útil» estas infraestructuras, que, según auguró, serán después sustituidas por tecnologías más limpias como las relacionadas con el gas. Respecto al gas, también apostó por una «Unión Europea energética», que promueva «optimizar el sistema energético de los países que la integran», y subrayó que se podrían aprovechar «mejor» las infraestructuras disponibles en la Península como punto de entrada del gas en Europa.

Respecto a España, Stilwell destacó que la eliminación del déficit de tarifa, que se originaba porque los ingresos del sistema eléctrico no cubrían los costes regulados, y las perspectivas de crecimiento en el sector dibujan un escenario de más estabilidad, cuya importancia ha destacado para acometer actuaciones a largo plazo. El dirigente de EDP recordó que España tuvo «una posición de liderazgo» en la reducción de emisiones con instalación de renovables con importantes inversiones en energía eólica y solar, a su entender, «antes de tiempo» ya que, en la actualidad, «costaría un tercio de lo que costó en su día».

Esta situación, según indicó el ejecutivo, generó un déficit tarifario que se resolvió de manera «muy agresiva» ya que «se recortó en dos o tres años». Tras reconocer que es «discutible» si «no se podía haber hecho a lo largo del tiempo», explicó que en 2014 hubo ya un superávit, que seguramente se repetirá este año 2015, por lo que «empezamos a ver declaraciones de que hay espacio para reducir tarifas». «Hay que ver lo que pasa con los costes de la energía», puntualizó Stilwell.

Stilwell remarcó que el sector precisa de una «previsibilidad» de las políticas energéticas para tener «seguridad» sobre las inversiones que realiza. «España está en un punto que tiene un exceso de capacidad, pero habrá un punto, dentro cinco o diez años, cuando sea necesaria nueva capacidad y será muy importante discutir cuál es el mecanismo de inversión y de recuperación de la inversión», planteó. El consejero delegado de EDP, que subrayó que la eólica es «ya muy competitiva», explicó que la estrategia de su grupo está más enfocada en las renovables, con importantes inversiones en eólica e hídrica. EDP también continúa invirtiendo en gas natural al considerar que supone «una tecnología limpia y de futuro».

Stilwell consideró que la transición energética llevará a cambios estructurales con consumidores «como productores» de energía y nuevos productos y servicios. Apostó, en este sentido, por el coche eléctrico, «más confortable y eficiente» que el tradicional, y vaticinó que «llegará, aunque puede tardar un tiempo». También abordó la introducción de la comercialización de baterías y señaló que, actualmente, «las baterías no están en el punto, tecnológico ni económico, para ser útiles para los clientes«. No obstante, Stilwell auguró que «seguro» que los costes se reducirán y la eficiencia se incrementará «más rápido de lo que podemos pensar» y será «una tecnología más«, si bien precisó que «el cliente siempre va a tener necesidad de tener el respaldo de la red».