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El PP quiere que Enresa ajuste el valor de las tasas que cobra a las nucleares para gestión de residuos

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Así consta en una de las dos propuestas de resolución que el grupo popular ha presentado al informe anual de fiscalización de la gestión realizada por la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (Enresa)del fondo para la financiación de las actividades del plan general de residuos radiactivos en los ejercicios 2010 y 2011.

Estas iniciativas serán debatidas en la Comisión Mixta (Congreso-Senado) para las relaciones con el Tribunal de Cuentas.

Además, los populares quieren que se articule un procedimiento formal de comunicación entre Enresa y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que permita a aquella contrastar los elementos que integran las bases imponibles de las tasas que recaen sobre las empresas titulares de las centrales y los registros correspondientes al sistema eléctrico.

Izquierda Plural, por su parte, planteó instar al Tribunal de Cuentas a realizar un informe de fiscalización específico referido a la actividad contractual de Enresa, abordando la fiscalización de la contratación de la empresa nacional de residuos a empresarios particulares, el volumen total de gasto subcontratado y el grado de concentración de adjudicatarios en los procesos de selección.

Revisión de los elementos tributarios

Fue a principios de febrero cuando el presidente del Tribunal de Cuentas presentó en sede parlamentaria una serie de recomendaciones a Enresa en las que le sugería la conveniencia de revisar cada año los elementos tributarios de las dos tasas que caen sobre los titulares de centrales nucleares para la gestión futura de los residuos radiactivos que estas generan.

Según el Informe de fiscalización de los ejercicios 2010 y 2011 del Tribunal, estas tasas se deberían actualizar en función de las necesidades de financiación futura resultantes de las actualizaciones socio-financieras de las previsiones contenidas en los en el Fondo para la financiación de las actividades del Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR) que Enresa comunica al Ministerio de Industria, Energía y Turismo.

El objetivo de esta recomendación es «garantizar» que las dotaciones anuales al Fondo se distribuyan a lo largo del periodo que queda de vida útil de las centrales nucleares.

Además, para adecuar los recursos acumulados en el fondo para los costes futuros que deberá afrontar Enresa tras el cierre de las centrales nucleares en explotación, el Tribunal sugiere que podría plantearse «como alternativa» al incremento de la cuantía de las tasas que recaen sobre los titulares de las plantas atómicas, la «internalización por estas empresas» de los costes por asignaciones a Ayuntamientos e impuestos medioambientales que, a pesar de estar asociados a la generación de energía nucleoeléctrica, se han cargado anualmente desde su implantación al Fondo para la financiación de actividades del PGRR.

Asimismo, considera que Enresa «debería cargar» al fondo imputable a las centrales nucleares en explotación la «totalidad de los costes soportados» por Asignaciones a Ayuntamientos afectados por las centrales nucleares e instalaciones de almacenamiento de combustible gastado o residuos radiactivos, que se han venido repartiendo entre los cuatro fondos en los que figuraba distribuido el Fondo para la financiación de actividades del PGR, a pesar de que la Ley de 1997 no les otorgó la consideración de costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.

A juicio del Tribunal, teniendo en cuenta las cantidades recaudadas por tarifas, peajes o precios y los rendimientos financieros generados para afrontar los costes de la gestión de los residuos radiactivos del sector eléctrico y del resto de instalaciones radiactivas, tras el cambio regulatorio de 2009 «no garantizaría como requiere la normativa comunitaria y la legislación nacional» que no se trasladen a generaciones futuras parte de los costes derivados de la clausura y desmantelamiento de las instalaciones nucleoléctricas.

Esto se debe a que no se obliga a revisar cada año los elementos tributarios de las tasas que recaen en los titulares de las centrales nucleares y a trasladarles cada año las desviaciones significativas que en la financiación de esos costes de acuerdo con el Plan General de Residuos Radiactivos.

