La renovable Saeta Yield gana 13,7 millones de euros en el primer semestre del año, un 68,2% más

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Servimedia / EFE.- Saeta Yield, sociedad que aglutina los activos renovables de ACS, registró un beneficio neto de 13,7 millones de euros en el primer semestre de 2017, un 68,2% más que en 2016 (8,2 millones). Según comunicó a la CNMV, sus ingresos de explotación ascendieron a 157,3 millones, un 22,4% superiores a los del 2016. Por su parte, el beneficio bruto de explotación (Ebitda) fue de 109,9 millones, experimentando así una subida del 23,6%.

La sociedad explica que ingresos y Ebitda se vieron afectados de forma positiva por la adquisición de las plantas termosolares Extresol 2 y 3, cuya consolidación se produjo en marzo de 2016, y por el aumento del precio de la electricidad en el mercado mayorista español de electricidad en 2017 en un 70,2% respecto a 2016. Asimismo, en el pasado mayo Saeta Yield completó su primera compra de activos internacionales, con la adquisición de Carapé I y II, dos plantas eólicas en Uruguay con un total de 95 megavatios (MW).

En cuanto a la producción eléctrica, generó 835 gigavatios hora (GWh), un 8% menos que en los seis primeros meses del año pasado como consecuencia principalmente de dos efectos, un menor recurso eólico y la avería en las líneas de alta tensión en las plantas de Abuela Santa Ana y Santa Catalina tras una tormenta de nieve en enero. La deuda neta de la sociedad asciende a 1.317 millones al cierre del semestre, un 12,5% más que al finalizar 2016. El coste medio de la misma asciende a un 4,3%.

Saeta recuerda que su plan estratégico contempla la adquisición de activos en operación, fundamentalmente fuera de España, y añade que cuando concrete la compra de los de Lesternegia en Portugal dispondrá de una liquidez total de 150 millones para afrontar nuevas compras. Saeta Yield distribuye sus dividendos atendiendo a la evolución del flujo de caja de los activos operativos esperado para los próximos años. En el primer semestre, repartió entre sus accionistas aproximadamente 31 millones de euros, un 7% más.

Gas Natural Fenosa pide que la regulación española garantice una rentabilidad «adecuada» mientras recibe ofertas por su negocio en Italia

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EFE / Europa Press.- Un total de 8 ofertas no vinculantes se han presentado por los negocios de comercialización y distribución de Gas Natural Fenosa en Italia, sobre los que la compañía española ha encargado un análisispara decidir si continúa con ellos o los vende. Por otro lado, el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, indicó que debería ser objetivo de la regulación energética que las empresas que operan en España en el sector tengan una «adecuada rentabilidad» y seguridad jurídica.

Asimismo, Villaseca ha manifestado que «un bajo coste eléctrico debe ser un objetivo para todos». En este sentido, negó que España tenga la factura de la luz “más cara” de Europa y valoró que se haya conseguido el equilibrio al acabar con el déficit de tarifa que se arrastraba, pero indicó que se ha pasado de tener una de las energías «más baratas a contar con una más elevada». A este respecto, el directivo señaló que no ayuda que en el recibo más del 50% de los costes correspondan a decisiones de política industrial o ambiental y a cargas fiscales. «Si esas cargas desaparecieran volveríamos a tener la energía con uno de los precios más competitivos de Europa», apuntó Villaseca.

Por otro lado, Villaseca indicó que el sector se enfrenta a «grandes retos» como son la descarbonización por medio de la introducción de nuevas tecnologías verdes, pero de una manera eficiente y a un coste bajo. «Y eso no es fácil», incidió. Por ello, pidió, en presencia del ministro de Energía, Álvaro Nadal, una regulación «muy clara y definida» por parte de los Gobiernos para que se puedan afrontar las inversiones necesarias a largo plazo.

Finalmente, consideró necesario planificar la política de potencia de respaldo que tendrá que haber en el sistema eléctrico para garantizar el suministro ante el incremento de las energías renovables, que se caracterizan por ser intermitentes. En este sentido, Villaseca recordó que la mayoría de las fuentes de generación «están en pérdidas», por lo que pidió definir el mix energético, con el papel para cada fuente y la política de respaldo que se piensa aplicar. «Cómo se va a resolver el backup, no es nada fácil pero sí es urgente«, indicó.

