Entradas

Enagás gana 490,8 millones de euros en 2017, un 17,6% más, tras la integración de la regasificadora chilena GNL Quintero

Europa Press.- Enagás obtuvo un beneficio neto de 490,8 millones de euros en 2017, lo que representa un 17,6% más que en 2016, tras la integración de la planta de regasificación GNL Quintero (Chile), según comunicó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

La empresa ha destacado que este crecimiento está por encima del objetivo previsto del 11,9%. Sin tener en cuenta los efectos contables derivados de la consolidación de GNL Quintero, el crecimiento del beneficio después de impuestos ascendería un 4,9%, en línea con el objetivo establecido para el año. El resultado bruto de explotación (Ebitda) de la compañía gasista creció un 17% en 2017, hasta los 1.110,3 millones de euros. Sin la consolidación de GNL Quintero, el Ebitda crece un 4,4%, hasta 990,2 millones de euros.

Los ingresos totales de la compañía presidida por Antonio Llardén subieron un 13,7% en el año 2017 y se situaron en 1.384,6 millones de euros. Las inversiones efectuadas por Enagás en 2017 totalizaron 328,5 millones de euros, de los cuales 68,5 millones de euros han sido invertidos en España y 259,9 millones de euros han correspondido a inversión neta internacional.

En las inversiones internacionales, destaca la destinada a TAP (Trans Adriatic Pipeline), proyecto en el que Enagás participa con un 16% y que es clave para la seguridad de suministro energético en Europa, por importe de 174,8 millones de euros, el aumento de la participación en COGA por 8,3 millones de euros y el pago de las garantías asociadas a GSP (Gasoducto del Sur Peruano) por 213 millones de euros.

Crece un 5% el dividendo

Mientras, la deuda neta stand alone del grupo se situó en 4.364 millones de euros a cierre de 2017, frente a los 5.089 millones de euros del 2016, con más del 80% de deuda a tipo fijo. Además, en 2017 la compañía redujo el coste de esta deuda neta al 2,2%, frente al 2,4% registrado en 2016. Asimismo, el dividendo correspondiente al 2017, que se propondrá en la próxima junta general de accionistas, será de 1,46 euros brutos por acción, que supone un aumento del 5% anual, de acuerdo con la estrategia de la compañía.

Para 2018, Enagás prevé un beneficio de aproximadamente 443 millones de euros, cifra en línea con el objetivo establecido para 2016-2020 de obtener una tasa anual de crecimiento medio del 3%. Además, este año prevé repartir un dividendo al accionista de 1,53 euros por acción, manteniendo su compromiso de ofrecer un dividendo un 5% superior al de 2017. Mientras, para el periodo 2018-2020, que Enagás prevé que estará marcado por los cambios que supone el paso a una economía más baja en carbono y con mayor protagonismo para el gas, Enagás tiene como objetivo invertir aproximadamente 650 millones de euros.

Por otra parte, la demanda de gas natural del mercado nacional alcanzó 350.888 gigavatios hora (GWh), un 9,2% superior a la de 2016 y suma así el tercer año consecutivo de incremento. Este aumento se debió, fundamentalmente, al buen comportamiento de la demanda industrial, que representa más del 60% de la demanda de gas. Asimismo, influyó el mayor consumo de gas para generación eléctrica, como consecuencia de la baja hidraulicidad y generación renovable. Finalmente, Enagás prevé que en España el sistema gasista obtenga un superávit neto anual a partir de 2018. Esta previsión, junto con el crecimiento estimado de la demanda de gas natural, haría posible que la deuda acumulada se absorbiera completamente en 2023, mucho antes de lo previsto.

Gas Natural Fenosa gana 1.360 millones en 2017, un 1% más, y abre una nueva etapa con Francisco Reynés (Abertis)

Europa Press.- Gas Natural Fenosa obtuvo un beneficio neto de 1.360 millones de euros en 2017, lo que supone un incremento del 1% respecto al año anterior, cumpliendo el plan estratégico. El resultado bruto de explotación (Ebitda) alcanzó los 3.915 millones de euros, con un descenso del 16,1% respecto a 2016, una vez reexpresado por la discontinuidad de los negocios de distribución y comercialización de gas en Italia, distribución de gas en Colombia, distribución eléctrica en Moldavia y generación eléctrica en Kenia.

