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Endesa, Gas Natural Fenosa y REE empiezan julio repartiendo dividendos entre sus accionistas

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Servimedia.- Endesa reparte 0,38 euros por acción entre sus accionistas, como parte del dividendo ordinario de 0,76 euros brutos por acción con cargo a resultados de 2014; Gas Natural Fenosa reparte un dividendo complementario de 0,511 euros; por su parte, Red Eléctrica de España (REE) reparte entre sus accionistas un dividendo bruto de 2,168 euros por acción, con una rentabilidad estimada del 3,96%.

La retribución de Endesa se produce después de que la eléctrica española distribuyese en octubre el mayor dividendo de la historia de España, que alcanzó los 13,79 euros en dos pagos extraordinarios. De hecho, la compañía presidida por Borja Prado anunció su intención de distribuir la totalidad de su beneficio en forma de dividendo en sus entregas con cargo a este año y 2016, lo que supondría el pago de 0,969 euros por título con cargo a 2015. Esta cifra superaría en un 28% a los 0,76 euros abonados con cargo al beneficio de 2014.

En el caso de Gas Natural Fenosa, se trata de un dividendo complementario de 0,511 euros brutos por acción, por un importe total de más de 511 millones de euros, con lo que la retribución con cargo al ejercicio 2014 alcanza los 0,908 euros por acción. La compañía presidida por Salvador Gabarró ya repartió en enero 0,397 euros, más de 397 millones, por lo que en total destinará 909 millones de euros a retribuir a sus accionistas a cuenta de los resultados del pasado ejercicio. Durante la junta de accionistas de la energética, el consejero delegado, Rafael Villaseca, destacó que la rentabilidad de la cotización bursátil como la del dividendo alcanzó un 16,1% en 2014.

3 euros brutos en REE

Mientras tanto, el operador del sistema eléctrico, REE, destinará al pago del dividendo un total de 3 euros brutos por acción, un 18% más que el año pasado, después de los 0,83 euros por título desembolsados como dividendo a cuenta el pasado 2 de enero. El dividendo a cuenta pagado en el primer trimestre ascendió a 112,5 millones de euros, equivalentes a 0,8323 euros por acción, importe que representa un 14,9% más que la cifra pagada el año pasado. La compañía registró un beneficio neto de 166,1 millones de euros en el primer trimestre de este año, lo que supone un 4,7% más que en el mismo periodo de 2014.

La demanda de energía eléctrica aumentó un 0,2% en junio

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Servimedia.- La demanda peninsular de energía eléctrica en el mes de junio, una vez tenidos en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, aumentó un 0,2% con respecto al mismo mes del año anterior. La demanda bruta fue de 20.300 gigavatios hora (GWh), un 3,6% superior a la del mismo del 2014, según los datos publicados por Red Eléctrica (REE).

En los seis primeros meses del año, corregidos los efectos del calendario y las temperaturas, el consumo fue un 0,5% superior al del año pasado, y la demanda eléctrica bruta en este periodo alcanzó los 123.460 GWh, un 1,9% más que en el mismo periodo del 2014. Hasta junio, la principal fuente de generación es la eólica (21,7%), seguida por la nuclear (21,5%), carbón (17%), hidráulica (13,9%), cogeneración y otros (10,3%), ciclo combinado (8,5%), solar (5,3%) y térmica renovable (1,8%).

 La producción de origen eólico alcanzó los 2.889 GWh, un 11,8% inferior al mismo mes del año pasado, y supuso el 14,1% de la producción total. La principal fuente de generación en junio fue el carbón (25,9%), seguida de la nuclear (18,5%), la eólica (14,1%), la hidráulica (12%), la cogeneración y otros (10,7%), ciclo combinado (9%), solar (7,9%) y térmica renovable (1,9%). En el mes de junio, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 35,9% de la producción, y el 52,5% de la producción eléctrica de este mes de junio procedió de tecnologías que no emiten CO2.

