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Energía celebra desde este lunes la subasta de interrumpibilidad para los grandes consumidores de electricidad

Europa Press.- La asignación competitiva del servicio de interrumpibilidad correspondiente a 2017 para los grandes consumidores de electricidad –retribuciones por disminuir o cesar el consumo eléctrico en caso de emergencia o de saturación del sistema– ha comenzado este lunes mediante la celebración de la subasta convocada por el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital y organizada por Red Eléctrica de España (REE).

En concreto, se subastarán 340 bloques del producto de 5 megavatios (MW), un total de 1.700 MW, y 10 bloques del producto de 90 MW (900 MW). En total, en esta subasta, se asignarán 2.600 MW de potencia interrumpible, informó REE.

Durante los próximos días, hasta el próximo viernes 18 de noviembre, cerca de 250 personas en representación de alrededor de 150 empresas de la gran industria con intensivo consumo eléctrico pujarán por productos de interrumpibilidad para el año 2017.

Los resultados definitivos de la subasta se darán a conocer 24 horas después del cierre de la última subasta y una vez que sean validados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Las subastas de interrumpibilidad

Con la reforma energética, el Gobierno creó un sistema de subastas para repartir entre las industrias el llamado servicio de interrumpibilidad, por el que los grandes consumidores de electricidad reciben un incentivo por modular su consumo en momentos de saturación en el sistema eléctrico.

La primera subasta, celebrada a finales del 2014, generó críticas de varias empresas, especialmente de Alcoa, que amenazó con el despido de trabajadores si no obtenía un precio competitivo para la electricidad.

Industria realizó a los pocos días una nueva puja que mejoró las condiciones para estas empresas, que ahora reclaman la compra de bloques de megavatios de menor tamaño y periodos más largos para el servicio de interrumpibilidad.

Con la reforma energética, el coste para el sistema eléctrico asociado a la interrumpibilidad ha quedado recortado de unos 750 millones de euros a cerca de 550 millones en la actualidad.

Cuenca cuenta con 250 MW fotovoltaicos, el 27% del total en Castilla-La Mancha, según Anpier

EFE.- La Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica (ANPIER) destacó que el sector tiene instalados 250 megavatios (MW) de energía fotovoltaica en Cuenca, lo que supone el 27,7% de los 900 que hay en Castilla-La Mancha. Estas instalaciones están en manos de 3.000 familias en Cuenca, 12.000 en el caso de la región, y Anpier asevera que «los drásticos recortes retroactivos» que el Gobierno central ha impuesto al sector «han obligado a la gran mayoría de las 62.000 familias productoras españolas a refinanciar sus instalaciones».

«Un esfuerzo financiero que volatiliza los retornos que el Estado ofreció a este sector», indicó Anpier, que no duda en calificar la situación de «caos sectorial generado por la reforma Nadal-Soria» y está recorriendo 22 ciudades de la geografía española para exigir soluciones al Gobierno. Asimismo, la asociación ha dicho temer que el sector sufra nuevos recortes a finales de 2019 que «desmoronaría al sector sin ya más opciones de refinanciación» y ha defendido que el sector ha cumplido una labor social al desarrollar una tecnología que «ya permite al ciudadano acceder a una fuente generadora limpia y muy barata».

La eólica denuncia que no se alcanza la rentabilidad razonable prometida por ley al ingresar 630 millones de euros menos

EFE / Europa Press.- La Asociación Empresarial Eólica (AEE) calcula que las empresas del sector habrán recibido del mercado, cuando concluya el 31 de diciembre el primer semiperiodo regulatorio de 3 años, 630 millones de euros menos que los que el propio sistema le reconocía como necesarios para lograr la rentabilidad razonable que fija la norma. Por ello, la patronal eólica señala que «el error en el diseño» del sistema impide que las empresas alcancen la rentabilidad del 7,39% comprometida en la reforma energética.

Para dar una solución a este problema, la patronal pide que se aproveche el fin del primer periodo parcial (semiperiodo), a finales de este año, para modificar algunos aspectos de la regulación después de 3 años. La norma establece que, al término de ese primer semiperiodo, se revisarán los parámetros económicos con los que se calcula la retribución de las energías renovables. La tasa de rentabilidad, sin embargo, se revisa cada 6 años. El nuevo sistema introducido en la reforma energética elimina los incentivos para las nuevas instalaciones, salvo que sean otorgados a través de subastas, y señala que las anteriores a la entrada en vigor de la ley tienen derecho a una rentabilidad razonable, del 7,39% durante 6 años.

