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El consumo de combustibles de automoción cae un 2,3% en marzo por el diesel

Europa Press.- El consumo de combustibles de automoción alcanzó en marzo los 2,367 millones de toneladas, lo que supone un descenso del 2,3% con respecto al mismo mes del año anterior, debido, principalmente, a la caída en los gasóleos (-3,3%). Por su parte, el consumo de gasolinas de automoción repuntó en el pasado mes de marzo un 2,7% frente al tercer mes de 2018, hasta las 421.000 toneladas.

En el primer trimestre del año, el consumo de combustibles registra un ligero aumento (+0,1%) frente al primer trimestre de 2018, con un repunte del 5,2% en las gasolinas y una caída del 0,9% en los gasóleos. En el acumulado anual presentan crecimientos interanuales todos los grupos de productos, salvo los gasóleos (-1,3%). Así, repuntan el GLP (+2,3%), querosenos (+4,9%) y fuelóleos (+4,7%). En marzo, ascendieron tanto el consumo de querosenos (+6,4%) como de fuelóleos (+3,1%), mientras descendieron el GLP (-18,1%) y los gasóleos (-6,1%).

Mientras, por segundo mes consecutivo, cayó el consumo de gas natural, con un descenso del 0,9% frente a marzo de 2018, situándose en 31.135 gigavatios hora (GWh). El consumo para generación eléctrica presentó un importante incremento (+45,2%). Por su parte, el GNL de consumo directo también aumentó (+8,6%), mientras que el consumo convencional descendió un 6,8%. El consumo del primer trimestre aumenta un 4,7% respecto al trimestre de 2018, con un incremento del destinado a generación eléctrica (+33,3%) y del GNL de consumo directo (+13,5%).

La potencia eólica en España aumentó en 392 MW en 2018 y ya supone el 19% de la electricidad consumida

Europa Press.- La potencia eólica aumentó el año pasado en España en 392 megavatios (MW), lo que sitúa el total de la potencia instalada en el país en 23.484 MW, suponiendo ya el 19% de la electricidad consumida, según indicó la Asociación Empresarial Eólica (AEE). De esta nueva potencia instalada, 190 MW (48,5%) corresponden a parques en las Islas Canarias; 90 MW a Aragón, 68 MW a Galicia, 30 MW a Andalucía, 10,37 MW a Castilla-La Mancha y 2,35 MW a Cataluña.

En total, en España hay 1.123 parques presentes en 807 municipios, con 23.308 aerogeneradores instalados que generan 48.902 gigavatios por hora (GWh), capaces de aportar el 19% del consumo eléctrico. Asimismo, hay 195 centros de fabricación en 16 de las 17 comunidades autónomas. Gracias al efecto reductor de la energía eólica en el mercado español, el consumidor se vio favorecido por un menor coste, sobre todo para los consumidores industriales. Por ejemplo, con un consumo de 1.500 MWh con la tarifa AT1 el ahorro en 2018 fue de 3.540 euros.

La comunidad autónoma con mayor potencia instalada continúa siendo Castilla y León, con una cobertura de la demanda eléctrica del 78%. Según la AEE, Castilla y León «es un caso extraordinario», ya que se trata de una comunidad que exporta mucha más electricidad de la que consume. En el ranking de potencia instalada le siguen Castilla-La Mancha y Galicia. Por otra parte, a la cola están Madrid, Ceuta, Melilla, Baleares y Extremadura. De hecho, esta última acaba de inaugurar en febrero su primer parque eólico con 40 MW de potencia.

El objetivo del sector es poner en marcha antes de marzo de 2020 la potencia eólica de las subastas realizadas en 2016 y 2017, algo que supondría «una oportunidad para el crecimiento del mercado y tendría un efecto positivo para España, como el mantenimiento de la industria, la creación de empleo, la reducción de emisiones o el desarrollo social y económico de las zonas con nuevos parques». Actualmente, España es el segundo país europeo en potencia eólica instalada y el quinto a nivel mundial. Además, a través de estas subastas se deberían de conectar más de 3.000 MW de nueva potencia eólica. En cuanto a los compromisos adquiridos, la AEE señala que, pese a las elecciones, estos objetivos no cambiarán.