La primera ola de calor del verano dispara en un 5,8% el consumo eléctrico y marca máximos en tres años

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Servimedia / Europa Press.- La punta de demanda de electricidad marcó este lunes su máximo veraniego en tres años, en una jornada caracterizada por la ola de calor que empezó el pasado viernes y por el consecuente mayor uso del aire acondicionado, lo que provocó que se incremente la demanda de energía eléctrica en casi un 6% en la Península respecto a los mismos días de la semana pasada como consecuencia de las altas temperaturas registradas en toda España.

En concreto, la media de la demanda eléctrica registrada el viernes, sábado y domingo fue de 677 gigavatios hora (GWh), frente a los 640 GWh del fin de semana de la semana anterior, según el balance diario elaborado por Red Eléctrica de España (REE). Esto supone un aumento del consumo eléctrico del 5,8% en una semana, coincidiendo con la primera ola de calor en España del verano, que se inició el viernes 26 de junio y que está previsto que se prolongue hasta este martes.

En esta evolución alcista de la demanda habría influido el uso de aire acondicionado y otros aparatos de refrigeración al existir cierta correlación entre el aumento de temperatura y el alza de la demanda en energía eléctrica. No obstante, estos datos son provisionales y hay que tener en cuenta que en la demanda eléctrica influyen múltiples factores aparte de la temperatura, como la laboralidad o el calendario, recordaron desde el operador del sistema eléctrico. En todo caso, se registró un repunte del consumo eléctrico durante todo el fin de semana desde el inicio de la ola de calor, tanto el viernes (4,7%), como el sábado (6%) y el domingo (6,8%).

Máximo del consumo eléctrico punta

Concretamente, la punta de demanda eléctrica alcanzó los 37.241 megavatios (MW) a las 13.48 horas del lunes, la mayor cota para el periodo estival desde los 38.224 MW registrados el 22 de agosto de 2012, según se aprecia en las aplicaciones de Red Eléctrica de España (REE). Pese a que el verano acaba de comenzar, ya se superan los 36.697 MW de máximo marcados en 2014 y los 37.104 MW registrados el 10 de julio de 2013. Sin embargo, la punta de demanda es sustancialmente inferior a la de invierno. En 2014, el récord de demanda se alcanzó el 4 de febrero, con 38.948 MW.

Red Eléctrica nombra a José Luis Feito presidente de la comisión de auditoría de la compañía

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Servimedia.- La Comisión de Auditoría de Red Eléctrica de España (REE) designó como su presidente por un periodo de tres años al consejero independiente José Luis Feito, según informó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Feito, presidente del Instituto de Estudios Económicos (IEE) y presidente de la Comisión de Política Económica y Financiera de la CEOE, entró en calidad de consejero independiente en el órgano rector de REE a mediados del pasado mes de febrero a fin de cubrir una vacante existente en el consejo. Asimismo, Feito fue embajador de España en el exterior y trabajó en instituciones como el Fondo Monetario Internacional (FMI), el Banco de España y AB Asesores Bursátiles. Además, también fue presidente de la patronal de autopistas española (Aseta), y es igualmente vocal independiente de Bankia.

El parque de generación eléctrica se redujo por primera vez en 2014

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Redacción / Agencias.- La potencia instalada del parque de generación de electricidad peninsular se situó, cerrado 2014, en 102.262 megavatios (MW), lo que supone una caída del 0,1% con respecto al ejercicio anterior, según el último Informe del sistema eléctrico de Red Eléctrica de España (REE), operador del sistema eléctrico. Esta caída se debió principalmente al carbón, que redujo su potencia en 159 MW como consecuencia del cierre de la central térmica de Escucha, ya que el resto de tecnologías no tuvo variaciones de potencia significativas.

En los sistemas no peninsulares, la potencia instalada se mantuvo también prácticamente sin cambios en todos los sistemas, a excepción de Canarias, donde se incorporaron 12 MW en la isla de El Hierro correspondientes a una nueva central hidráulica de bombeo. En cuanto a los máximos anuales de potencia instantánea y demanda horaria y diaria correspondientes al sistema peninsular, todos ellos se mantuvieron por debajo de los máximos históricos registrados en 2007. El 4 de febrero de 2014 se registró la potencia máxima instantánea con 38.948 MW, un 14,3% inferior a la equivalente de 2007.