Según la AEE, en los últimos 3 años, la senda de precios prevista por el regulador se ha desviado a la baja una media de 6,37 euros por megavatio-hora (MWh), fundamentalmente por la abundancia de vientos y lluvia y los bajos precios de los combustibles fósiles. Como consecuencia, el sector eólico ha dejado de ingresar 630 millones de euros, pero sólo se le compensará con el 36% de esa cantidad por los límites fijados en la reforma energética, con lo que pierde un 64% de lo que corresponde, por lo que resulta improbable que la compensación sea por el total.

Esta pérdida afecta a los parques con derecho a la retribución a la inversión (Rinv); que ascienden a 6.300 MW (304 parques) que no tienen derecho a incentivo porque la regulación “se lo retiró de manera retroactiva” y sufrieron una merma en los ingresos previstos del mercado de 235 millones de euros en tres años, indica la AEE. La patronal advierte que «es una muestra importante de la inseguridad jurídica creada por el nuevo sistema». Además, critican la «volatilidad» que supone que los ingresos estén ligados al precio del mercado y que las compensaciones previstas se repartan a lo largo de la vida útil de los parques y no cuando las empresas sufren las pérdidas en su flujo de caja.

Por todo ello, la AEE insta al Gobierno a aprovechar el final del primer semiperiodo para modificar los aspectos de la norma que generan inseguridad jurídica. Concretamente, que no se modifique la rentabilidad razonable cada 6 años y que se eliminen los límites de la senda de precios del mercado prevista por el regulador, que impiden que se alcance la rentabilidad prevista en la norma. Además, se reclama que se compense a las empresas cada año por la pérdida de los 12 meses anteriores. Asimismo, señala que, según sus estimaciones, el sector dejará de ingresar otros 600 millones en los próximos tres años si el regulador no cambia las previsiones.

La cogeneración pide un cambio normativo que permita acometer inversiones por 1.500 millones en cuatro años

Europa Press / EFE.- La Asociación Española de Cogeneración (Acogen) pidió al futuro Gobierno un marco normativo propicio que facilite implementar una hoja de ruta para el sector para el periodo 2017-2020 que permita acometer inversiones por 1.500 millones de euros en renovación tecnológica, a través de un plan renove de las instalaciones con mayor antigüedad para actualizar 2.500 megavatios (MW) de cogeneración.

En la presentación de la Hoja de ruta de la cogeneración 2017-2020, el presidente de la asociación, Antonio Pérez Palacio, afirmó que el sector se encuentra «en un cambio de ciclo» en el que el futuro de la cogeneración pasa por invertir para impulsar la reindustrialización. Para ello, consideró que es «imprescindible» que se produzca el cambio normativo que pide el sector, «que fundamentará la confianza y permitirá que las industrias cogeneradoras alcancen sus objetivos», implementando así su hoja de ruta. «La industria está en un momento en que necesita y tiene la oportunidad de invertir», apuntó Antonio Pérez Palacio.

«Ningún Gobierno ha creído en la industria como base del futuro; ninguno ha puesto la política energética al servicio de toda la industria, solo al de las cuentas de las grandes energéticas», ha criticado el presidente de Acogen. «Es una cuestión de voluntad política, llevamos cinco años sin invertir y una industria que no invierte, se muere; necesitamos un nuevo marco normativo ya», subrayaron desde Acogen, con la esperanza de que el nuevo Ejecutivo que se conforme sea receptivo a la situación del sector y consciente de la importancia de la industria para un país.

De esta manera, Acogen considera que es necesario desarrollar el marco regulatorio con el objetivo de recuperar la confianza de los industriales y promulgar con éxito el plan renove de instalaciones de cogeneración más eficientes, que ya reconoce la Ley del Sector Eléctrico de 2013 y que movilizaría en los próximos cuatro años esa inversión de 1.500 millones de euros. Asimismo, desde la asociación exigen una revisión de los estándares con los que se fija la retribución a este tipo de generación eléctrica que incentive la forma en la que suministran calor y contemple los mantenimientos necesarios en estas plantas.