La central nuclear de Trillo cerró 2018 con 8.267 GWh producidos, cumpliendo 30 años y operando «de forma estable»

Europa Press.- El director de la central nuclear de Trillo, Javier Vallejo, hizo balance de actividad del segundo semestre de 2018, apuntando a que la producción total del ejercicio ha sido de 8.267 GWh, 4.372 de ellos en la segunda mitad del año. Desde el 23 de mayo de 1988, la central ha estado 236.985 horas conectada a la red, con una energía bruta producida de 247.292 MWh.

En el resumen de actividades de 2018, Vallejo ha introducido el relevo al frente de la dirección, que ahora recae en su persona tras la salida de Aquilino Rodríguez. La próxima recarga de combustible, programada para el próximo 10 de mayo, durará 29 días y será la 31ª desde que la central opera. Se sustituirán 40 elementos combustibles y se aprovechará para inspeccionar sellos y cojinete radial inferior en una bomba principal. Servirá igualmente para sustituir dos dedos en lanzas de instrumentación nuclear interna, se realizará una prueba de capacidad en baterías y se hará una revisión eléctrica y mecánica.

Dosis de radiación “muy baja”

La dosis colectiva recibida, suma de las dosis externas e internas de cuerpo entero recibidas por el personal, ha arrojado un resultado de 284,48 mSv por persona, según Vallejo, quien ha dicho que es una ración muy baja», incluso «la más baja de la historia». Los residuos generados en la operación, mantenimiento y modificaciones de la instalación se han optimizado, y han alcanzado los 81,40 metros cúbicos. Además, se han retirado 26,40 metros cúbicos. En la última recarga de combustible se reemplazaron 36 elementos combustibles, y en 2018 se iniciaron las modificaciones de diseño necesarias en la planta. Fue en diciembre cuando se efectuó la carga de 2 nuevos contenedores.

Vallejo ha puesto en valor que no ha habido ningún informe de suceso notificable en el segundo semestre. Sí que hubo dos en el primer semestre, uno relativo al arranque de un generador diésel. La planta ha superado su evaluación ambiental, y en cuanto al Plan de Vigilancia Radiológica Ambiental exigido por el CSN, se ha superado igualmente de «forma satisfactoria». Preguntado por la convocatoria de elecciones y la futura formación de un nuevo Gobierno, ha pedido al nuevo Ejecutivo que deje a la central de Trillo «seguir operando y actualizando la central» como se ha venido haciendo hasta ahora.

La eólica cubrió más del 25% de la demanda eléctrica durante enero y lideró el mix de generación

Europa Press.- La eólica produjo durante el pasado enero el 25,3% del total mensual de generación peninsular, con un total de 5.961 gigavatios hora (GWh), según datos de Red Eléctrica de España (REE). De esta manera, el viento incrementó su producción un 12,7% con respecto a enero de 2018, siendo así la fuente que más generación aportó en el primer mes de este año, por delante de la nuclear (21,4%), de los ciclos combinados (13,8%) y del carbón (13,2%).

Además, el pasado 23 de enero, la generación eólica marcó un nuevo récord al producir 367.697 megavatios hora (MWh), superando así los 365.384 MWh que se registraron el 12 de febrero del 2016 y que suponían el anterior mejor registro. Asimismo, ese registro supuso que la eólica cubriera el 43,2% del total del sistema eléctrico español y se convirtiera así en la tecnología líder de generación, seguida de la nuclear (17,7%) y el carbón (12,8%).

En enero, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 39% de la producción. Asimismo, el 61% de la producción eléctrica procedió de tecnologías que no emiten CO2. La demanda peninsular de energía eléctrica en enero fue de 23.359 gigavatios hora (GWh), un 3,4% superior a la registrada en enero del año anterior. Teniendo en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica aumentó un 0,9% con respecto a enero del 2018.

AIE asegura que la demanda de carbón mundial se mantendrá estable hasta 2023

Europa Press. – La demanda mundial de carbón se mantendrá estable hasta 2023, con una contribución del 25% en ese horizonte, frente al 27% en 207, según datos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE)

Según se desprende del estudio ‘Coal 2018’, realizado por la AIE y presentado por el Club Español de la Energía (Enerclub), la demanda mundial de carbón ha aumentado por segundo año consecutivo en 2017, pero que se prevé que se estabilice durante los próximos cinco años.