El pasado año, el primero en que se ha aplicado el nuevo marco del sector eléctrico tras la reforma iniciada en 2013, se caracterizó también por una nueva caída en la demanda nacional en un 1,1%, al situarse en 258.117 gigavatios hora (GWh). Por su parte, la demanda eléctrica peninsular alcanzó los 243.530 GWh, lo que representa un descenso del 1,2% con respecto al año pasado. Sin embargo, esta caída fue menor a la registrada el año anterior, lo que indica que el consumo, a diferencia de lo ocurrido otros años, ha mostrado ciertos signos de recuperación, señala Red Eléctrica.

Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura, el descenso de la demanda sería del 0,1%. En el conjunto de los sistemas no peninsulares (Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla) la demanda fue de 14.588 GWh, lo que supone un descenso del 0,8%. Por sistemas, Baleares bajó un 1,6% y Canarias un 0,5%, mientras que Ceuta y Melilla subieron un 5,1% y un 0,1%, respectivamente.

Crece hidráulica y el carbón

En cuanto a la cobertura de la demanda, las energías renovables mantuvieron un papel destacado en la producción, cubriendo un 42,8% del total. La contribución de la eólica fue del 20,3%, ligeramente por debajo del 21,2% de 2013, solamente superada por la nuclear, que supuso el 22% del total. Por su parte, la hidráulica, con un 15,5% superó la aportación de 2013, en el que supuso el 14,2% de la cobertura, y el carbón alcanzó el 16,5%, frente al 14,6% del año anterior. La cogeneración y los ciclos combinados gasistas redujeron su aportación con un 10,2% y un 8,5%, respectivamente.

La potencia instalada había crecido con fuerza en los años previos a la crisis, principalmente impulsada por las renovables y los ciclos combinados, pero después este incremento fue cada vez menor hasta caer. Al cierre del2014, el 24,8% del parque de generación era de ciclo combinado; el 22,3%, eólico; el 19,5%, hidráulico, el 10,7%, de carbón y el 7,7% de nuclear. Respeto al sistema eléctrico balear, la energía recibida a través del enlace submarino con la península cubrió el 23,2% de la demanda de las islas. En Canarias, el ciclo combinado cubrió el 38,2% y los grupos de fuel-gas redujeron su aportación al 53,8%.

En cuanto a las redes eléctricas, durante 2014 se pusieron en servicio en España 600 kilómetros de líneas, con lo que la red nacional alcanza un total de 42.739 kilómetros. Entre los proyectos concluidos en el ejercicio pasado figuran la línea de interconexión con Francia, en corriente continua y soterrada Santa Llogaia-Baixas, que duplicará la capacidad de interconexión entre España y Francia, lo que aumentará «la seguridad, estabilidad y calidad del suministro entre los dos países y facilitará la integración de energías renovables en la red europea», indicó Red Eléctrica.

El índice de disponibilidad de la red de transporte en la Península alcanzó el 98,21%, mejorando ligeramente al de 2013, que fue del 98,2%. En Baleares y Canarias, la tasa fue del 98,01% y del 98,35%, respectivamente, frente al 97,97% y 98,3% del año anterior. Por último, el volumen de intercambios internacionales programados ascendieron a 22.707 GWh, con un descenso del 1,9% respecto al año 2013. Las exportaciones se redujeron un 12,6% respecto a 2013, hasta los 13.057 GWh, mientras que las importaciones aumentaron un 17,6% respecto al año anterior, hasta situarse en 9.651 GWh.

España es el segundo país de la Unión Europea continental con más peso de eólica y solar en su electricidad

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Europa Press.- España es el segundo país de la Unión Europea continental con un peso mayor de generación eólica y solar sobre su producción total de electricidad, al alcanzar una tasa del 24%, quedando sólo por detrás del 25,3% de Portugal, según se aprecia en el informe anual de 2014 sobre el sistema eléctrico español elaborado por Red Eléctrica de España (REE).

