El Gobierno estudia condicionar al mantenimiento del empleo las ayudas a la industria electrointensiva para combatir el coste energético

Europa Press.- El Gobierno estudia condicionar las ayudas a la industria electrointensiva para combatir el coste de la energía al mantenimiento del empleo, según ha afirmado la ministra de Industria, Comercio y Turismo, Reyes Maroto. «Estamos valorando condicionar estas medidas al mantenimiento del empleo», ha señalado la ministra.

Maroto anunció el pasado noviembre que el Gobierno lanzará antes de final de año un paquete de medidas para ayudar a la industria electrointensiva a superar las dificultades del coste de la energía. La ministra indicó entonces que este paquete de medidas será «transversal, junto a otros Ministerios», y busca «garantizar la industria electrointensiva en España». El Gobierno ha puesto sobre la mesa el lanzamiento de la próxima subasta de interrumpibilidad y la aprobación de la compensación de costes de CO2, dos de las peticiones de la industria electrointensiva, antes de finales de este año.

Costes indirectos de emitir CO2

De esta manera, se desbloqueará la partida de 150 millones de euros que fue incluida en los Presupuestos General del Estado para 2018 para compensar a la industria electrointensiva por esos costes indirectos por emisiones de dióxido de carbono (CO2). Maroto subrayó en noviembre que el objetivo de estas medidas es «dar seguridad jurídica a toda esta industria del país en un momento en que el coste de la energía ha repuntado y dar la señal de que se va a trabajar por este sector».

Abascal asegura que la CNMC ultima el expediente que abrió a Naturgy y Endesa por posible alteración del mercado eléctrico

Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) está «culminando» la instrucción del expediente sancionador que abrió a Naturgy y Endesa por indicios de alteración de precios en las ofertas del pool entre octubre de 2016 y enero de 2017, un periodo en el que los precios de la electricidad escalaron hasta tocar máximos históricos en enero, según indicó el secretario de Estado de Energía, José Domínguez Abascal.

En comparecencia en la Comisión del Senado, Domínguez señaló que, cuando la CNMC incoa el expediente a las dos compañías energéticas, «indica claramente que ha observado indicios de alteración de precios en las ofertas del mercado de generación» en ese periodo. El secretario de Estado de Energía afirmó que si se mira la lista de ciclos combinados que no estuvieron disponibles en el periodo investigado por la CNMC, «es muy llamativo el número de centrales que no están disponibles por pequeños problemas técnicos sobrevenidos aparentemente».

En 2017, la CNMC abrió este expediente sancionador a Gas Natural Fenosa Generación y a Endesa Generación tras observar esos indicios de alteración de precios en ese periodo. A la vista de los precios registrados en el pool, se requirió información a Endesa y Gas Natural sobre sus contratos de aprovisionamiento de gas natural, de suministro a centrales de ciclo combinado y a otros clientes, así como operaciones de compra y venta dentro del sistema gasista en el mercado OTC, previsiones de consumo y desviaciones entre previsiones y consumo real.

Sobre apunta la información reservada realizada, la Dirección de Energía de la CNMC observó indicios de posible alteración del llamado despacho de generación del pool para obtener ingresos superiores en mercados de restricciones (ajustes que se realizan por motivos de seguridad en el suministro). Es decir, según la CNMC, habrían realizado una oferta «anormalmente elevada» para que dichas centrales participaran en el mercado de restricciones y obtener así mayores ingresos.

De esta manera, habrían llegado a impedir su programación durante varios días, a pesar de que el contexto generalizado de precios elevados debería haber conducido justo a la situación contraria. Dicha conducta podría haberse producido por Gas Natural Fenosa Generación en 5 centrales (Sagunto, San Roque, Málaga; puerto de Barcelona y Besós) y por parte de Endesa en la central de ciclo combinado de Besós.

El Tribunal Supremo confirma la sanción de 18,4 millones a Nuclenor por el cese unilateral de la central de Garoña

Europa Press.- La Sala III de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Supremo confirmó la sanción de 18,4 millones de euros que la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) impuso en julio de 2014 a Nuclenor por una infracción muy grave prevista en la Ley del Sector Eléctrico por el cese de la explotación de la central nuclear de Santa María de Garoña acordado de forma unilateral en diciembre de 2012 sin comunicarlo con la antelación suficiente a la Administración.