Así, el senior Coal Analyst del organismo, Carlos Fernández, manifiesta que el informe destaca que su menor uso en Europa y América del Norte se contrarresta con un fuerte crecimiento en India y el Sudeste asiático.

A este respecto, el estudio apunta que  la demanda mundial de carbón creció un 1% en 2017, alcanzaron los 7.585 millones de toneladas, debido al aumento de la producción industrial y del consumo de electricidad.

Específicamente, la generación de electricidad proveniente del carbón aumentó en más de 250 teravatios hora (TWh), aproximadamente un 3%, y representó cerca del 40% de la generación de electricidad adicional en todo el mundo.

Según informa Enerclub, la participación del carbón en el ‘mix’ eléctrico global se mantiene en un 38% tras algunos años de caída, impulsado por China e India, países en los que se espera que la demanda de carbón vuelva a crecer en 2018.

En este sentido, Fernández manifiesta la importancia de factores como la aplicación de políticas climáticas y de calidad del aire, las campañas de desinversión del carbón, los anuncios de eliminación gradual, la mayor competitividad de las energías renovables o los abundantes suministros de gas natural, como puntos que incidirán sobre estos crecimientos.

 

Internacional

Carlos Fernández hizo hincapié en que la demanda de carbón crece en gran parte de Asia por su precio asequible y su disponibilidad, con India a la cabeza, aunque su tasa de crecimiento del 3,9% anual, se está reduciendo por el desarrollo de las energías renovables y el uso de tecnología más eficiente en las nuevas centrales eléctricas de carbón.

Según su consideración, China disminuirá gradualmente su demanda por el desarrollo de políticas más sostenibles, especialmente relacionadas con la calidad del aire.

Respecto a Europa, Fernández argumenta que las políticas medioambientales, unidas a la expansión de las renovables por su mayor competitividad (eólica y solar), provocarán la salida del carbón del ‘mix’ energético, sobre todo en Europa Occidental. En 2023, Francia y Suecia cerrarán sus últimas plantas de carbón y Alemania se mantendrá como único consumidor de relevancia.

La demanda nacional de gas natural registra su máximo diario desde diciembre de 2017

Europa Press.- La demanda de gas natural en España alcanzó el 16 de enero los 1.540 gigavatios hora (GWh), lo que representa la cifra más alta desde el 5 diciembre de 2017, según datos de Enagás. El gestor del sistema gasista indicó que este récord se debe al incremento del consumo doméstico-comercial, a las mayores entregas de gas natural para generación eléctrica y a los altos valores que está registrando la demanda industrial.

En concreto, la demanda convencional, destinada a los consumos de hogares, comercios e industrias, alcanzó los 1.142 GWh, impulsada, principalmente, por el aumento de la demanda doméstico-comercial como consecuencia de las bajas temperaturas registradas. Asimismo, la demanda de gas natural para el sector eléctrico ascendió a 398 GWh, como resultado de una baja generación eólica e hidráulica, «lo que refuerza el papel del gas natural como energía de respaldo a las renovables en el proceso de transición energética«, indicó Enagás.

Además, la positiva evolución de la demanda de gas natural en el consumo industrial, que representa cerca del 60% del total de la demanda, también ha contribuido a este récord. La demanda industrial ha aumentado un 15% desde 2014. En lo que va de año, la demanda de gas natural en España ha aumentado un 13% con respecto al mismo periodo de 2018 y alcanzó los 40.223 GWh, debido a crecimientos en la demanda convencional y en las entregas de gas natural para generación eléctrica.

La demanda eléctrica crece por cuarto año consecutivo tras repuntar un 0,6% en 2018 con la nuclear liderando la generación

Europa Press.- La demanda de energía eléctrica peninsular ha alcanzado los 254.074 gigavatios hora (GWh) en 2018, lo que supone un 0,6% más que en el año anterior y mantener su tendencia de crecimiento por cuarto año consecutivo, según los datos provisionales de Red Eléctrica de España (REE). El gestor de la red señaló que si se tienen en cuenta los efectos de la laboralidad y la temperatura, la demanda ha aumentado un 0,5% respecto a 2017.