Además, Gas Natural Fenosa ha anunciado el relevo en su cúpula directiva con el nombramiento de Francisco Reynés como nuevo presidente ejecutivo, sustituyendo en la presidencia a Isidro Fainé y con la salida de Rafael Villaseca como consejero delegado. Asimismo, la compañía energética lanzó un nuevo plan de eficiencias para el periodo 2018-2020, lo que ha supuesto unos costes de captura no recurrentes en 2017 de 110 millones de euros.

Sin considerar dicho efecto, así como el impacto de Electricaribe, filial en Colombia intervenida por el Gobierno del país, la disminución del Ebitda sería de 8,8%, según ha comunicado la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Dicha disminución se concentra en el negocio de electricidad en España, cuya evolución se vio afectada por factores climatológicos, con una contracción de la producción hidráulica para Gas Natural Fenosa del 71,4%. Asimismo, el Ebitda de la actividad internacional representó un 48,5% del total, mientras que el 51,5% restante correspondió a las actividades en España.

La energética, que tiene previsto presentar próximamente su nuevo plan estratégico con visión a 2020, llevó a cabo una revisión estratégica en 2017 de su cartera de negocios que supuso unas desinversiones con un precio de venta total de 2.741 millones de euros y unas plusvalías de más de 540 millones de euros a materializar entre diciembre de 2017 y el primer trimestre de 2018.

Entre estas ventas destacaron la de su negocio de distribución de gas en Italia, el acuerdo con Brookfield Infraestructura para hacerse con la participación del 59,1% en Gas Natural SA ESP o la compra de una participación del 20% en la sociedad titular de los activos de distribución de gas natural en España por Allianz Capital Partners (ACP) y Canada Pension Plan Investment Board (CPPIB). Asimismo, la compañía indicó que, dentro de su estrategia de revisión y optimización de su cartera de negocios, ha decidido emprender unos procesos competitivos de venta para sus negocios de distribución eléctrica en Moldavia y generación de electricidad en Kenia.

En lo que respecta a las inversiones del grupo, ascendieron a 1.782 millones de euros en 2017, con una caída del 29,2% debido principalmente a que en 2016 se registró la contratación de dos nuevos buques metaneros en régimen de arrendamiento financiero y la adquisición de nuevos puntos de suministro del GLP. Por ámbito geográfico, las inversiones de la energética en el exterior representaron el 54%, mientras que en España bajaron su contribución al 46%.

Por otra parte, el consejo de administración de la compañía elevará a la junta general de accionistas una propuesta de dividendo de 1.001 millones de euros con cargo a 2017, manteniendo así su apuesta de un dividendo mínimo de 1 euro por acción y que representa un pay out del 73,6%. El pasado 27 de septiembre se pagó íntegramente en efectivo un dividendo a cuenta del ejercicio 2017 de 0,33 euros por acción. El dividendo complementario de 0,67 euros por acción se pagará en efectivo el próximo mes de junio.

Unesa pide un marco energético «predecible» para asegurar las inversiones mientras Enerclub pide una relación «colaborativa» entre empresas y administraciones

Europa Press.- Mientras el presidente de Endesa y Enerclub, Borja Prado, ha pedido una relación «cercana y colaborativa» entre la empresa y la administración para contribuir a la eficiencia del sector energético, la presidenta de la patronal eléctrica Unesa, Marina Serrano, ha pedido un marco regulatorio energético «predecible y replicable» para asegurar las inversiones en el sector. “Para que haya inversión tiene que haber un marco predecible tanto en energías renovables como en otros temas», ha subrayado.

Serrano ha insistido en que los inversores sepan qué va a ocurrir disponiendo de las fórmulas, de forma que éstas no cambien «a mitad de la jugada» en referencia a los ajustes retributivos anunciados por el ministro Nadal para el sistema eléctrico y gasista. Por su parte, el presidente de Sedigas, Antonio Peris, también insistió en la necesidad de un marco predecible y destacó la competitividad del sector gasista: «Es el único sector que para captar clientes tiene que entrar en casa y, si no es competitivo, no capta clientes».

Relación entre empresa y administración

«Una relación cercana y colaborativa entre empresa y administración es la clave para cumplir con los significativos retos que el sector energético tiene por delante», fue la afirmación del presidente de Enerclub, que también ha agradecido al ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal, a sus esfuerzos en un entorno que exige la «búsqueda continua de pactos políticos».