Se consideró entonces que la empresa propietaria de la planta, participada al 50% por Endesa e Iberdrola, incurrió en la infracción consistente en «la reducción sin autorización de la capacidad de producción o de suministro de energía eléctrica». Nuclenor recurrió el acuerdo de Competencia a la Audiencia Nacional, que desestimó el recurso en junio de 2016, y a continuación recurrió la sentencia de la Audiencia ante el Tribunal Supremo, que lo rechazó, entre otros motivos, al no compartir que en el caso concurriese el presupuesto de «causas imprevistas» que habría permitido excluir la necesidad de comunicación de la decisión del cese en la explotación con una antelación de un año.

En ese sentido, la sentencia de la Audiencia Nacional, ahora confirmada, destacó que no podía considerarse como una circunstancia de carácter técnico, susceptible de ser una causa imprevista, la derivada de la entrada en vigor de una reforma legislativa que afectaba de forma sensible a la fiscalidad de las centrales nucleares. Según recogió la misma sentencia, la decisión de Nuclenor de cesar la explotación sita en Burgos se adoptó el 14 de diciembre de 2012, y la comunicación de dicho acuerdo, sin embargo, no se produjo hasta transcurridos 14 días.

«La recurrente siguió una política de hechos consumados, limitándose a comunicar al Ministerio su decisión unilateral de cese, comunicación que, además, no tuvo lugar hasta el 28 de diciembre de 2012, con ocasión de la publicación de la Ley de Medidas Fiscales y, lo que se subraya en la Resolución sancionadora, cuando el proceso de descarga del combustible estaba ya concluido desde el anterior 22 de diciembre, de forma de que la indisponibilidad de la potencia de Garoña era ya un hecho irreversible en el año 2012″, destacó la Audiencia.

El Supremo indica que la resolución sancionadora aplicó correctamente el tipo previsto en la Ley del Sector Eléctrico. «en la medida que existe una plena concordancia entre la ejecución de la decisión empresarial de cese en la explotación de la central de Garoña, que ha supuesto una reducción de la capacidad de producción del sistema eléctrico de 455,9 MW, y la conducta ilícita descrita» en el correspondiente artículo de la Ley del Sector eléctrico. Asimismo, considera que no se vulneró el principio de proporcionalidad en la cuantía de la sanción, teniendo en cuenta también el impacto sobre la garantía de suministro de energía eléctrica y la afectación al mercado eléctrico.

La CNMC celebra la sentencia

Por su parte, el presidente de la CNMC, José María Marín Quemada, ha resaltado que la sentencia está «alineada con los planteamientos del súperregulador. Marín Quemada ha señalado que Endesa e Iberdrola, propietarios al 50% de la central nuclear de Garoña, decidieron cerrarla «por decisión unilateral» y en contra de la normativa, que establece que hay que avisar a las autoridades con un tiempo y cumplir unos trámites, para no afectar a los precios ni a la seguridad del suministro.

«Los propietarios pensaron que no era imprescindible, la CNMC actuó por seguridad energética y, en el uso de nuestras obligaciones, procedimos a imponer una sanción. Los propietarios fueron a los tribunales y la sentencia está alineada con los planteamientos con la CNMC», ha destacado Marín Quemada. Marín Quemada ha destacado que el alto tribunal está sancionando en línea con la opinión de la CNMC el 82% de las cuestiones que le llegan. «Hay todavía una brecha del 18%, y eso nos ha obligado a hacer en los últimos años una serie de esfuerzos para reducirla. Aún no estamos satisfechos», ha manifestado el presidente del organismo.

Respecto al recibo de la luz, Marín Quemada ha insistido en que sigue siendo de «dificilísima comprensión» por parte de los clientes, y ha recordado que se compone de tres elementos: el precio de la generación eléctrica, lo que se paga por otros conceptos (peajes) y los impuestos. «En los peajes hay una mezcla tremenda de compensaciones a cierre de instalaciones, subvenciones a renovables… ese totum es lo que convendría aclarar, porque es de dificilísima compresión por los clientes», enfatizó.

Tras constatar que «no siempre», pero sí a veces, se cumple el llamado efecto cohete y pluma en los precios de los carburantes, que trasladan las subidas del crudo con mucha rapidez, pero no así las bajadas «cuando se acerca un periodo vacacional o punta de consumo», ha considerado razonable el plazo de 20 años dado por el Gobierno para el fin de las matriculaciones de vehículos diésel, gasolina, híbridos o a gas, que no podrán circular por España a partir de 2050. «Si así lo ha establecido el Gobierno, sus razones tendrá», ha manifestado.