El informe muestra que España produjo 51 teravatios hora (TWh) de energía eólica en 2014 y otros 13,1 TWh de solar, lo que, sumado, equivale al 24% de los 266,9 TWh de producción eléctrica total. Este porcentaje sólo lo supera Portugal, cuyos 11,8 TWh de eólica y 0,6 TWh de solar equivalen al 25,3% de la producción total de 49 TWh. Alemania es el país que más eólica y solar produce, con 55,2 TWh y 34,8 TWh, respectivamente, pero este volumen tiene un peso del 16,4% frente a su generación total, que alcanza los 548 TWh y duplica la española.

En Francia, la eólica y la solar apenas suman 23 TWh sobre 541 TWh de consumo, un 4,2% del total, mientras que en Italia, donde el consumo es muy similar al de España, el peso de estas dos tecnologías es del 14,5%. En total, los países de la Unión Europea continental produjeron el año pasado 273,1 TWh de eólica y solar, un 11,6% de los 2.353 TWh de electricidad producidos.

Tercer país en producción nuclear

Las comparativas comunitarias ofrecidas por Red Eléctrica muestran que España es el tercer país en producción absoluta nuclear (54 TWh frente a 415 de Francia y 91 de Alemania), el segundo en producción eólica (51 frente a 55 de Alemania) y el tercero en solar (13 frente a 34 de Alemania y 23 de Italia). En cuanto al consumo per cápita, cada habitante demandó en 2014 una media de 5.549 kilovatios hora (kWh), lo que sitúa al país en octava posición, frente a los 11.378 kWh por persona en Luxemburgo o los 8.146 de Austria.

El silencio de los consumidores

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La polvareda en torno al nombramiento de Juan Lasala como consejero delegado de Red Eléctrica no ha cesado en estos días. La comunicación articulada desde la compañía informando de que  esta decisión se inscribía en una mayor profesionalización de la compañía ha dejado tras de sí un reguero de interpretaciones´en una empresa, por otra parte, muy profesionalizada desde el punto de sus servicios técnicos.

Profesionalización; ¿se refiere a despolitización por la cabeza en el sistema de turnos instrumentado por populares y socialistas?. O profesionalización se refiere al incremento del poder de lo financiero en la compañía como garantía de las inversiones técnicas que tiene previsto realizar: es decir, la posible creciente posición de los inversores institucionales en la compañía al calor de la retribución y de las inversiones reguladas (más de 4.700 millones, criticadas vanamente por la CNMC). La evolución en Bolsa lo confirma.

De hecho, se puede recordar la intervención en aquella jornada de IESE al alimón de Luis Atienza y de Antoni Llardén respecto al papel de los TSO gasista y eléctrico español en la realización de inversiones, como contribución a la salida de la crisis económica. Sólo ha cambiado uno de sus protagonistas; el discurso no.

Los consumidores domésticos asisten a todo este proceso de forma silente. Las inversiones reguladas de hoy serán los costes de acceso de mañana. Con la propia mentalidad española favorecedora de las empresas públicas, aunque estén participadas por inversores privados,  la atención de los consumidores a las pretensiones de inversión en activos regulados pagaderos por la tarifa y, por tanto, por la factura pueden pasar inadvertidos.

Del mismo modo los consumidores tienen otra tesitura añadida, la del autoconsumo, que pasa a ser un dilema del prisionero, cierto para los primeros. O bien todos los consumidores lo son en términos de igualdad y neutralidad, o bien se reivindica un tipo de discriminación positiva para incentivar sectores productivos. Aquí opera la teoría de la manta, es decir, cuanto más se tapa uno la boca, más se le salen los pies. Y, evidentemente,  consumidor que sale del sistema de suministro eléctrico, si se cumple la pretensión de evitar su participación en los costes regulados, sería un consumidor que aumenta la carga para el resto.

Consecuencia. Se advierte una cierta fatiga del discurso historicista/nostálgico en España en lo que se refiere a la energía (versión retroprogresiva promoviendo un sistema de retribución regulada administrada) y una necesidad de regeneración hacia la realidad financiera actual y sus riesgos para consumidores domésticos e industriales sobre sus costes actuales y futuros en términos de certeza. Salvo que se acaben nuevamente en los procesos de solicitud de subsidios cruzados y sea un eterno deja vu.