Fijar precios altos para el carbono dispararía la desinversión en combustibles fósiles y la reducción de emisiones de CO2

Europa Press.- La fijación de precios sustancialmente altos para el carbono impulsaría significativamente la reducción de emisiones de CO2, al disparar así la desinversión en combustibles fósiles, según un equipo de economistas próximos al sector energético. Según expertos, se temía que se produjese una paradoja verde tras los acuerdos de París, pues con la anticipación de fuertes políticas de reducción de CO2, los propietarios de combustibles fósiles podrían acelerar su extracción de recursos para maximizar las ganancias, aumentado así las emisiones de CO2.

Sin embargo, y al mismo tiempo, otro efecto acarrearía que los inversores podrían dejar de invertir su dinero en plantas generadoras de carbono, ya que pueden esperar que sus activos se estanquen. El estudio elaborado por estos economistas, que por primera vez investiga ambos efectos de manera conjunta, revela que esta desinversión sí podría superar esta paradoja verde pero sólo si se anunciaran de manera creíble precios altos del carbono.

«Las fuertes políticas climáticas futuras pueden reducir las emisiones incluso antes de que entren en vigor si se anuncian de manera creíble», afirma el autor principal, Nico Bauer, del Instituto Potsdam de Investigación del Impacto Climático (PIK), en Alemania. Si bien el Acuerdo de París es débil en ambiciones políticas a corto plazo, con cerca de 200 países que se comprometen a limitar el aumento de la temperatura a menos de 2 grados centígrados en comparación con los niveles preindustriales, se requerirán políticas climáticas fuertes en el futuro para reducir las emisiones a largo plazo.

«Encontramos que 10 años antes de que se introduzcan realmente las políticas de fijación de precios del carbono, los inversores comienzan a sacar su dinero del sector energético del carbón. Rehúyen invertir en centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles ya que se dan cuenta de que la vida útil de estas plantas se verá reducida por la política climática futura. Descubrimos que esta desinversión reduce las emisiones entre un 5% y un 20%, dependiendo de la fortaleza de la política climática, ya en el tiempo anterior a la implementación de la política climática», explica Bauer.

El carbón es particularmente susceptible a los precios del carbono. «Agregar un precio del carbono de 20 dólares estadounidenses por tonelada de CO2 duplica el coste del uso del carbón», destaca Christophe McGlade, del University College London (UCL), en Reino Unido, y la Agencia Internacional de la Energía (IEA). «Los inversores del sector energético ven que las plantas de carbón no serán competitivas con los precios del carbono y, por lo tanto, cambiarán sus carteras hacia fuentes de electricidad con bajas emisiones de carbono«, apunta.

Mejor adoptar medidas cuanto antes

Según indica McGlade, el petróleo es «mucho menos sensible a los precios del carbono». «Aunque descubrimos que el efecto paradoja verde puede surgir en los mercados petroleros, con los principales propietarios de recursos petroleros impulsando la producción por temor a que sus recursos se queden encallados, es probable que sea mucho más pequeño que el efecto de desinversión que reduce el uso de carbón», añade.

Comúnmente, se emplean simulaciones informáticas de la dinámica futura de los mercados de energía para investigar los efectos económicos de las políticas. «Realizamos nuestras simulaciones con una variedad de niveles de precios de CO2, alcanzando constantemente entre 25 y 300 dólares estadounidenses por tonelada de CO2 para 2050, con un escenario medio que alcanza los 100 dólares estadounidenses. Estos impuestos se introdujeron con una serie de demoras diferentes para representar varios grados de rigor y credibilidad de la política climática y ver cómo reaccionan los mercados de combustibles fósiles en anticipación de tales políticas climáticas», relata Jérôme Hilaire de PIK.

Este experto subraya que esto sirve para darse cuenta de las incertidumbres, pero el efecto de desinversión prevalece sobre el efecto paradoja verde en casi todos los casos fiscales investigados, independientemente de la demora en la implementación y, por lo tanto, disminuye las emisiones globales. Sólo si el precio del CO2 comienza muy tarde, por ejemplo, antes de 2050 a un nivel muy bajo, la anticipación de las fuerzas del mercado conduce a un aumento en las emisiones de CO2 en lugar de una disminución».