Ofertas por su negocio italiano

Fuentes del mercado conocedoras del proceso confirmaron que 8 empresas han mostrado interés por la filial italiana de Gas Natural, tal y como ha publicado el diario El Economista. Las ofertas no vinculantes proceden de Italgas, Engie, 2iRete Gas, Verbund, Direct Energie, Optima Italia, Green Network y Shangai Dazhong, y oscilan entre los 500 millones y los 600 millones de euros. En febrero, Gas Natural Fenosa confirmó que había contratado al banco de inversión Rothschild para analizar distintas opciones estratégicas para sus activos de distribución y comercialización en Italia, entre las que figuraba una eventual venta, en el marco de los cambios en la regulación que se están produciendo en el sector energético del país.

El consejero delegado (CEO) de Italgas, Pablo Gallo, ya anunció el pasado 1 de septiembre que su compañía presentaría antes de octubre una oferta por los activos de distribución de la española Gas Natural Fenosa en Italia. Gas Natural Fenosa está presente en Italia desde 2002 y opera a través de sociedades separadas: la empresa de servicios Gas Natural Italia; Gas Natural Vendita Italia, que comercializa gas natural y electricidad; Nedgia, que gestiona la distribución de gas natural en el mercado regulado, y Gas Natural Rigassificazione Italia, que desarrolla una planta de regasificación en Trieste.

Teherán y Damasco firman varios acuerdos para reparar la red eléctrica de Siria

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EFE.– Irán y Siria han firmado una serie de acuerdos para reparar la red eléctrica del país árabe, muy afectada por los 6 años de guerra, y para construir una planta eléctrica. Los ministros iraní de Energía, Sattar Mahmudi, y sirio, Mohamed Zuhair Jarbutli, rubricaron en Teherán unos acuerdos con los que Irán asume un beneficioso papel centrado en la reconstrucción de Siria.

Los acuerdos, por valor de cientos de millones de euros, incluyen proyectos en las ciudades de Damasco y Alepo, y en las provincias de Latakia y Deir al Zur. Uno de los contratos estipula la construcción de una planta eléctrica en la provincia costera de Latakia con una capacidad de 540 megavatios. Además, compañías iraníes rehabilitarán el principal centro de control de la red eléctrica de Siria en Damasco y una planta eléctrica de 90 megavatios en Deir al Zur, donde el Ejército ha efectuado importantes avances frente a los terroristas del grupo Estado Islámico.

Empresas iraníes ya trabajan en una serie de proyectos de generación de electricidad en Siria por valor de 660 millones de dólares. El Ministerio de Energía subrayó que «el mensaje de Irán es restaurar la luz en las casas del pueblo sirio, mientras que los terroristas no han tenido otro mensaje que la oscuridad». Irán es uno de los principales aliados del régimen de Bachar al Asad, a cuyo Ejército ha apoyado durante la guerra con asesores militares y milicianos.

Energía somete a consulta pública hasta el día 15 el decreto que regula el cierre de centrales de generación eléctrica

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Europa Press.- El Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital está sometiendo a consulta pública previa el proyecto de real decreto por el que se regula el procedimiento de cierre de las instalaciones de generación eléctrica con el objetivo de recabar la opinión de las personas y entidades potencialmente afectadas por la norma. El plazo para presentación de escritos, que se abrió el 3 de agosto, finaliza el próximo 15 de septiembre.

En la consulta pública, el departamento que encabeza Álvaro Nadal plantea las siguientes cuestiones: si se considera oportuno mantener operativa una central por motivos de seguridad del suministro, cambio climático e impacto en el precio, y qué procedimiento debería seguirse en el supuesto que el titular solicite el cierre de una central que es necesaria para el sistema. Mediante el decreto se pretende abordar una serie de medidas que garanticen en todo momento la seguridad del suministro en el territorio nacional, de una forma sostenible y respetuosa con el medioambiente, y atendiendo en todo momento a los criterios de sostenibilidad económica y financiera del sistema.