En 2018, el momento de mayor consumo (máximo de potencia instantánea) se registró el 8 de febrero a las 20.24 horas con 40.947 megavatios (MW), un 1% inferior al máximo del año 2017, y casi un 10% por debajo del récord histórico de 45.450 MW que se produjo en diciembre del 2007. En cuanto a los sistemas extrapeninsulares, la demanda de energía eléctrica ha aumentado en Baleares, Ceuta y Melilla con un 0,7%, 2,4% y 1,7%, respectivamente, mientras que en Canarias ha caído un 1%. En total, la demanda de los sistemas extrapeninsulares ha alcanzado en 2018 los 15.320 GWh.

En lo que respecta a la generación renovable en 2018, representó el 40% de la producción total de electricidad, siendo la eólica la segunda tecnología con mayor participación en el mix energético, con un 19,8% del total, y la hidráulica la que más ha incrementado en su aportación, pasando del 7,4% en el 2017 al 13,7% en 2018. Por su parte, la nuclear, responsable del 21,4% del total, ha sido la tecnología líder de generación en 2018, mientras que el carbón ha caído en 2,6 puntos porcentuales, hasta el 14,5%.

A este respecto, el presidente de Red Eléctrica, Jordi Sevilla, valoró que este incremento de 6,3 puntos porcentuales de generación renovable en 2018 «refleja que España está en el buen camino hacia la transición hacia un modelo energético más limpio y sostenible y nos acercan al cumplimiento de objetivos europeos». Además, consideró que estos datos avalan la «capacidad de gestión cada vez mayor de las tecnologías renovables de generación eléctrica y su efectiva integración en el sistema, de forma que desplace a la producción eléctrica contaminante y reduzca la dependencia energética exterior de nuestro país».

La Península Ibérica completa su cobertura de la demanda con los intercambios internacionales de energía eléctrica. En 2018, las importaciones han registrado 10.624 GWh, lo que representa en torno al 4,2% de la demanda peninsular. Asimismo, el parque generador de energía eléctrica en España es cada vez más renovable y menos dependiente de tecnologías contaminantes. En 2018, el ciclo combinado se ha reducido en un 1,5%, mientras que han entrado en servicio más parques de generación eólica, solar fotovoltaica y de otras renovables, que incrementan su potencia instalada en un 0,5%, 0,4% y 0,6%, respectivamente.

Con estimaciones a 31 de diciembre, la potencia instalada peninsular es de 98.651 MW, lo que supone un descenso del 0,2% respecto al año 2017. En este sentido, Sevilla cree que España está haciendo «un gran esfuerzo» en la puesta en marcha de proyectos de generación renovable y en la reducción de su dependencia de combustibles fósiles, «más caros y más contaminantes». Asimismo, destacó que 2019 será el año «en que se materialicen los esfuerzos de situar a España en la vanguardia en materia de renovables: se prevé que se instalen 8.000 nuevos MW de potencia eólica y solar fotovoltaica«.

Según las previsiones de Red Eléctrica, la red de transporte de electricidad en España cuenta con 44.243 kilómetros de circuito de líneas, de los que 313 se han puesto en servicio en este año. De ellos 128 se han construido en la Península, 140 en Canarias y 45 en Baleares. La red de fibra óptica empleada por REE para operar el sistema eléctrico cuenta, por su parte, con 33.687 kilómetros, según los datos de 2018.

Endesa gana 1.193 millones hasta septiembre, un 10% más, impulsada por el mercado liberalizado y pese al incremento del pool

Europa Press.- Endesa obtuvo un beneficio neto de 1.193 millones de euros en los 9 primeros meses del año, lo que representa un incremento del 10% con respecto al mismo periodo del ejercicio anterior, impulsada por el buen comportamiento del mercado liberalizado, la estable evolución del mercado regulado y la recuperación del margen del negocio de gas.

Los ingresos de la energética en el periodo de enero a septiembre ascendieron a 15.353 millones de euros, un 4% más que en los 9 primeros meses de 2017. El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo se situó en 2.791 millones de euros a cierre de septiembre, con un crecimiento de casi el 10%, mientras que el beneficio operativo (Ebit) fue de 1.644 millones de euros, un 11% más.

La compañía registró estos resultados en un contexto de elevados precios de las materias primas energéticas y de alza significativa de los precios del CO2 lo que ha dado lugar, a su vez, a elevados precios en el mercado mayorista, a pesar de que la generación hidráulica alcanzó niveles elevados de los 10 últimos años y de que la producción eólica se incrementó un 3,3%.