Por último, tras ser alabado por la ministra de Economía, Nadia Calviño, a la labor de la CNMC, lo que aleja el fantasma de una reordenación de los organismos supervisores promovido por el anterior Gobierno, Marín Quemada, que se considera «totalmente independiente», ha señalado que cuando a los políticos se les explica que los sectores están interrelacionados, que las cuestiones son transversales, lo entienden. «La CNMC tiene que aproximarse a esos mercados con una visión de conjunto y con la transversalidad de la competencia», apuntó.

UGT pide a Endesa que acometa las inversiones necesarias para la continuidad de las centrales térmicas de Andorra y Compostilla

Europa Press.- La sección sindical de UGT remitió una carta urgente al consejo de administración de Endesa en la que le insta a que realice las inversiones que sean necesarias con el objetivo de cumplir con los nuevos límites de emisiones establecidos por la Unión Europea para que las centrales térmicas de carbón de Compostilla (León) y Andorra (Teruel) «puedan continuar produciendo más allá del año 2020».

El sindicato señala que, en caso de no realizar estas inversiones, «se confirmaría la estrategia de descapitalización y desmantelamiento que está llevando a cabo la compañía». A este respecto, la sección sindical de UGT exige que, visto que el consejo de administración ha aprobado «ya el cierre efectivo de las centrales para el próximo 30 de junio de 2020», se prorrogue «con la mayor urgencia posible» el acuerdo marco de garantías, con el consiguiente acuerdo voluntario de salidas, que está en vigor hasta el próximo 31 de diciembre de 2018.

No hay aún comunicación oficial

Por su parte, la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, no descarta que Endesa haya considerado el cierre de las centrales térmicas de Andorra (Teruel) y Compostilla (León) al no estimarlas rentables, pero asegura que el Gobierno aún no ha recibido una comunicación oficial por parte de la compañía sobre esta decisión. Asimismo, la ministra ha recordado que, en caso de que esa decisión sea formalizada, la eléctrica deberá elaborar un plan de acompañamiento que permita garantizar la viabilidad económica de las zonas que presentan dependencia de estas plantas.

9 centrales térmicas cerrarán pronto

Ribera ha destacado que, de acuerdo con la normativa europea, existe la obligación de hacer inversiones «muy importantes» en aquellas centrales térmicas de carbón que quieran seguir funcionando a partir del año 2020 y que son las empresas propietarias las que deben analizar y valorar si les interesa o no optar por esta medida. Estas han sido las declaraciones de la ministra después de que el secretario de Estado de Energía, José Domínguez, confirmara que 9 de las 14 centrales térmicas echarán el cierre en junio de 2020, al no haber cumplido las inversiones requeridas por la normativa europea en materia de desnitrificación y desulfurización para continuar con su actividad.

Asimismo, Domínguez prevé que las 5 restantes no alarguen su actividad más allá de 2030. «Lo que nosotros creemos que va a ocurrir, pero no lo estamos imponiendo, es que van a cerrar entre 2020 y 2030 todas. En 2030 no habrá ninguna central de carbón, pero mi vaticinio es que cerrarán bastante antes de una manera natural, y no porque las cerremos», subrayó Domínguez.

No ha pedido el cierre

Por otro lado, Endesa ha comunicado a las centrales sindicales que no ha procedido a presentar al Gobierno la solicitud oficial de cierre para sus centrales térmicas. No obstante, la empresa también ha transmitido a los representantes de los trabajadores que el consejo de administración de Endesa ha aprobado su nuevo plan estratégico y que en él no se recogen, al igual que en las anteriores hojas de ruta de la compañía, las inversiones necesarias para adaptar estas dos centrales de carbón a las medidas requeridas por la directiva de emisiones de la Unión Europea.

En su actual plan inversor presentado en 2017, Endesa preveía unas inversiones totales de 5.000 millones de euros en el periodo 2017-2020, de las cuales unos 300 millones de euros se destinarían a adaptar el carbón a las mejores prácticas ambientales. Este plan inversor para el carbón que preveía la energética se centra en las centrales térmicas de Litoral (Almería) y As Pontes (A Coruña). Las otras centrales que el Gobierno prevé que alarguen su vida más allá de 2020 son las de Los Barrios (Cádiz), de Viesgo, y Aboño y Soto de Ribera (Asturias), ambas propiedad de EDP España.