Según recuerda Energía, la Ley del Sector Eléctrico establece que todos los consumidores tendrán derecho al acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica en los términos establecidos. En consecuencia, deben desarrollarse las medidas necesarias para garantizar el suministro de energía eléctrica cuando concurran una serie de supuestos, como el riesgo cierto para la prestación del suministro de energía eléctrica, situaciones de desabastecimiento de las fuentes de energía primaria, amenaza grave a las instalaciones, a la integridad de la red de transporte, a la distribución de energía eléctrica, así como en situaciones que impliquen una reducción sustancial de la disponibilidad de las instalaciones de producción, transporte o distribución del suministro.

España y los objetivos climáticos

A su vez, según resalta el Ministerio, resulta necesario tener en cuenta las proyecciones e impactos de cada tecnología en la generación eléctrica nacional, de cara a las obligaciones de planificación energética con la Unión Europea en el horizonte 2030 y 2050, para lograr el cumplimiento de los objetivos energéticos y de cambio climático que los Estados miembros han asumido tras el Acuerdo de París.

Al mismo tiempo, se debe ponderar el coste-beneficio que implicaría el cierre de una central y la posible apertura de una nueva central, «considerando el impacto sobre el precio de la energía para usuarios domésticos e industriales y sobre la competitividad de la economía española». En este contexto, por tanto, Energía considera necesario contar con las medidas regulatorias que aseguren que las decisiones de cierre de centrales «son coherentes con la planificación energética y, de esta manera, son compatibles con los objetivos en materia de seguridad del suministro, cambio climático y precio de la energía».

Con este decreto, el Gobierno pretende dotarse de los instrumentos adecuados para garantizar la continuidad de las centrales ante eventuales cierres y otras situaciones de contingencia. La regulación debe prever las medidas que deben implementarse a futuro. La norma tiene como finalidad regular el procedimiento de cierre de las instalaciones de producción de energía eléctrica. Para ello habrá de contemplarse las distintas fases del mismo, la documentación necesaria, los informes que habrán de recabarse en el procedimiento, así como las autoridades y la forma en que deben intervenir para garantizar los objetivos que se pretenden.

Según Energía, la finalidad que propugna la iniciativa ha de abordase necesariamente a través de una alternativa regulatoria, y recuerda que estos procedimientos se encuentran contemplados en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, y en el Real Decreto 1836/1999, de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento sobre instalaciones nucleares y radiactivas, que han de actualizarse.

La demanda de electricidad crece un 1,5% en agosto

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Europa Press.- La demanda estimada de energía eléctrica en la Península Ibérica ha alcanzado los 21.780 gigavatios hora (GWh) en agosto, lo que representa un incremento del 1,5% con respecto a la del mismo mes del año pasado, según Red Eléctrica de España (REE). El gestor de la red señaló que si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica aumenta un 1,6% con respecto a agosto del 2016.

En los primeros ocho meses del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 169.205 GWh, un 1,1% más que en el 2016. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica ha aumentado un 1,4%. Por tecnologías, la producción de origen eólico en agosto ha alcanzado los 3.275 GWh, un 9,1% inferior a la del 2016, y ha supuesto el 16,2% de la producción total, mientras que las fuentes de generación que más han aportado durante agosto han sido la nuclear (25,2%) y los ciclos combinados (17,4%). El carbón cubrió el 14,8%, la cogeneración el 10,5%, la hidráulica el 5,3%, la solar fotovoltaica el 4% y la solar térmica el 3,6%.

En lo que va de año, el 23,3% de la generación ha procedido de la nuclear, el 19,5% de la eólica, el 16,6% del carbón, el 11,9% de los ciclos combinados de gas, el 11,3% de la cogeneración, el 8,6% de la hidráulica y el 3,5% de la solar fotovoltaica. En el mes de agosto, con la información estimada a día de hoy, la generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 31% de la producción. Mientras, el 55,9% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten CO2.

El Gobierno de Canarias aspira a que la energía renovable represente un 45% de su mix de generación en 2025

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EFE.- El Gobierno de Canarias aspira a que en 2025 la producción de energía eléctrica de fuentes renovables sea el 45% del total, según el documento preliminar de la estrategia energética de 2015 a 2025 que elabora la Consejería de Economía. En 2015, la energía renovable representaba el 8% del total, de manera que la Consejería aspira a multiplicar esa cifra por 5 en 10 años.