Industria asegura que no puede revocar el permiso de sondeo en Canarias hasta que caduque

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«La Ley General de Hidrocarburos solamente permite la extinción de un permiso cuando el operador renuncia a él», afirmó Hernández Bento (PP), que salió así al paso de la reclamación del presidente del Gobierno de Canarias, Paulino Rivero (CC), de anular definitivamente la autorización concedida a Repsol.

Este alto cargo del Ministerio recordó que la compañía española tiene autorización para buscar hidrocarburos al este de Canarias hasta abril de 2016, fecha hasta la cual la administración «no puede hacer nada, sino esperar a que caduquen los permisos o a que el operador renuncie».

Hernández Bento insistió en que, en el caso de sondeos petrolíferos, «los trabajos de investigación se autorizan por un periodo de tiempo determinado», y que, mientras «no pase ese periodo de tiempo, el Ministerio no puede hacer nada».

En todo caso, «tendrán que ser ellos (Repsol y sus socios en el proyecto) quienes renuncien al mismo», sentenció.

Castilla y León «enmienda a la totalidad» el borrador de orden sobre el carbón de Industria

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Según ha informado el portavoz de la Junta, José Antonio de Santiago-Juárez, a través de una carta remitida el pasado lunes por Herrera al ministro y que publica este viernes el Diario de León, el jefe del Ejecutivo regional advierte de que ese borrador no soluciona el problema de la minería en Castilla y León.

Del mismo modo, Herrera solicita a Soria que impulse la adopción inmediata de todas las medidas que favorezcan la estabilidad y viabilidad a corto y a medio plazo de un «sector social y económicamente tan importante» tanto para Castilla y León como para el conjunto de las necesidades energéticas de España.

«En resumen, no sirve el proyecto de borrador, no da soluciones al problema del sector en Castilla y León y se lo dice claramente», ha advertido de forma tajante el portavoz, quien ha anunciado la remisión al Ministerio de un posterior informe más completo con argumentos sobre el rechazo de la Junta al borrador de orden ministerial.

Esta misiva es una continuación a la conversación que mantuvo el pasado lunes, 13 de abril, con el ministro sobre el futuro del carbón que dio a entender a la Junta, como admitió el mismo portavoz tras el Consejo de Gobierno del jueves 16, que Soria empezaba a entender la importancia del sector del carbón para la comunidad autónoma castellanoleonesa, principalmente para las montañas leonesa y palentina.

«Yo creía que poco a poco lo iba entendiendo… a lo mejor es que es más poco a poco de lo que yo pensaba», ha asumido.

El CGPJ aprueba destinar una juez de refuerzo al caso Castor

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Según informó el CGPJ, su Comisión Permanente acordó el refuerzo para el juzgado que investiga si, al hilo de este proyecto gasístico, se cometieron delitos de prevaricación medioambiental, contra el medio ambiente y los recursos naturales. Las medidas de refuerzo van dirigidas, concretamente, al Juzgado de Primera Instancia e Instrucción número 4 de Vinaroz (Castellón), que desde el mes de enero instruye el caso Castor.

Una de las acciones de refuerzo aprobadas por el CGPJ, que la adoptó a propuesta del Tribunal Superior de Justicia de la Comunidad Valenciana, consiste en la adscripción a ese juzgado de Vinaroz, inicialmente por un periodo de seis meses, de la jueza sustituta que estuvo al frente del mismo hasta que en febrero se incorporó el nuevo titular del órgano judicial. Esta jueza se ocupará de parte de la actividad ordinaria del juzgado junto a su titular, quien tendrá la competencia exclusiva en la tramitación del caso Castor, que cuenta ya con dieciocho imputados.

La Comisión Permanente también ha acordado otorgar la prolongación de jornada al secretario judicial del juzgado, así como solicitar a la Dirección de Justicia de la Consejería de Gobernación y Justicia de la Generalitat Valenciana el nombramiento en régimen de interinidad de un funcionario del Cuerpo de Tramitación Procesal. Un esfuerzo dirigido a reforzar la actividad de un juzgado que investiga supuestas irregularidades en la tramitación de la concesión de explotación del almacén gasista Castor.