Déficit tarifario, superávit y pobreza energética: la versión Seco

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Recientemente podíamos leer en Cinco Días, un artículo de  Andrés Seco, actual director de Operación de Red Eléctrica de España, aunque estaba firmado con una calificación académica genérica en calidad de Ingeniero de ICAI. Evidentemente, la pretensión del autor de desligar el contenido de su artículo de su actual responsabilidad en el operador de transporte y sistema español (TSO) resulta más o menos pueril, como también lo sería separarse del propio PP, del Gobierno o de la Fundación para el Análisis y los Estudios Sociales (FAES). Se trataría de una manera forzada de expresar una opinión a “título particular”, sino fuera por la actualidad informativa del tema al que se refería.

Inciso número uno: el Instituto Católico de Artes e Industrias (ICAI) y el Instituto Católico de Administración y Dirección de Empresa (ICADE), son dos una instituciones centenarias en el ámbito educativo universitario de la Ingeniería y de la empresa, directamente vinculadas a la Compañía de Jesús y hoy integradas dentro de la Universidad Pontificia de Comillas. En la actualidad, probablemente en la Universidad Pontificia de Comillas, es donde existe uno de los verdaderos think tank españoles en el sector energético.

Su nivel de influencia es bastante transversal, aunque la tosquedad con la que se han instrumentado las últimas medidas normativas han pasado de toda lógica regulatoria y nadie pueda atribuirse un posible ejercicio de influencia. En este sentido, sus encuentros semanales gozan de todo predicamento y, como grupo de pensamiento, éste se caracteriza por la profundidad de sus debates en el ámbito regulatorio y económico.

Inciso número dos, el artículo se publica con posterioridad al nombramiento de Juan Lasala como consejero delegado de Red Eléctrica de España y  tras la aprobación por parte del Ejecutivo de la Planificación Energética en el que se incorpora una previsión de inversión en transporte de más de 4.000 millones de euros a favor del TSO español. Completando el contexto, el ministro de Industria apareció informando de la previsión de superávit tarifario en 100 millones de euros en 2014 y se prevén 900 millones de euros para este año, superávit que, según Soria, se aplicaría a la reducción de la deuda pasada. Es así como lo recoge la Ley y como impone la lógica de responsabilidad frente al endeudamiento pasado.

Por su parte, Andrés Seco, hasta ahora director de Operación de REE, proponía en su artículo, de indisimulada vis política, vigoroso, incluso de vocación tuitera en tiempos de Podemos, la aplicación de este superávit a efectos de reducir la pobreza energética, a efectos de “regalar” la energía a los consumidores vulnerables. Hacía un cálculo de trazo grueso calculando esta equivalencia.

Pocos matices en la propuesta como, por ejemplo, una compensación hasta un límite de renta disponible que se establece para un consumidor vulnerable según las propias definiciones internacionales y europeas. Evidentemente, no era una propuesta que podría haber devenido de una discusión del expertise y el debate usual en el think tank de Comillas. Y, tampoco evidentemente, se corresponde con las propias declaraciones inmediatamente pretéritas del ministro José Manuel Soria.

La propuesta merece la atención no tanto por su virtualidad sino por lo que supone de contribución más o menos generosa al Gobierno en su menesterosidad de ideas amables para acercarse al electorado en tiempos de reinvención catódica en comunicación. Si no es así, es que el propio Ejecutivo tiene el enemigo en casa y algo así no puede pasar inadvertido. O que, definitivamente, este artículo pudiera ser un signo de que a Andrés Seco no le ha sentado nada bien el nombramiento de Lasala.

La CNMC discrepa de Red Eléctrica y aconseja no invertir en el mallado de la red de transporte de energía

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EFE / Servimedia.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) advierte de que no se debe seguir invirtiendo en el mallado de la red y de que habría que redistribuir el reparto de las inversiones en la red de transporte para evitar sobrecostes al sistema y considera que debe modificarse la previsión de la evolución demanda eléctrica para los próximos años. Según cálculos del organismo, la demanda eléctrica aumentará una media del 1,7% hasta 2020.