La potencia instalada pasaría así de 350 megavatios en 2015 a 1.660,5 en 2025. La estrategia busca potenciar la instalación de tecnología de producción eléctrica de origen eólico terrestre, solar fotovoltaica y de biomasa. También se quiere promover el desarrollo de otras modalidades menos extendidas como la eólica marina, especialmente la situada en alta mar. En cuando a los vehículos eléctricos en Canarias, se trabajará para establecer una red de carga que garantice su movilidad y se promoverán normas que faciliten su viabilidad. El documento que define la estrategia es un punto de partida, porque se pretende que sea flexible y revisable de manera que se puedan reorientar las actuaciones para alcanzar los objetivos marcados.

La sequía y la falta de viento reducen un 24,5% la generación eléctrica renovable en lo que va de año

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Servimedia.- La generación eléctrica a través de energías renovables en España ha alcanzado los 54.076 gigavatios hora (GWh) en 2017, lo que supone una caída del 24,5% con respecto a 2016, que se explica en gran medida por la sequía y por el menor viento. Como consecuencia, según las estadísticas de Red Eléctrica de España, su aportación al mix energético se ha reducido en 11,6 puntos, pasando del 48% el año pasado al 36,4% este año.

La mayor caída la ha sufrido la producción hidráulica, que con 14.824 GWh se ha reducido un 51%. Su aportación ha bajado del 18,6% al 8,9%. Por su parte, la generación eólica ha alcanzado los 29.498 GWh, un 11,4% menos que hace un año. Su aportación ha descendido del 22,3% al 19,8%. El calor ha favorecido a la generación solar, ya que tanto la producción fotovoltaica como la termosolar han mejorado en lo que va de año. La primera acumula 5.158 GWh, un 4,5% más, y la segunda 3.617, un 6,7% más. De esta manera, su aportación conjunta al mix energético se ha incrementado tres décimas, del 5,6% al 5,9%, aportando la fotovoltaica un 3,5% y la termosolar un 2,4%.

Por otro lado, para cubrir el hueco dejado por la hidráulica y la eólica, las fuentes fósiles, el carbón y el gas, han aumentado de forma muy significativa su producción y su participación en el mix, pasando en el caso del carbón del 9,8% al 16,9%, y en el ciclo combinado, del 8,1% al 11,4%. Finalmente, la cogeneración también subió, generando el 11,2% del total, y la nuclear se mantuvo, con el 23,1%, lo que le sitúa como la tecnología con mayor aportación al mix..

El beneficio de las principales compañías eléctricas cayó un 6,1% en el primer semestre por el mayor precio del pool

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Servimedia.- El beneficio de las principales compañías eléctricas españolas alcanzó los 2.721 millones de euros en el primer semestre de 2017, lo que supone un descenso del 6,1% con respecto a los 2.898 millones obtenidos en los primeros meses de 2016.

En gran medida, esta caída del beneficio se explica por el alto precio de producción de la energía, especialmente durante el primer trimestre, coste que alcanzó máximos históricos durante el mes de enero, y que encarece lo que pagan estas empresas para adquirir la electricidad. De hecho, en el ecuador del ejercicio las grandes compañías eléctricas han logrado moderar sus caídas, ya que en marzo el descenso alcanzaba el 10,5%.

Iberdrola logró mejorar su beneficio un 4,2%, al registrar una ganancia de 1.518,4 millones de euros en el primer semestre, cuando en el primer trimestre bajaba un 4,7% pese al efecto extraordinario de la operación de fusión de Gamesa con Siemens, que aportó 250 millones. Por su parte, Gas Natural Fenosa obtuvo un beneficio neto de 550 millones de euros, un 14,7% menos. En su caso, las pérdidas fueron más acusadas que en el primer trimestre, ya que entonces el descenso fue del 9,4%. Sin embargo, la que más cayó fue Endesa, que registró un beneficio de 653 millones de euros, lo que supone una caída del 18%, menor eso sí que la sufrida hasta marzo, que era del 26%.

Endesa recorta un 18% su beneficio en el semestre, hasta 653 millones, por los altos precios en el mercado mayorista

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Redacción / Agencias.- Endesa obtuvo un beneficio neto de 653 millones de euros en el primer semestre del año, lo que supone un descenso del 18% respecto a los 796 millones ganados en el mismo periodo de 2016, según ha comunicado a la CNMV. El resultado de la energética se vio lastrado por el aumento de los costes en las compras de energía debido al alza de los precios mayoristas eléctricos en el periodo con respecto a los del primer semestre de 2016.