300 plantas cogeneradoras en riesgo

Para afrontar estas inversiones, el director general de Acogen, Javier Rodríguez, subrayó que es «necesario unos cambios normativos» que afectan al sector. Rodríguez señaló que de las más de 1.060 plantas cogeneradoras existentes, un tercio estuvieron paradas en 2015, por lo que, de no tomar medidas para impulsar la competitividad, se corre el riesgo de que otro tercio de las plantas, se vean abocadas al cierre. «Si no se hace el impacto sobre el PIB va a ser grande», aseguró el directivo, señalando que esta hoja de ruta aportará competitividad a 600 industrias que fabrican con cogeneración el 20% del PIB industrial, 25.000 millones de facturación, y de las que dependen más de 200.000 empleos.

En concreto, la cogeneración urge una revisión de la normativa que haga posible esta hoja de ruta, que lograría un suministro competitivo de calor para las industrias cogeneradoras, reconocer el ahorro de energía primaria y asegurar el mantenimiento de la cogeneración de alta eficiencia. Asimismo, el sector solicita una eliminación indefinida del peaje de autoconsumo, otorgando carácter permanente a la exención prevista del peaje para las cogeneraciones hasta el 2019. Además, pide la promoción de la participación en el mercado organizado Mibgas, para que sea el de referencia para la revisión del combustible gas natural de las cogeneraciones en España.

La hoja de ruta propone también una serie de cambios en la Ley del Sector Eléctrico para evolucionar las tarifas de red para generación distribuida y desarrollar los mercados eléctricos de capacidad, que se enmarcarían en un Pacto de Estado por la energía. Esta hoja de ruta para el sector ha sido elaborada tras el análisis de la encuesta Acogen’16, a la que respondieron un total de 147 plantas industriales y de servicios con cogeneraciones que suman 3.200 megavatios (MW) de potencia y suponen más del 70% de la capacidad de cogeneración en funcionamiento. Según esta encuesta, la mitad de estas plantas invertirá si se da ese contexto normativo propicio.

El Supremo rechaza la orden de la reforma energética que redujo la prima a las plantas de cogeneración con purines

Europa Press / EFE.- El Tribunal Supremo ha rechazado la orden ministerial de 2014 que recortaba las primas de la energía eléctrica producida en las plantas de tratamiento y reducción de purines mediante la cogeneración y que forzó el cierre de las plantas de tratamiento de purines, según la organización agraria COAG, que aplaude la sentencia y espera que con esta decisión se recupere la actividad en las instalaciones.

En concreto, el alto tribunal ha estimado el recurso de la Asociación de Empresas para el Desimpacto Ambiental del Purín (ADAP) en contra del recorte de más del 40% en la prima de la energía eléctrica producida por cogeneración. Desde la organización agraria se aplaude la sentencia y se espera “que permita reabrir las plantas de cogeneración de tratamiento de purines que todavía continúan activas, de forma que las explotaciones ganaderas puedan volver a gestionar sus excedentes”. La orden ministerial, con efectos retroactivos desde julio de 2013, supuso el cierre de 29 instalaciones como consecuencia de la entrada en vigor del nuevo régimen retributivo, que, según COAG, supuso su quiebra.

El responsable sectorial del porcino de COAG, Jaume Bernis, subrayó que, después del anuncio, las plantas pararon su actividad y las explotaciones tuvieron que recurrir a “nuevas técnicas de gestión que suponían inversiones, más costes para los ganaderos y una pérdida de competitividad”. Con el nuevo panorama que se plantea tras la sentencia del Supremo, COAG espera que las plantas todavía no desmanteladas recuperen la actividad y ayuden de nuevo a los ganaderos en la tarea de gestionar las deyecciones.

Las 29 plantas de purines existentes gestionaban alrededor de 2,5 millones de metros cúbicos de purines procedentes de más de 2.000 explotaciones de porcino. El sector porcino es el principal motor económico de muchas comarcas, representa más del 14% del PIB industrial y genera más de 2,5 millones de empleos, de los que cerca de 200.000 son puestos de trabajo directos y con un volumen de negocio de más de 6.000 millones de euros anuales.

Acogen pide que el próximo Gobierno tome las medidas oportunas para reactivar la cogeneración

Europa Press.- El presidente de la Asociación Española de Cogeneración (Acogen), Antonio Pérez Palacio, ha calificado de «muy grave» el actual momento por el que atraviesa el sector y ha mostrado su confianza en que el próximo Gobierno tome las medidas oportunas para que «la actividad se retome y se logre así impulsar más industria y más empleo asociado a un sistema que supone una valiosa herramienta de competitividad».