Así lo señala el regulador en su informe sobre la Propuesta de Planificación de la red de transporte de energía eléctrica 2015-2020, en el que recoge una serie de modificaciones que deberían incluirse en el documento que servirán de referencia para el sector eléctrico nacional en los próximos seis años. Entre otros aspectos, la CNMC revisa las previsiones de la demanda, la planificación de la red de transporte o la necesidad de actualizar el documento de planificación al menos cada tres años para, en consecuencia, alcanzar eficiencias económicas y ambientales.

En concreto, sobre la previsión de la demanda de electricidad, la CNMC estima que aumentará de media un 1,7% entre 2015 y 2020, con un crecimiento más moderado en 2015 y 2016, acorde con la recuperación económica y otros factores de eficiencia. Mientras, en el periodo 2017-2020, la tasa de crecimiento rozará el 2%. Por el contrario, la propuesta de Industria señala un crecimiento medio de la demanda de electricidad del 2,3% entre 2013 y 2020. Por lo que respecta a la prospectiva de demanda energética, la CNMC considera que se debería actualizar la previsión de la evolución económica y la de los precios energéticos.

De la misma manera, apunta que la previsión de precio mayorista de la electricidad en 45 euros el megavatio hora (MWh) hasta 2020 contemplado por Industria es «coherente» con la cotización actual, pero que «sería conveniente que el análisis coste-beneficio contemplara diferentes hipótesis de precios», para adaptar las inversiones. En cuanto a gestión de la demanda, la propuesta prevé que los diferentes mecanismos, incluidos los contadores inteligentes, permitan rebajar en 1.500 megavatios (MW) la demanda punta, el momento del día de mayor consumo.Además, estima que en 2020 el parque de vehículos eléctricos habrá alcanzado las 500.000 unidades, lo que supondrá que suba la demanda en 1,5 teravatios hora (TWh).

En cuanto a la calidad del servicio en la planificación de la red de transporte, la Comisión «coincide con el Operador del Sistema (Red Eléctrica) en los problemas que ha detectado». Sin embargo, la CNMC considera que algunas soluciones apuntadas «no cumplen el principio del mínimo coste para el sistema», tal como se exige en la Ley del Sector Eléctrico. De esta forma, cree que «continuar invirtiendo en el mallado de la red, provoca un sobrecoste para el sistema eléctrico, que podría evitarse», y discrepa de la propuesta de cerrar subestaciones construidas, «medida que implica onerosas inversiones en la red de transporte y de distribución».

El Ministerio de Industria prevé que la inversión en la red de transporte eléctrico entre 2015 y 2020 se sitúe en 4.411 millones de euros, según este informe. El conjunto de inversiones prevista se sitúa, de acuerdo a este documento, en 4.541 millones, de los que se deducen 130 millones correspondientes a la estimación de ayudas europeas para contribuir a una economía baja en carbón. La mayor partida de estas inversiones, 1.300 millones, se dedicará a mejorar el mallado, el refuerzo de la red, mientras que 980 millones serán para seguridad de suministro, 971 millones para interconexiones y 706 millones para apoyo a la distribución.

Por áreas geográficas, 2.793 millones corresponderán a la Península, 885 millones a Canarias y 245 millones a Baleares, a los que se añaden 383 millones para conexiones entre islas en Baleares, 129 millones para la conexión entre Ceuta y la Península y 106 millones para las conexiones entre islas en Canarias. Más de la mitad de las inversiones previstas, 2.619 millones, corresponden a actuaciones que ya están en marcha, mientras que el resto obedecen a necesidades identificadas por seguridad de suministro, solicitudes de conexión o redes necesarias para el ferrocarril de alta velocidad, entre otros.

Por otra parte, el organismo presidido por José María Marín Quemada considera que la propuesta de planificación debería haber incluido una memoria económica justificativa, que contemple la metodología europea y la valoración económica de otros criterios que se emplearon para su elaboración. Asimismo, discrepa en la planificación de las infraestructuras eléctricas que se construirán hasta 2020 y su estimación económica al considerar que debería replantearse el reparto previsto de la inversión entre las actuaciones por mallado de la red de transporte (80%) y las otras actuaciones asociadas a la demanda o a la generación (20%).