«Nuestros resultados dependen de algunas suposiciones cruciales: que los responsables políticos pueden comprometerse a introducir políticas climáticas sólidas en varios años en el futuro, que el precio del carbono es uniforme en todas las regiones, que los inversionistas creen que los responsables políticos harán lo que dicen que harán; que los inversores son astutos en la adaptación de sus estrategias de inversión en consecuencia», apunta Paul Ekins, de UCL, también perteneciente al Panel de Alto Nivel de la Comisión de Descarbonización de la Unión Europea.

Si se introdujeran diferentes regulaciones de precios de CO2 a distintos precios en varios países, aunque algunas instalaciones de producción intensivas en emisiones se moverían de lugares de alta regulación a aquellos con estándares bajos, este efecto es limitado. «Los esquemas de fijación de precios de emisiones de CO2 están emergiendo en China, la Unión Europea se encuentra actualmente en el proceso de arreglar su esquema comercial, y los precios del CO2 están vigentes en Reino Unido, Chile, Canadá e, incluso, en California», señala Ekins.

El experto concluye que el Acuerdo de París emitió una fuerte señal de que los responsables políticos toman en serio el cambio climático y están listos y dispuestos a cumplir con las reducciones de emisiones necesarias. «Al anticipar la implementación de políticas para enfrentar el cambio climático, las fuerzas del mercado probablemente reducirán las emisiones, ayudándonos en el primer paso para lograr reducciones de emisiones profundas, siempre y cuando las señales de política sean fuertes, claras y creíbles», indicó Ekins.

La mayor aportación de la energía eólica en el mes de diciembre ahorró más de 400 millones al sistema eléctrico

Europa Press.- La aportación de la energía eólica durante diciembre, en el que fue la primera tecnología en generación cubriendo el 24,3% de la demanda en España, permitió un ahorro a los consumidores de más de 400 millones de euros, según indicó la Asociación Empresarial Eólica (AEE).

En concreto, sin esa mayor aportación eólica en diciembre, el precio medio del mercado eléctrico podría haber sido de hasta 20 euros por megavatio hora (MWh) superior al que finalmente se traslada a los consumidores, por lo que su incremento en la generación ha supuesto un ahorro de un 30-35% respecto a una situación climatológica similar a la del año pasado. De esta manera, la eólica ha atemperado la subida de los precios de la electricidad en un mes de diciembre marcado por una mayor demanda eléctrica y la sequía.

El último mes de 2017 fue el segundo mes de diciembre con más generación eólica de la historia, sólo superado por diciembre de 2012, y duplicó su generación eléctrica con respecto al de 2016. Así, aumentando la demanda eléctrica y con el precio medio del gas natural un 7,6% superior a diciembre de 2016, la mayor aportación eólica permitió que el precio medio del mercado eléctrico haya cerrado en torno a unos 60 euros por MWh, frente a los más de 75 euros por MWh que podría haber alcanzando de no haber incrementado su generación, según indicaron fuentes del sector.

Además, el pasado 27 de diciembre se registró un récord de producción eólica, con un total de 330 GWh, siendo la primera tecnología en el mix de generación, con una cobertura de la demanda de electricidad del 47%, según datos de Red Eléctrica de España. En 2017, la energía eólica fue la segunda tecnología del sistema energético español, con el total de los 23 gigavatios (GW) instalados produciendo más de 47 teravatios hora (TWh), lo que ha supuesto el 19,2% de la electricidad consumida a nivel nacional en el año.

La AEE destacó que 2017 fue un año de «crecimiento» para el sector y que estuvo marcado por las subastas de renovables celebradas por el Gobierno, que «han dado un importante impulso» tras años en los que sólo se han instalado 65 MW eólicos y en los que la industria se ha visto obligada a exportar el 100% de su fabricación, y por el reto que representa la transición energética.

Como retos para 2018, la patronal considera necesaria una mayor electrificación de la economía y una mayor contribución de las renovables, y demanda una planificación para los próximos años que garantice un mix equilibrado. Además, pide establecer un marco regulatorio estable que permita atraer las inversiones necesarias para llevar a cabo una transición energética y, en el caso de Canarias, cree fundamental apostar por la eólica para abaratar el coste de generación en las islas, que actualmente es más del doble que en la Península.