En su participación en la apertura de la jornada sobre ‘Contribución de la cogeneración al cumplimiento de objetivos de la Directiva de Eficiencia Energética y a la reindustrialización’ en Genera 2016, Pérez Palacio afirmó que la reforma energética ha supuesto «un fuerte impacto» en la cogeneración, provocando que se reduzca la producción un 15%, con parada del 25% de la potencia instalada y del 35% de las 1.066 instalaciones que no han funcionado en 2015, y con una reducción de la retribución en 1.100 millones de euros anuales, un tercio de su facturación eléctrica.

Así, el presidente de Acogen destacó el papel «fundamental» de la industria como pilar de la recuperación económica y la urgente necesidad de que España se reindustrialice, para lo que cogeneración «es clave».

«El próximo ejecutivo deberá contar con la industria para avanzar en la recuperación económica, porque esa es su carta ganadora, a la que va asociada la oportunidad que supone la cogeneración para la reindustrialización del país y su impulso para la competitividad para las exportaciones de los productos fabricados en España», dijo.

Asimismo, Pérez Palacio recordó que el Congreso de los Diputados aprobó el mes pasado una Proposición no de Ley para impulsar la cogeneración, en la que se insta al cumplimiento de los compromisos legislativos de desarrollo de programas de renovación de instalaciones que contempla dar cumplimiento a la disposición adicional vigésima de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, es decir la puesta en marcha del Plan Renove, que debería estar en funcionamiento a lo largo del primer trimestre desde la investidura del nuevo Ejecutivo.

La PNL contempla no revisar el marco retributivo en tanto no se publique la evaluación completa del potencial uso de la cogeneración de alta eficiencia,  y llevar a cabo una revisión del marco de la cogeneración para el período de 2017-2019.

El mandato de Soria al frente de Industria, marcado por el agujero del sistema eléctrico y las prospecciones en Canarias

Redacción / Agencias.- El mandato de José Manuel Soria al frente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo estuvo marcado, en el ámbito de las políticas relacionadas con su departamento, por aspectos como las medidas puestas en marcha en la llamada reforma energética para acabar con el déficit de tarifa del sistema eléctrico, un lastre de 30.000 millones de euros de agujero que por lo menos no ha crecido en los dos últimos años, o la polémica por las prospecciones petrolíferas en Canarias.

Soria también ha tenido que abordar otras cuestiones como la expropiación de YPF a Repsol en 2012, el preconcurso de Abengoa, la reforma de la Ley de Hidrocarburos, los sucesivos planes Pive de apoyo a la compra de vehículos, la apuesta por el fracking o las controversias acerca de Castor, el autoconsumo, Garoña o el proyecto de Almacén Temporal Centralizado (ATC). En la parte final de la legislatura, la caída del precio del petróleo marcó el pulso del sector y se presentó como un «viento de cola» para la economía. Soria abandona el departamento tras no haber sido capaz de dar explicaciones sobre su aparición en los papeles de Panamá y su relación con empresas offshore, cayendo en numerosas contradicciones.

El mandato de Soria comenzó con la aprobación, en enero de 2012, de la llamada moratoria verde, por la que se suspendía de forma temporal la instalación de nueva potencia renovable incentivada mediante primas. Dos meses después, Industria aprobó un primer recorte de costes regulados del sistema eléctrico, especialmente a la distribución y a los pagos por capacidad, para contener el déficit de tarifa. También en marzo de 2012, Industria se vio forzada a aplicar una sentencia del Tribunal Supremo que obligaba a refacturar el recibo de luz a millones de consumidores para repercutir las subidas que no aplicaron ni el PSOE en su última revisión trimestral antes de salir del Gobierno ni el PP nada más llegar al poder.

Para acabar con el déficit de tarifa, el departamento dirigido por Soria abordó dos grandes reformas, una en 2012 bajo el mandato de Fernando Marti como secretario de Estado de Energía, consistente en una batería de impuestos eléctricos que contribuyó al cierre temporal de Garoña, y otra en 2013 acometida por el sucesor de Marti, Alberto Nadal, y centrada en los costes regulados. Tras alertar en varias ocasiones del riesgo de quiebra del sistema eléctrico, Nadal presentó un conjunto de medidas por las que los contribuyentes asumirían 900 millones de costes extrapeninsulares, los consumidores una subida del 3,2% en el recibo y las empresas del sector un recorte de 2.700 millones, además de un nuevo esquema retributivo para las renovables.