Soria recuerda que la interrumpibilidad no sirve para gestionar el empleo sino la demanda eléctrica

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Redacción / Agencias.- El ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, recordó que el sistema de interrumpibilidad, por el que se paga a determinadas industrias por estar dispuestas a desconectarse del sistema cuando este lo necesita, no es una herramienta más para gestionar el empleo, sino para gestionar la demanda eléctrica, aunque no ha aclarado si tiene intención de convocar una nueva subasta en las próximas semanas ni en qué condiciones.

Durante la sesión de control al Gobierno en el pleno del Congreso, la diputada socialista Mariví Monteserín preguntó a Soria si piensa que la subasta de interrumpibilidad es la mejor fórmula para mantener el empleo en las empresas electrointensivas y le reprochó el «sufrimiento» que su falta de respuesta a la situación de estas empresas causa a los trabajadores de las comarcas asturianas y gallegas donde están instaladas empresas como Alcoa. «Sus políticas cortoplacistas producen estrés social a consecuencia de la incertidumbre, la inseguridad y la falta de soluciones a medio plazo, imprescindibles para evitar cierres y deslocalizaciones silenciosas o explícitas», insistió la diputada, que considera que el sistema de subastas anuales de la interrumpibilidad está generando un «gravísimo problema«.

Además, Monteserín criticó que tanto el Ministerio como Red Eléctrica de España (REE) estén «aferrados y enrocados en su error» y mantengan el sistema, anunciando «supuestamente» una nueva subasta para las «próximas semanas«. Y es que, según la diputada, los costes eléctricos en algunas empresas intensivas en consumo pueden llegar a suponer «siete veces el coste laboral», lo que hace «imposible competir en el mercado mundial con este lastre«. «Usted es ministro de Industria, no sólo de Turismo, pero en más de tres años nunca se ha acercado a conocer nuestra realidad. Solucionar este problema depende de su voluntad, desgraciadamente hasta ahora para nosotros», concluyó.

Sin embargo, José Manuel Soria recordó a la portavoz socialista que la política de interrumpibilidad es «una herramienta para la gestión de la demanda eléctrica» y no para la gestión del empleo, que requiere de «políticas económicas para corregir los desequilibrios, tales como la consolidación fiscal, y de reformas estructurales, entre ellas la energética«. En este sentido, defendió que la Ley del Sector Eléctrico de 2013 permitió convertir el déficit energético en superávit, estabilizar y bajar posteriormente los precios de la energía, congelar los peajes que financian las actividades reguladas del sistema y que no dejaban de subir, o bonificar el 85% del Impuesto de la Electricidad a las empresas electrointensivas, sean grandes o pequeñas.

Además de estos avances, la industria también cuentan con el sistema de interrumpibilidad, que el año pasado pasó de un procedimiento administrativo a una subasta «a petición del propio sector», que temía que sucediera como en Italia, a la que la Unión Europea multó con 300 millones de euros por un sistema similar que fue considerado ayudas de Estado. «Por eso se hizo el sistema de subastas, que gestiona el operador del sistema bajo la supervisión de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y que tiene la enorme bondad de ser un mecanismo competitivo al que se pueden presentar todas las empresas electrointensivas», concluyó Soria, sin aclarar si convocará una subasta próximamente ni en qué condiciones.

Los pagos por interrumpibilidad antes se asignaban «administrativamente», como ha explicado Soria, pero desde el pasado año se conceden mediante una subasta, por la que los distintos lotes van a parar a las industrias que realizan pujas más competitivas. Esto generó cierta polémica porque algunas grandes industrias que tradicionalmente habían disfrutado de esta retribución no lograron entrar en la primera fase de la puja, por lo que amenazaron con cerrar sus plantas. Finalmente, se realizó una segunda fase para asignar los lotes que no se habían adjudicado e Industria planteó que la subasta para el próximo año se realizaría con más tiempo, antes del verano.