Las instalaciones de almacenamiento gasista Castor cesaron su actividad de forma temporal en septiembre de 2013 por orden del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, tras la actividad sísmica detectada en la zona, con el fin de solicitar información al Instituto Geográfico Nacional para conocer si los movimientos estaban relacionados con los trabajos realizados en la planta. El Instituto Geográfico Nacional comenzó a detectar actividad sísmica e inició un seguimiento especial debido al incremento de la actividad. Inicialmente, la localización de los epicentros se situó en torno a la plataforma Castor y en su informe, concluyó que existía una «relación directa» entre la actividad de la planta y los movimientos.

Industria reducirá a casi la mitad la cantidad de carbón nacional que será comprado por las eléctricas en 2015

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Los 6 millones de toneladas sobre los que se realiza la comparación son los recogidos en la última edición, la de 2014, del ya extinto decreto del carbón, si bien la cantidad que finalmente compraron las eléctricas ha quedado realmente muy por debajo de esa cifra debido a las circunstancias excepcionales del ejercicio. El nuevo mecanismo consistirá en unos pagos por capacidad que se repercuten sobre la parte de mercado del recibo de la luz y que se abonarán a las eléctricas por realizar mejoras medioambientales en las centrales térmicas que compran carbón nacional. En concreto, se incentivan las inversiones encaminadas a la reducción de emisiones de óxidos de nitrógeno.

El borrador de orden ministerial recoge la quema cada año a partir de 2015 y hasta 2018 de unas cantidades de carbón equivalentes a 4,025 millones de termias PCS por megavatio (MW) instalado, lo que, según fuentes del sector, equivale a 3,8 millones de toneladas. El pago se articulará en torno a una retribución por unidad de potencia. Será de 72.000 euros por MW, lo que, de aplicarse sobre todo el parque de centrales térmicas que queman carbón nacional, implicaría el desembolso de 326 millones de euros, cerca de la mitad de los entre 500 y 600 millones anuales del ya expirado decreto del carbón.

No obstante, esta cifra será muy inferior debido a que no todas las centrales podrán adaptarse a los requisitos. Fuentes del Ministerio de Industria cifran el importe final en unos 100 millones de euros. En la actualidad, existen nueve centrales que queman el mineral nacional, que son Soto de Ribera 3, Narcea 3, Anllares, La Robla 2, Compostilla, Teruel, Guardo 2, Puentenuevo 3 y Elcogás. Industria obligará además a las térmicas a presentar, antes de recibir el pago, documentos que acrediten contratos de aprovisionamiento cerrado en los que se contemple la entrega de carbón cada año. Los contratos deben cerrarse en un plazo máximo de un mes desde la entrada en vigor de la orden.

Rechazo manifiesto de los sindicatos

CCOO y UGT expresaron su rechazo a la orden de pagos por capacidad que regulará el incentivo a la inversión para mejorar las instalaciones de producción de electricidad a partir de carbón autóctono, al considerar que «incumple» lo acordado en el Marco de Actuación para la Minería del Carbón 2013-2018. En este sentido, desde Comisiones Obreras (CCOO) ya presentaron alegaciones al Ministerio de Industria y reclaman que se elabore una nueva propuesta «que respete lo acordado y asegure que las eléctricas adquieren las producciones» que estimó el Plan del Carbón.

De lo contrario, el sindicato advirtió de que «cerrarán de inmediato algunas explotaciones y el resto reducirá plantilla», ya que de los cálculos efectuados en el documento aportado por Industria concluye que la obligación de compra que refleja el borrador de pagos por capacidad es un 50% inferior a lo pactado. Para CCOO, también es necesario establecer el periodo de compra de carbón autóctono, con un periodo más amplio, en el horizonte del 2020 o posterior, para que las empresas que puedan continuar su actividad planifiquen su futuro a medio y largo plazo. También consideran que los recursos destinados para las inversiones que deben incentivar el proceso de desnitrificación «son muy escasos, muy lejos de las cifras que se barajaban».