Endesa reitera que no tomará decisiones sobre sus centrales térmicas hasta conocer la normativa definitiva sobre el cierre de centrales

Europa Press.- Mientras el Instituto Internacional de Derecho y Medio Ambiente (IIDMA) ha criticado el borrador de real decreto para evitar el cierre de las centrales térmicas al considerarlo «incoherente», «carente de sentido en el contexto actual» y con algunos preceptos de «dudosa legalidad», Endesa ha reiterado que esperará a conocer el contenido definitivo del real decreto y la nueva Ley de Cambio Climático y Transición Energética antes de tomar una decisión sobre sus plantas de carbón.

Fuentes de la energética señalaron que el Gobierno tiene el derecho y el deber de fijar la política energética del país, por lo que aguardarán a conocer la letra definitiva del decreto y la Ley de transición energética, y cualquier iniciativa se hará «en coordinación con la política energética que determine el Ministerio«. En su plan estratégico 2017-2020, Endesa reafirma su apuesta por la descarbonización total de su mix para 2050, defendiendo la operación de la energía nuclear a largo plazo para garantizar la seguridad del suministro y la preservación del carbón para evitar mayores emisiones y costes del sistema.

A este respecto, llevará a cabo inversiones por 400 millones de euros hasta 2020 destinadas a la seguridad y operación a largo plazo de su capacidad nuclear y de 300 millones de euros para las inversiones medioambientales en sus térmicas. El pasado mes de mayo, Enel, principal accionista de Endesa, anunció su intención de cerrar las centrales de Compostilla (León) y Andorra (Teruel) en 2020 por no ser viables económicamente.

Abogados ambientales critican el decreto

Por su parte, el IIDMA advierte de que algunas de las disposiciones del texto que trabaja el Ministerio de Energía incluye disposiciones que podrían «no estar apegadas a la legalidad» y que en el contexto de transición energética «no es razonable», ya que no contempla criterio de salud ni protección del medio ambiente recogidos expresamente en los artículos 43 y 45, respectivamente, de la Constitución española. En su opinión, lejos del borrador de Real Decreto, sería exigible la «unión de esfuerzos» para lograr un plan de cierre de las centrales «ordenado y progresivo» y, al mismo tiempo aumentar la capacidad fotovoltaica española, de acuerdo con los objetivos de largo plazo.

Tras analizar el texto, añade que disposiciones como la retroactividad o la solicitud de información contable sin considerar los costes de adaptación, o las razones para la denegación de los cierres o la competencia para realizar el informe de valoración medioambiental «son incoherentes». Asimismo, ven «poco racional» exigir presentar la información contable de las instalaciones de los últimos 3 ejercicios sin incluir los costes de adaptación que deben hacerse para seguir funcionando en un futuro.

En este contexto, precisa que las centrales térmicas de carbón en España están operando bajo excepciones a los valores límites de emisión de contaminantes como el SO2, NOx y partículas, como en el Plan Nacional Transitorio, bajo el que se acogen 13 de las 15 centrales. Si bien, para poder seguir operando después de 2020 deberían hacer grandes inversiones en sistemas de desulfuración y desnitrificación. De hecho, calculan que a Endesa le costaría unos 400 millones de euros adaptar las centrales de As Pontes (Galicia), Litoral (Andalucía) y Alcudia (Baleares).

También duda el colectivo sobre la legalidad de la disposición transitoria única que prevé la retroactividad del mismo, porque el texto sería de aplicación a «todos» los cierres solicitados desde el 15 de septiembre. La memoria que acompaña al borrador tampoco justifica de forma razonada la necesidad de retroactividad. Asimismo, recuerda que el futuro Plan de Energía y Clima del Paquete de Invierno de la Unión Europea, que está en negociación, incluirá los objetivos, metas y la contribución de España en descarbonización, metas de energía renovable y eficiencia energética, seguridad, mercado interno de la electricidad y la I+D+i y competitividad.

Finalmente, el IIDMA ve necesario aumentar la capacidad de generación fotovoltaica y precisamente, en el contexto de sequía, que está agotando la fuente de energía hidroeléctrica, insiste en la importancia de buscar soluciones que permitan cumplir los compromisos internacionales como el Acuerdo de París contra el cambio climático. La directora del IIDMA, Ana Barreira, criticó el Decreto por no ser «razonable» en un contexto de transición energética y lamenta la «falta de visión» y previsión a medio plazo del Ministerio ya que «un gran número de centrales» tendrán que cerrar en julio de 2020 y, como máximo, todas tendrán que terminar como mucho en 2030.