El consejero delegado de Endesa, José Bogas, destacó que, en este contexto de precios altos, la compañía «ha dado muestras otra vez de su capacidad para realizar una gestión efectiva de sus negocios en un entorno complejo y cambiante». Asimismo, valoró que Endesa ha realizado en el periodo «un esfuerzo inversor muy relevante en nueva capacidad renovable (+37%), lo que se enmarca en los compromisos asumidos por la compañía para impulsar un periodo de transición energética que permita avanzar hacia un sistema energético totalmente descarbonizado en 2050». El grupo anticipó que cumplirá los objetivos comprometidos para 2018, en el que prevé un beneficio neto de unos 1.400 millones de euros y un Ebitda en torno a 3.400 millones de euros.

La evolución del Ebitda se vio impulsada por la estrategia de la compañía en el mercado liberalizado, que ha permitido incrementar el margen de este negocio en un 13%, lo que ha llevado a que el Ebitda del mismo haya crecido un 23%. El margen bruto del negocio liberalizado aumentó en 212 millones de euros, que se convierten en 295 millones de euros una vez eliminados los efectos no recurrentes del año pasado, principalmente el reembolso del bono social eléctrico de los años 2015-2016 contabilizados en el tercer trimestre de 2017, el ajuste a precios de mercado y otros ajustes en el sector del gas y las liquidaciones de años anteriores en territorios no peninsulares.

Elevados precios del mercado mayorista

La compañía presidida por Borja Prado indicó que esta mejora se debe fundamentalmente a la buena gestión del mercado de electricidad, «a pesar de los elevados precios del mercado mayorista, que han aumentado un 10%, hasta situarse en 55,4 euros por MWh». Además, el negocio del gas elevó su contribución al margen bruto de Endesa a 107 millones de euros en el periodo. Excluidos los no recurrentes de 2017, este negocio mejora en un 200%.

Mientras, el negocio regulado incrementó su margen en un 2%, un 5% en términos ajustados, principalmente por la mejora en la retribución de la distribución, lo que ha llevado a un incremento del 3% en el Ebitda regulado, situándose en 1.806 millones de euros, un 6,5% más en términos comparables. Las inversiones brutas del grupo se situaron en 866 millones de euros hasta septiembre, un 37% más, debido, principalmente, a las destinadas a la construcción de la potencia eólica y fotovoltaica, adjudicada a la empresa en las subastas celebradas en 2017, así como a las inversiones efectuadas en la central de As Pontes para su adaptación a la Directiva de Emisiones Industriales (DEI) europea, que entrará en vigor en 2020.

Por su parte, la deuda financiera neta de Endesa, que se situaba en septiembre en 6.640 millones de euros, aumentó en 1.655 millones de euros con respecto al cierre de 2017 como consecuencia, entre otros factores, del pago de dividendos por importe de 1.470 millones de euros, de las inversiones realizadas en el periodo, de la adquisición de 5 parques eólicos de Gestinver, por 42 millones de euros, y de la compra de la distribuidora y comercializadora Eléctrica de Ceuta, por 83 millones de euros.

En el periodo de enero a septiembre, la producción de Endesa cayó un 4,6% como consecuencia del menor hueco térmico. Las tecnologías libres de emisiones de CO2 representaron el 50,5% de su mix de generación peninsular hasta septiembre, superando el 45,8% alcanzado en el mismo periodo de 2017. Endesa alcanzó unas cuotas de mercado del 24,2% en generación peninsular, del 43,7% en distribución y del 33,6% en ventas de electricidad a clientes del mercado liberalizado. El número de clientes en el mercado liberalizado de la empresa era a cierre de septiembre de 5,67 millones, con un aumento del 1,4% con respecto a 2017. En gas, Endesa alcanzó una cuota de mercado del 16,2% en ventas a clientes del mercado liberalizado.

Brufau (Repsol) subraya la necesidad de compatibilizar la transición energética con la competitividad de la industria

Europa Press.– El presidente de Repsol, Antonio Brufau, subrayó la necesidad de crear medidas regulatorias que faciliten la transición energética, a la vez que se mantiene la competitividad de la industria energética en Europa. Así se manifestó en la cuarta edición de las conferencias Energy for Europe, organizadas por la compañía.