Por su parte, UGT también remitió sus alegaciones a Industria y subrayó la «urgente necesidad» de materializar el compromiso del Ministerio de garantizar estructuralmente, en los próximos días, las ventas por parte de las empresas mineras del carbón a las compañías eléctricas para este año 2015. Asimismo, el sindicato advirtió de que esta «exigua obligación de compra», cuyas consecuencias se van a sentir especialmente en León y el Sur-Occidente de Asturias, se compensa con una «drástica» reducción del presupuesto anunciado para el mecanismo que «decían de ser de 400 millones«.

En concreto, según sus cálculos, los 72.000 euros por megavatio (MW) instalados reporta una subvención de 25,2 euros por grupo, que multiplicado por los diez grupos «da un presupuesto de 250 millones, bien lejano del 100% del coste anunciado, que está en los 35 a 40 millones por grupo». «El borrador propuesto es irreal, ya que para que las empresas del carbón vendan el 50% de lo firmado es necesario que estén los 10 grupos de consumo en funcionamiento», añadió.

El Ministerio de Industria analizará que la interrumpibilidad se adjudique «a más largo plazo»

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En este sentido, Teresa Baquedano reconoció que el cambio impulsado por el Ministerio de Industria, que adjudica la interrumpibilidad mediante un sistema de subastas, creó «incertidumbre» en el establecimiento de los precios pero apuntó que «está abierto a hacer modificaciones» para pasar a un sistema de precios predecibles. En el foro La importancia del coste energético en la competitividad de la industria española, organizado por AEGE, Baquedano indicó que se analizará que sean subastas «por productos y a largo plazo«.

Asimismo, la representante de Industria defendió el marco regulatorio elaborado para el servicio de interrumpibilidad, que «debe ser eficiente» y, por lo tanto, servirá para que el coste sea así un precio real de mercado. Además, destacó que las medidas puestas en marcha en el sector energético han servido para lograr un equilibrio entre costes y precios, eliminando el déficit eléctrico y gasista, dando estabilidad en los precios energéticos, «con una tendencia a la baja«.

Por su parte, la secretaria de estado de Industria y Pymes, Begoña Cristeto, señaló que el Gobierno trabaja en «completar» las reformas eléctricas y gasista al tiempo que destacó la necesidad de disponer de precios de energía que permitan a las empresas españolas competir en el exterior. En este contexto, señaló que el Gobierno tiene como reto implementar medidas que permitan «disponer de un más amplio y eficiente sistema eléctrico«.

Suministro CEP: competitivo, estable, predecible

La industria necesita precios energéticos competitivos para acudir al mercado exterior. Esta idea fue compartida por las empresas y la Administración Pública durante el Foro anual de AEGE. La presidenta de la organización, Esther Alonso, hizo hincapié en la necesidad de la industria de disponer de un suministro eléctrico «competitivo, estable y predecible» lo que sería un estímulo para el sector en España. Alonso recalcó que la electricidad es una materia prima «estratégica» de las empresas de Aege, cuyos costes energéticos llegan a suponer hasta un 40% del total de sus costes, por lo que necesitan una serie de estímulos para poder alcanzar el objetivo de reindustrialización europeo, representar el 20% del PIB en 2020.

Para ello, Alonso destacó que las empresas electrointensivas han hecho «los deberes» para reforzar su competitividad, por lo que ahora es el momento de «impulsar actuaciones políticas» que favorezcan la presencia de estas compañías en España «a largo plazo» y un proceso inversor. Consecuentemente, reclamó «una política energética al servicio de la industria», así como desarrollar instrumentos puestos en marcha en otros países europeos para competir «en igualdad de condiciones», como la contratación bilateral, mejorar la compensación de los costes indirectos derivados del CO2, una exención para la industria de pagar los costes regulados del sistema eléctrico y una revisión al régimen fiscal vigente sobre el sector energético, eliminando el 7% a la generación eléctrica.