Enel descarta realizar una gran adquisición y afirma que su filial española Endesa «no entra en el juego» de fusiones

Europa Press.- El consejero delegado de Enel, Francesco Starace, ha descartado realizar «una gran fusión» dentro del movimiento de grandes adquisiciones que se está planteando en el mercado energético europeo y ha reiterado de nuevo que Endesa «no entra en el juego».

En este sentido, Starace subrayó que «cada dos meses» se plantea la cuestión de las grandes adquisiciones, aunque aseguró que a este respecto tiene «una visión negativa» ya que consideró que «no es una propuesta interesante». «Los bancos sugieren esas operaciones cada dos meses, es algo que hay que aceptar. Siempre hemos sido muy amables y escuchado lo que proponen los bancos, pero eso no significa que sea así», señaló.

Además, dentro de estos rumores de fusiones en el mercado energético Starace señaló que, a pesar de que siempre se mete a Endesa, la compañía española, participada en un 70% por Enel, «no entra en el juego«. A este respecto, indicó que Endesa «no estará activa» fuera del mercado ibérico, aunque sí que va a estar «activa» en él por medio del crecimiento en renovables.

Asimismo, Starace negó cualquier interés en Innogy, compañía alemana participada mayoritariamente por RWE y con la que ha sido vinculada Enel en los últimos tiempos, ya que se trata de «una compañía grande». Lo que no descartó el directivo italiano fue poder participar en operaciones de adquisición de empresas de tamaño mediano, ya que aportan «más valor», según su opinión, que las grandes fusiones y adquisiciones, «que requieren mucho esfuerzo».

A este respecto, valoró la enseñanza que supuso la compra de Endesa en 2009, en una de las mayores adquisiciones en el mercado energético de la última década, ya que «necesitamos casi 10 años para obtener beneficio de una gran adquisición y creemos que no es aceptable». No obstante, Starace precisó que Enel está «contenta» con la compra de Endesa, ya que se trata de una compañía de las más rentables del sector en Bolsa y de la que los accionistas reciben «unos dividendos extraordinarios«.

España suma su 29ª demanda ante el Ciadi por el recorte a las renovables que denuncian inversores alemanes y suizos

Europa Press.- España ha sumado una nueva demanda ante el tribunal internacional de arbitraje del Ciadi en contra de los recortes aplicados a las energías renovables por las reformas del Gobierno en los años 2010 y 2014. Esta nueva demanda, que suma la 29ª contra el Estado español ante este organismo, ha sido presentada por las alemanas DCM Energy GmbH & Co. Solar 1 KG y 2 KG, Hannover Leasing Sun Invest 2 Spanien Beteiligungs GmbH y la suiza Edisun Power Europe.

Estas sociedades alemanas y suizas están asesoradas en la demanda por el bufete King & Spalding y por Gómez-Acebo-Pombo, según consta en los registros del tribunal. Esta demanda, presentada a finales de octubre, se une a las planteadas a lo largo de los últimos años ante este tribunal por compañías como Eurus Energy Holdings Corporation, una sociedad participada en un 60% por el conglomerado empresarial japonés Toyota que cuenta con 552 MW de renovables en España; la alemana E.ON, la firma portuguesa Cavalum y los japoneses de JGC Corporation, así como las firmas alemanas KS Invest y TLS Invest, Steag, BayWa, RREEF y un consorcio de 8 empresas en el que participa RWE, entre otros.

Además de en el Ciadi, otras sociedades presentaron arbitrajes contra España en otros organismos internacionales, como la Cámara de Comercio de Estocolmo o la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil (Uncitral). En mayo se falló el primer laudo arbitral por los procedimientos abiertos en el Ciadi contra España por el recorte en la retribución a las renovables, en el que se estimaba parcialmente la demanda de Eiser Infraestructure Limited y Energía Solar Luxembourg y se condenaba a España al pago de 128 millones de euros más intereses.

De todas maneras, el fallo del tribunal de arbitraje dependiente del Banco Mundial consideraba que “no podía ser extrapolado ni constituir un precedente vinculante» para otros casos. No obstante, el Gobierno de España presentó este verano ante el propio Ciadi el recurso contra este laudo, que supuso el primer revés en las demandas internacionales por los recortes a las renovables acometidos primero a finales de 2010, con el PSOE al frente del Ejecutivo, y después en 2013, con la aprobación de la reforma del sector eléctrico del Gobierno del PP.