La elevada producción hidroeléctrica y eólica de los seis primeros meses de 2016 llevó a unos precios extraordinariamente bajos en el mercado mayorista, mientras que el mismo periodo de este año se ha caracterizado por una fuerte reducción de estas tecnologías por las condiciones meteorológicas, lo que ha conducido a un extraordinario uso de las plantas térmicas, con un impacto desfavorable sobre el negocio liberalizado. No obstante, el consejero delegado de la compañía, José Bogas, señaló que en el segundo trimestre «se ha mitigado ligeramente» este impacto de los elevados precios del mercado mayorista, gracias a la «significativa» mejora del negocio liberalizado, a la contención de los costes fijos y a la consolidación de la actividad de Enel Green Power.

Así, Bogas indicó que esta mejoría se irá consolidando en esta segunda mitad del ejercicio y se mostró «plenamente confiado» en que el grupo alcanzará los objetivos del año. Endesa tiene un objetivo para este año de beneficio neto de 1.400 millones de euros y de un resultado bruto de explotación (Ebitda) de 3.400 millones de euros. Endesa indicó que su nuevo plan de acción ya está contribuyendo a mejorar los resultados de 2017, si bien su efecto total «será visible en los próximos años».

Los ingresos de Endesa en el primer semestre alcanzaron los 10.004 millones de euros, un 8,7% más que en el primer semestre de 2016. Las ventas alcanzaron los 9.792 millones de euros, un 10,8% más. En cuanto a los gastos, éstos se incrementaron un 15,1%, hasta los 7.380 millones. Los costes de la compra de electricidad para ventas a clientes finales se dispararon un 32,6%, hasta los 2.566 millones, y los costes del consumo de combustibles en las centrales térmicas se incrementaron de manera significativa, un 70%, hasta 1.056 millones, lo que dio lugar a una reducción del margen bruto en un 7%, hasta situarlo en 2.624 millones de euros.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo presidido por Borja Prado en el primer semestre se situó en 1.605 millones de euros, un 14% menos que los 1.866 millones de un año antes, al reducirse el margen del negocio liberalizado por el aumento de costes derivado del mayor uso de las térmicas, los mayores impuestos sobre la generación, el encarecimiento del coste de los combustibles y el incremento de los costes medios de la compra de electricidad al aumentar en un 70,4% el precio en el mercado mayorista. No obstante, la caída del Ebitda se ha visto mitigada por la contribución de Enel Green Power España, la filial de renovables, que ha aportado 132 millones de euros de margen.

La deuda financiera neta de Endesa aumentó 676 millones de euros con respecto al cierre de 2016, hasta situarse en 5.614 millones de euros al 30 de junio. Las inversiones brutas se situaron en 392 millones de euros, un 19% menos, de los cuales 309 millones de euros correspondieron a inversiones materiales, 41 millones de euros a inversiones inmateriales y 42 millones a inversiones financieras.

Respecto al dividendo, la junta general de accionistas de Endesa celebrada en abril aprobó la distribución de un dividendo con cargo al resultado del ejercicio 2016 por un importe bruto de 1,333 euros por acción, lo que supone un total de 1.411 millones de euros. Este importe es igual al resultado neto consolidado de Endesa de 2016. Para este ejercicio, la compañía energética ratifica su objetivo de retribuir al accionista con un dividendo bruto por título mínimo de 1,32 euros.

En términos operativos, la producción eléctrica peninsular de Endesa fue de 29.601 gigavatios hora (GWh), un 20,8% más que en el primer semestre del año pasado, y las tecnologías nuclear y eólica representaron el 54,7% del mix de generación peninsular, frente al 72,8% que suponían en el primer semestre de 2016. La producción en los territorios no peninsulares ascendió a 6.263 GWh, un 5,5% más. Finalmente, Endesa encabezó las alzas del principal indicador de la Bolsa española, el Ibex 35, con un repunte del 3,52% hasta los 20,44 euros por acción a pesar del recorte en su beneficio. Durante la sesión, se compraron y vendieron 1,6 millones de títulos de la compañía por un valor de 33,05 millones de euros.