El Gobierno aprobará medidas para ayudar a la industria electrointensiva a combatir el coste energético

Europa Press.- El Gobierno lanzará antes de finalizar 2018 un paquete de medidas para ayudar a la industria electrointensiva a superar las dificultades del coste de la energía, según anunció la ministra de Industria, Reyes Maroto, tras analizar las actuaciones a adoptar para evitar el cierre de las factorías de Alcoa en Avilés y Coruña. Maroto indicó que este paquete de medidas será «transversal, junto a otros ministerios», y busca «garantizar la industria electrointensiva en nuestro país».

El Gobierno también puso sobre la mesa el lanzamiento de la próxima subasta de interrumpibilidad y la aprobación de la compensación de costes de CO2, dos de las peticiones de la industria electrointensiva. De esta manera, se desbloqueará la partida de 150 millones de euros que fue incluida en los Presupuestos para 2018 para compensar a la industria electrointensiva por esos costes indirectos por emisiones de dióxido de carbono (CO2). Maroto subrayó que el objetivo de estas medidas es «dar seguridad jurídica a toda esta industria en un momento en que el coste de la energía ha repuntado y dar la señal de que vamos a trabajar por este sector».

En lo que respecta a Alcoa, el Gobierno y las instituciones autonómicas de Galicia y Asturias acordaron «unidad de acción» para pedirle la retirada del ERE extintivo para las dos plantas, que supone una amenaza para casi 700 puestos de trabajo, y para la creación de una mesa de trabajo «para plantear escenarios que permitan el mantenimiento de las fábricas y del empleo», añadió Maroto.

La ministra indicó que la creación de esta mesa, en la que deberán participar todas las administraciones, sindicatos y la empresa, se abordará en paralelo a la retirada del ERE extintivo y tendrá por objetivo «plantear propuestas y conocer las alternativas a explorar para que las plantas no se cierren«. Maroto subrayó que la urgencia de la formación de esta mesa «es máxima», ya que el periodo de negociación del ERE se abrió por la compañía y se deberían estar buscando soluciones para las plantas.

La hispanoalemana Siemens Gamesa gana 70 millones de euros en su primer ejercicio fiscal desde la fusión

Europa Press.- Siemens Gamesa Renewable Energy registró un beneficio neto de 70 millones de euros en el primer ejercicio fiscal desde su fusión, que culminó en abril de 2017, incluyendo el impacto de los costes de reestructuración e integración (176 millones), según indicó la compañía.

En su ejercicio fiscal, que concluyó el pasado mes de septiembre, Siemens Gamesa registró unas ventas de 9.122 millones de euros, un 17% inferiores, con unos costes de integración y reestructuración de 693 millones y un margen sobre el resultado neto operativo (Ebit) del 7,6%. Este margen, según la compañía, está impactado por una caída de precios de doble dígito en el negocio de aerogeneradores onshore, parcialmente compensado por sinergias y productividad, así como un fuerte desempeño del área de Servicios. La posición de caja neta se incrementó hasta 615 millones de euros en septiembre.

La compañía ha destacado que ha tenido un «sólido» desempeño financiero en el cuarto trimestre, con un incremento de las ventas hasta los 2.619 millones de euros, un 12% más, impulsadas por la recuperación del volumen en onshore y una «elevada» ejecución de proyectos offshore. El margen sobre Ebit se sitúa en el 8,2% y el beneficio neto en 25 millones de euros. Siemens Gamesa subrayó que ha alcanzado «con éxito» las guías del año fiscal 2018 (ventas de 9.000-9.600 millones de euros y capex de 500 millones), «sentando las bases para su crecimiento rentable».

REE concluye toda la red para el nuevo cupo eólico en Canarias, que permitirá cubrir el 20% de la demanda

Europa Press.- La directora general de Transporte de Red Eléctrica de España (REE), Eva Pagán, anunció que la compañía ha culminado toda la red de transporte necesaria para dar cumplimiento al nuevo cupo eólico canario antes de acabar el año, lo que permitiría cubrir con este tipo de generación hasta el 20% de la demanda del archipiélago frente al 7,8% de 2017.