Las reclamaciones de los inversores extranjeros en tribunales internacionales de arbitraje por estos recortes a las energías renovables asciende a 7.566 millones de euros, según indicó recientemente el Ministerio de Energía a los diputados de Unidos Podemos Rosa Martínez (Equo) y Josep Vendrell (En Comú). Además, el Gobierno subraya que esta cantidad podría aumentar, ya que existían aún varias causas abiertas en las que el inversor aún no había presentado demanda. Entre todas las demandas presentadas, destaca la interpuesta por el conglomerado The PV Investors ante Uncitral, que asciende a 1.900 millones de euros, casi una cuarta parte de todas la cantidad demandada a España.

Bruselas aprueba el régimen español de ayudas a las renovables

Europa Press.- La Comisión Europea ha dado luz verde al plan de España de ayudas a la producción de electricidad a partir de fuentes renovables al concluir que cumple con las normas europeas en materia de ayudas de Estado y que contribuirá a cumplir los objetivos de la Unión Europea en materia de energía y cambio climático.

El régimen está vigente desde 2014 y se aplica tanto a nuevos beneficiarios como a aquellas centrales que se acogían al régimen anterior. En total, cuenta con unos 40.000 beneficiarios y los pagos en 2016 en virtud de este plan ascendieron a 6.400 millones de euros, según explicó el Ejecutivo comunitario. Los beneficiarios de este sistema reciben una prima por encima del precio de mercado de electricidad. La ayuda tiene el objetivo de compensar los costes que no pueden ser recuperados mediante la venta de electricidad al mercado, así como de obtener un margen de beneficio razonable de la inversión.

Avala las subastas de renovables

Las ayudas a nuevas centrales se conceden desde 2016 a través de subastas competitivas, en la que los beneficiarios reciben compensaciones únicamente si el precio de mercado cae a niveles «muy inferiores» con respecto a los precios actuales. Esto, señala Bruselas, ayuda a garantizar la financiación de los proyectos y completarlos a tiempo. La Comisión Europea ha explicado que en las subastas de mayo y julio de este año compitieron diferentes tecnologías y se adjudicaron ayudas a más de 8 gigavatios de capacidad, sobre todo a parques eólicos y solares.

El Ejecutivo comunitario ha evaluado el régimen español de ayudas a las renovables para determinar si se ajusta a la norma europea que exige subastas competitivas y garantiza que la utilización de fondos públicos sea limitada y no exista sobrecompensación. Finalmente, arribó a la conclusión de que las medidas aumentarán el porcentaje de electricidad generada a partir de fuentes renovables y se reducirá al mínimo el falseamiento de la competencia causado por las ayudas estatales.

«Las últimas subastas de energía procedente de renovables en España han puesto de manifiesto los efectos positivos de la competencia. Las empresas están dispuestas a invertir en nuevas instalaciones con niveles muy bajos de ayudas estatales. La transición de España a un suministro de energía sostenible y bajo en emisiones es importante y este régimen contribuirá a ello», aseveró la comisaria de Competencia, Margrethe Vestager.

Arias Cañete se muestra partidario de elevar el objetivo de renovables al 40% para 2030 a pesar de los sobrecostes

Europa Press.- El comisario de Acción Climática y Energía de la Comisión Europea, Miguel Arias Cañete, se ha mostrado a favor de elevar los objetivos en renovables fijados en el Acuerdo de París, que se establecieron en un 27% para 2030, y elevarlos al 40% a pesar de los costes mayores de lo previsto que esto supondría.

Arias Cañete ha explicado el escenario que se está viviendo en Bruselas con respecto a la implantación de renovables y que pasa por la «poca ambición» de la Comisión Europea, que prefiere mantener el reto en el 27% acordado, mientras que el Parlamento Europeo es más «tolerante» y apuesta por aumentar el objetivo a entre un 30% y un 40%.

En este sentido, ha destacado la labor del ponente de renovables, el socialista español José Blanco, que ha calificado de «excepcional» por su intención de llevar hasta el 35% la cuota de las energías verdes. Esta cifra sería, además, vinculante a los Estados miembros y también tendría objetivos nacionales. Preguntado por esta propuesta de Blanco, el comisario ha reconocido que no sabe si será posible asumirla, pero se ha mostrado «confiado». «Yo creo que va a proponer el 35%, pero si se llega al 40%, bienvenido», insistió el exministro español.