Energía advierte de que cualquier decisión en materia de energía nuclear condicionará el resto de la política energética

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EFE / Europa Press.- El secretario de Estado de Energía, Daniel Navia, ha advertido que cualquier decisión que se tome sobre la energía nuclear en España condicionará el resto de medidas de política energética que se adopten, dado su elevado peso en el suministro y a ser la única fuente estable que no emite CO2.

Navia se ha referido a las cuestiones fundamentales que tiene que abordar España a la hora de afrontar la transición energética, que se analizarán en la elaboración de la futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética. Ha indicado que hay que lograr una mayor eficiencia energética y asegura que también se analizará el papel de los combustible fósiles, pues aunque su consumo se irá reduciendo para llegar al objetivo de descarbonización fijado para 2050, hay que ver que cómo se irán sustituyendo en la fase de transición pues, según Navia, durante la misma «tienen un papel que jugar y jugarlo con las condiciones adecuadas».

Respecto a las renovables, ha indicado que no pueden decidir el ritmo al que se incorporarán pero que conviene tener el «mayor grado de ambición posible» en su incorporación, sin que eso afecte a la competitividad de la economía del país y habilitando mecanismos de mercado que permitan tener fuentes de suministro de respaldo para cuando no puedan producir, además de ejecutarse las interconexiones con Europa. También señaló que habrá que analizar qué papel se da a la energía nuclear, pues su peso en la demanda de energía global es elevado y es «la única fuente energética gestionable estable sin emisiones de CO2», por lo cual lo que se decida sobre ella condicionará el resto de medidas de política energética.

Navia reconoció que el sector energético sí que tiene fijados unos objetivos a largo plazo, en concreto para 2050, que le obligan a cambiar el paradigma con el que ha venido funcionando, en el que el crecimiento económico iba siempre ligado a un mayor consumo de energía, y ahora tendrá que ir a un modelo más complicado. «Ya no podemos seguir avanzando en consumo, hay que consumir menos y de manera más inteligente», agregó. Además, afirmó que la transición tecnológica en materia de energía ya no es controlable desde la política energética, que sólo puede orientar su desarrollo, pues ya se ha superado la fase en la que las nuevas tecnologías de generación de energía necesitaban apoyo público para implantarse.

Navia aseveró que España se encuentra en un buen momento para hacer su planificación energética para los próximos años, pues en materia de renovables está en condiciones de cumplir los objetivos que se marcó para 2020 de que el 20% del consumo procediera de fuentes renovables y tiene unos sistemas energéticos «equilibrados financieramente». Destacó que esto permite «planificar con más tranquilidad» que si persistiera el déficit de tarifa que hubo, aunque sigue existiendo el problema de los elevados costes energéticos que tiene España con respecto a su entorno, que condicionan las políticas a futuro. En este sentido, recordó que el Gobierno está comprometido en no incrementar los costes regulados y, según haya margen, irlos reduciendo.

Navia ha defendido que para abordar la transición energética hace falta coordinación y consenso «a todos los niveles», sobre todo entre las administraciones públicas para mantener la «estabilidad» del sector en el tiempo. Navia ha subrayado también la importancia de la colaboración entre el sector público y privado y ha destacado que en la comisión de expertos, creada por el Ejecutivo para elaborar un informe sobre diferentes escenarios de transición energética, debe haber «debate de datos y no de ideologías».

El secretario de Estado de Energía ha explicado que el sector energético se enfrenta a «desafíos fundamentales» y que está «sometido a presiones» que ningún otro tiene, subrayando que en España está enmarcado en un contexto de recuperación cíclica «muy intensa». «El consumo está estabilizado y la eficiencia energética tiene cada vez más peso en varios sectores», ha subrayado Navia.

En este sentido, Navia ha explicado que la transición energética es un proyecto a largo plazo y que también deberá existir coordinación y «coherencia de políticas» entre los países que conforman la Unión Europea, ya que va a «cambiar» todo el mercado continental. Finalmente, ha subrayado que es «más difícil» tomar decisiones con la transformación tecnológica, porque «no se sabe que va a pasar». «Hay que ser conscientes que esta transformación tecnológica va a cambiar las regulaciones del sector», concluyó.