Asimismo, el presidente de Repsol reiteró la defensa del gas natural como el pilar fundamental para alcanzar los objetivos globales de reducción de emisiones de CO2 a corto plazo y como la fuente de energía clave, junto con las renovables, para sustituir el carbón para la generación de electricidad, según apuntó la compañía. Brufau también consideró fundamental seguir innovando y desarrollando nuevas tecnologías, a través de una financiación sostenible, para conseguir una transición energética que lleve a un modelo más eficiente, dinámico y sostenible medioambientalmente.

El PP presenta una moción para evitar el cierre de las centrales de generación eléctrica viables

Europa Press.- El PP ha presentado una moción en el Senado para evitar el cierre de las centrales de generación eléctrica «viables» de forma unilateral y sin tener en cuenta «el interés general» ni los objetivos o garantías de suministro y cambio climático e «impacto en el precio de la electricidad». Esta iniciativa está así en línea con la propuesta de Ley que intentó sacar adelante el anterior Gobierno, que pretendía endurecer los criterios que tenía que cumplir una eléctrica para cerrar una central de generación.

En este nuevo intento en el Senado, cámara en la que el PP cuenta con mayoría, el grupo parlamentario insta también al Ejecutivo a mantener el carbón como componente del mix energético, «planteando los términos de una transición justa del sector minero en términos de transición, no de cierre, y defender los pagos por capacidad de las centrales térmicas de carbón hasta que las interconexiones sean las mínimas necesarias para una correcta gestión de la red, siendo las centrales térmicas indispensables para el control de la red y abaratamiento de la factura de la luz».

Una interconexión eléctrica del 15%

Asimismo, solicita continuar impulsando «decididamente» la instalación de renovables y biomasa que complemente los más de 28.000 megavatios (MW) de solar fotovoltaica que, o bien están operando o están en proceso de construcción, los 2.300 MW de termosolar y 23.000 MW de energía eólica, para cumplir los objetivos de penetración de renovables y emisiones de CO2 en el año 2030 y 2050. Además, en su iniciativa insta a impulsar las interconexiones energéticas de España y «poner todos los medios necesarios» para que en el año 2030 se alcance un mínimo del 15% de interconexión en redes de transporte de electricidad.

Por otra parte, pide al Gobierno replantearse la decisión de crear un nuevo impuesto especial para el diésel, por lo perjudicial que supondría para la industria automovilística, el sector agrario, los autónomos, los transportistas y para todos los usuarios propietarios de vehículos diésel. De esta manera, ve necesario apostar por un nuevo modelo sostenible de transporte con cero y bajas emisiones, «pero exigiendo un modelo de transición ordenada para que la economía, la industria y los consumidores se puedan adaptar a este nuevo modelo energético».

La central nuclear de Almaraz

Por otro lado, el PP de la provincia de Cáceres ha denunciado que el cierre de la central nuclear de Almaraz supondría terminar «de golpe» con el futuro de la comarca de Campo Arañuelo, además de destruir «de inmediato» cientos de puestos de trabajo, y provocar que las familias extremeñas pagasen un 15% más por la luz y las empresas afrontasen un incremento del 25%.

El presidente del PP de la provincia de Cáceres, Laureano León, se reunió con los alcaldes, portavoces y presidentes locales para abordar este asunto que «preocupa» a los dirigentes del PP, que «quieren evitar el cierre de la central» y «conseguir un compromiso serio» del Gobierno de España, de la Asamblea de Extremadura y de la Diputación de Cáceres. Por ello, no descartan impulsar movilizaciones ante la «preocupación» por esta situación de Campo Arañuelo, e informar a todos los vecinos de la zona de lo que supondría el cierre de la central, entre otras acciones.

Cabe recordar que el PP ya ha solicitado en el Congreso que se modifique la Ley de cierre de estas instalaciones, y ha pedido al PSOE que rectifique su postura del sí al cierre de la central nuclear, al tiempo que pide al Gobierno de España que «reflexione» y «rectifique». «Que el Gobierno defienda el no al cierre de las centrales nucleares, porque tener una energía a un precio desorbitado es sinónimo de pérdida de competitividad de nuestra industria y de empleo, y el objetivo del PP es seguir creando condiciones óptimas en nuestra sociedad para continuar creando empleo», concluye.