REE culminó todas las instalaciones de la red de transporte, «necesarias para la evacuación de los futuros parques eólicos». También realiza un «importante» esfuerzo en gestionar el acceso y la conexión de los promotores solicitantes y en tramitar los proyectos de las instalaciones. La inversión prevista asciende a 434 millones de euros y los puestos de trabajo generados serán 5.196 empleos. Entre las nuevas instalaciones, Pagán destacó 2 subestaciones en Gran Canaria, 3 en Tenerife, así como actuaciones en Lanzarote y Fuerteventura. «Es importante no solo las instalaciones sino también que la red de transporte sea capaz de gestionarlo», indicó.

Pagán aseveró que lo logrado en Canarias demuestra que «nada es imposible» pues, reconoció, que ni ellos se pensaron «capaces de lograr lo que se está a punto de conseguir en el sistema canario». Destacó también el bombeo Chira-Soria, «al servicio del operador del sistema» y mediante bombeo de una presa a otra para lograr «más integración de renovables, aumentar la seguridad del sistema y mejorar la garantía de suministro«.

La petrolera angloholandesa Royal Dutch Shell gana 5.130 millones de euros en el tercer trimestre del año, un 43% más

Europa Press.- La compañía petrolera Royal Dutch Shell obtuvo un beneficio neto atribuido de 5.839 millones de dólares (5.130 millones de euros) en el tercer trimestre de 2018, lo que equivale a un incremento del 42,8% con respecto al mismo periodo del anterior, según indicó la multinacional.

Entre julio y septiembre, la cifra de negocio total de Shell llegó hasta los 89.229 millones de euros, lo que equivale a un incremento del 30,6% con respecto al 2017, en gran medida debido al alza de los precios del petróleo en el último año. De la misma forma, los costes aumentaron al mismo ritmo, hasta llegar a los 80.674 millones de euros, un 27,3% más. Casi todo el incremento se debe al mayor gasto en compras de crudo que Shell emplea para realizar sus labores de refino. Así, el gasto en compras avanzó un 38,6% en comparación con el tercer trimestre de 2017, hasta los 66.842 millones de euros.

Downstream, principal volumen de ingresos

Por segmentos de negocio, la división de downstream se mantuvo como la principal por volumen de ingresos, tras contabilizar una facturación de 87.518 millones de dólares (76.901 millones de euros), un 32,9% más que en el tercer trimestre de 2017. En segundo lugar se situó la división de gas integrado, cuya cifra de negocio se elevó hasta 9.532 millones de euros, un 30,4% más. Por último, la división de upstream obtuvo un 6,9% más de ingresos, hasta los 1.554 millones de euros. Así, entre enero y septiembre, la multinacional petrolera contabilizó un beneficio neto atribuido de 15.607 millones de euros, un 93,7% más que un año antes, tras haber incrementado su facturación un 30,4%, hasta los 256.519 millones de euros.

Red Eléctrica de España aplica la interrumpibilidad a las plantas de Alcoa en La Coruña y Avilés

Europa Press.– Red Eléctrica de España (REE) ha aplicado la interrumpibilidad a las plantas de Alcoa en A Coruña y Avilés, según confirmaron fuentes del comité de empresa de ambas factorías. Este extremo también ha sido confirmado por fuentes de Red Eléctrica, que han señalado que la interrumpibilidad ha sido aplicada por «criterios económicos» habituales en este tipo de servicio.

Por su parte, el comité de empresa de Alcoa en San Cibrao (Lugo) ha señalado que en esta factoría lucense no se ha aplicado. En concreto, la interrumpibilidad se trata de un sistema de subastas que permite que las empresas que más electricidad consumen reciban una retribución a cambio de su disponibilidad para desconectarse de la red en casos de emergencia para el suministro de una determinada zona que podría afectar a todo el país.

Fitch mejora a positiva la perspectiva de Repsol y abre la puerta a elevar su rating en año y medio

Europa Press.- La agencia de calificación crediticia Fitch Ratings mejoró la perspectiva del rating de Repsol de estable a positiva, gracias al «fuerte progreso» que ha realizado la firma reduciendo su apalancamiento, al tiempo que ha mantenido el rating BBB como emisor a largo plazo y considerará mejorar su rating si el rendimiento de Repsol se mantiene en línea con sus previsiones.

Según Fitch Ratings, la mejora de la perspectiva también refleja su estimación de que para el periodo 2018-2021 Repsol mantendrá la ratio entre los ingresos de sus operaciones y la deuda neta por debajo de las 2,5 veces. «Creemos que la división de upstream geográficamente diversificada de Repsol y su sólida división de downstream forman un sólido perfil de negocio que ya es acorde con la calificación BBB+», explicó Fitch.