Arias Cañete ha recordado que este aumento de los objetivos sigue la línea de lo solicitado por el Congreso de los Diputados, que ha instado al Gobierno, a través de una moción de Unidos Podemos acordada finalmente con el PSOE y Ciudadanos y apoyada por Esquerra Republicana, PDeCAT, Compromís, UPN y Bildu, a defender en el marco comunitario objetivos verdes más exigentes y a marcar como objetivo un uso de renovables del 40% en 2030.

A pesar de apoyar esta iniciativa, el exministro ha reconocido que en Bruselas va a ser un «debate complicado» por las cifras que aporta cada órgano y porque aumentar los objetivos va a suponer un sobrecoste. En concreto, ha indicado que pasar de un 27% a un 30% supondrá hasta 1.600 millones más al año entre 2021 y 2030, mientras que llegar al 40% implicaría un aumento de 87.000 millones anuales en el mismo periodo.

Aún así, el comisario ha señalado que desde el Parlamento Europeo se ha solicitado una nueva modelización sobre renovables porque, según apunta Arias Cañete, cuando se realizó la propuesta se usaron datos de 2014 y, en estos 3 años, los precios de las energías verdes, «sobre todo la fotovoltaica, la eólica y la eólica marina, han descendido de forma significativa«. Así, ha explicado que «los costes de implantación son menores a los estimados» hasta el punto que alcanzar el 27% acordado en 2030 supondría 2.900 millones de euros menos al año, entre 2021 y 2030.

Durante su intervención, Arias Cañete también se refirió a los objetivos en emisiones y, en referencia a España, explicó que su horizonte de reducción en 2016 se situó en un 16%. En este sentido, se ha mostrado optimista y auguró que el país está «en camino de cumplir el objetivo para 2020». «Pero los de 2030 son más ambiciosos y las complicaciones empiezan con estos nuevos objetivos«, concluyó el comisario.

Otra de las cuestiones referidas por el comisario ha sido el de limitar los pagos por capacidad, tal y como reclamaba la moción aprobada por el Congreso, como un «último recurso» del sistema eléctrico. Preguntado por esta cuestión por varios de diputados, Arias Cañete asegura que, en ese sentido, su visión «coincide» con la postura expresada por la mayoría parlamentaria.

«Tiene que ser una opción de último recurso. No puede ser generalizado», ha aseverado, ya que si se efectúan aun pudiendo recurrir a una producción suficiente de otras energías, constituirían «lisa y llanamente una ayuda de Estado«. Así, ha abogado por que en la directiva se establezca «una definición muy limitada y acotada» de esta opción, pues cree que deben de ser «transitorios, no limitados».

Estos pagos por capacidad, defendidos por el ministro de Energía, Álvaro Nadal, permiten recurrir a energías de respaldo en momentos en los que las renovables no suministran suficiente potencia al sistema, retribuyendo de forma adicional para compensar el coste de mantener sin actividad estas centrales de generación, como las térmicas. Asimismo, Arias Cañete ha reivindicado el análisis de alternativas previo a esos pagos, como el de las interconexiones y que, si hay que recurrir a éstos, se hagan dentro de una dinámica de oferta y demanda para abaratar los costes.

Los límites de emisión para esos pagos por capacidad, sin superar los 550 gramos de CO2 por megavatio en línea con la propuesta de la Comisión. Para el comisario, estos límites no afectan a la elección de mix energético por parte de cada país, sino a los pagos por capacidad, dentro de un proceso progresivo de descarbonización. Los límites diferencian a las nuevas plantas, que si superan esos límites no son retribuidas, y las existentes, que tienen un plazo de 5 años. «Lo que se plantea es si hay períodos transitorios más largos para apoyar a las existentes», ha apostillado.

En todo caso, Cañete ha explicado que tanto el Parlamento Europeo como el Consejo de Europa son partidarios de limitar aún más las emisiones para estos pagos y llevarlos hasta 450gr/MW, un techo «más ambicioso que el de la Comisión», algo que comparte. Respecto a reservar un acceso prioritario a la red energética de las energías renovables, Cañete ha llamado a hacer «una reflexión más profunda» pues ha argumentado que estas posiciones podrían tener sentido «cuando eran marginales». «Piensen que vamos a llegar a una generación superior del 50%. Tienen que competir en mercado», sentenció.