Los representantes de la industria electrointensiva como el presidente de Ferro Atlántica, Pedro Larrea, o el consejero delegado de Atlantic Copper, Javier Targhetta, coincidieron en señalar en sus intervenciones que el precio del suministro eléctrico es más elevado en España que en otros países europeos como Francia y Alemania, lo que supone «un lastre» para la competitividad de la industria española. Añadieron que en esta pérdida de competitividad influyeron algunas de las decisiones implementadas en el sector, como el aumento de la fiscalidad sobre el mercado eléctrico, la «insuficiencia» de las medidas de apoyo para la compensación de costes del CO2 y los ajustes realizados en el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad.

Targhetta lamentó que «los vaivenes regulatorios que hay en España son para volverse locos, totalmente desincentivadores para la inversión«. En su opinión, existen demasiados obstáculos para conseguir un suministro energético competitivo, como el hecho de tener un mercado a futuros «muy malo», o tener unas interconexiones eléctricas «que aún son insuficientes», del 3% de la potencia instalada ante una recomendación del 10%. Pero Targhetta señaló que también existen virtudes como tener «el mejor mix de generación eléctrica del mundo a pesar de los sucesivos Gobiernos. Con malas políticas energéticas, se han conseguido buenos resultados», argumentó el ejecutivo de Atlantic Copper.

Respecto a la interrumpibilidad, el presidente de Acerinox, Rafael Miranda, consideró que el sistema desarrollado «es una chapuza«, sobre todo «si se compara con lo que se hace en otros países». Además, recordó que la tarifa eléctrica en España soporta unos costes «que no tienen nada que ver con el sistema eléctrico» y que encarecen el recibo. Por su parte, Rosa García, presidenta de Alcoa España, lamentó que Europa «haya renunciado» a la industria electrointensiva e indicó que apoyan la lucha contra el cambio climático «pero de una manera pragmática para evitar la deslocalización y las fugas de carbono». Ambos, Acerinox y Alcoa, insistieron en que se necesitan «políticas de apoyo» a la industria electrointensiva.

El director de Operación de Red Eléctrica de España (REE), Andrés Seco, defendió el sistema de subastas que como operador del sistema eléctrica diseñó REE para la interrumpibilidad y destacó que, de esta forma, «los industriales de España pudieron elegir por primera su precio para al menos una parte no despreciable de su electricidad«. Además, Seco recordó que Industria asignó como máximo 550 millones de euros de incentivo a la industria interrumpible y que el sistema en sí únicamente ahorró 18 millones. En lo que más coincidió con los industriales presentes fue en resaltar como solución para su competitividad que en Alemania funcionan más los contratos bilaterales y la contratación a futuro mientras que en España acuden al mercado spot.

El consejero delegado de Gerdau Europa, José Jainaga, resaltó la necesidad de que los precios sean visibles a medio y largo plazo para que sea posible realizar proyecciones fiables de los resultados de los negocios españoles. «Nos vemos obligados a comprar electricidad en el mercado spot por la falta de contratos bilaterales y especialmente de un mercado de futuros competitivo, en el que en Alemania la industria compra el 80% de su electricidad, en Francia el 65%, mientras en España apenas llega al 30%. Desde la industria necesitamos precios estables«, apuntó Jainaga coincidiendo con lo apuntado por Targhetta y Larrea.

Pedro Antonio Merino, director de Estudios y Análisis del Entorno de Repsol, destacó la importancia que tiene para la industria española el gas y se remitió a la gran ventaja competitiva que ha supuesto en Estados Unidos la explotación de los hidrocarburos no convencionales mediante la técnica del fracking. También reflejó que entre 2007 y 2013, en lo que respecta a los costes energéticos subió a un ritmo de un 2% anual lo referido a la energía y a los costes de red pero en un 8% los impuestos y aranceles asociados a la energía.