Este recorte a las tecnologías renovables, que se sumó a los aplicados en la última etapa del PSOE, puso al sector en pie de guerra. Los inversores han presentado recursos ante distintas instancias en España y ante los organismos de arbitraje internacional, que por el momento ya han avalado las medidas aplicadas por el exministro Miguel Sebastián. En todo caso, la reforma energética puso fin al déficit de tarifa que se generaba cada año y permitió que en 2014 el sistema eléctrico arrojase un superávit de 550 millones de euros, que podría verse incrementado en otros 900 millones en 2015. Está por ver si las medidas serán capaces de revertir las subidas del recibo de la luz iniciadas en 2005.

Tras la reforma, se produjo en diciembre de 2013 la polémica de las subastas eléctricas. El mercado mayorista de electricidad, conocido como pool, alcanzó ese mes cotas históricas e hizo que la subasta del 19 de diciembre para fijar la tarifa de luz para el primer trimestre de 2014 concluyese con un alza del 11% del recibo. El Gobierno suspendió la puja alegando las «circunstancias atípicas» detectadas por el recién creado regulador, la CNMC, y puso en marcha el nuevo Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC) y la nueva tarifa por horas, que se ha convertido en todo un reto tecnológico, al permitir, para el caso de los contadores inteligentes, la facturación hora a hora.

En el sector eléctrico, la legislatura también ha estado marcada por la subida del término fijo de la electricidad, con la que el Gobierno garantizaba los ingresos del sistema pese a empeorar la señal de ahorro en el consumo, y por el real decreto de autoconsumo, especialmente criticado por el llamado impuesto al sol, por el que estos productores también deben sufragar los costes regulados del sistema. Finalmente, Industria eximió provisionalmente a los consumidores domésticos de pagar cargos por la parte variable de la electricidad autoproducida. El decreto sigue siendo objeto de polémica por incluir fuertes multas y trabas administrativas.

En gas, el Ministerio también reformó los aspectos fundamentales del sistema para atajar un incipiente déficit aunque con menos polémica y en menos tiempo; mientras que en carburantes se introdujeron algunos cambios legislativos para intentar elevar la competencia. En este capítulo energético, Industria se ha dejado, no obstante, algunos temas pendientes como la reforma del mercado mayorista eléctrico, el refuerzo de la eficiencia energética o de los proyectos de interconexiones. También una promesa electoral del PP de 2011: la reapertura de la central nuclear de Garoña, instalación que sigue a la espera de conocer su futuro mientras lleva parada desde 2012. Por otro lado, ha mantenido un conflicto constante durante la legislatura con el carbón.

Por otro lado, la decisión del Gobierno de permitir a Repsol la exploración del subsuelo en aguas canarias generó un fuerte encontronazo entre el Gobierno de Paulino Rivero y la Administración central. La movilización en contra de las prospecciones vino acompañada de la convocatoria de un referéndum cuyos términos anuló el Constitucional y que a efectos prácticos no tuvo mayor repercusión, ya que en enero de 2015 Repsol anunció que bajo las aguas de Canarias hay gas, pero sin el volumen ni la calidad suficientes para valorar una posible extracción. Además, tampoco llegó a realizar otros dos sondeos para los que tenía permiso, uno opcional.

Durante la etapa de Soria al frente de Industria se han aprobado un total de 8 ediciones del Plan PIVE, de incentivo a la compra de automóviles nuevos a cambio de achatarrar uno antiguo, con un importe total de 1.100 millones de euros. Asimismo, se ha impulsado la adquisición de vehículos eléctricos con el Plan Movele, dotado con 20 millones de euros, y del actual Movea, con 10 millones de euros. Igualmente, el Ministerio ha participado en el Plan PIMA Aire (38 millones de euros).

Bruselas no ve infracción de la normativa europea en las medidas del PP que retiraron las primas a las renovables

Redacción / Agencias.- La Comisión Europea considera que las medidas contenidas en la denominada reforma energética con la que el Gobierno modificó los apoyos a las energías renovables no supone una infracción de la normativa comunitaria, por lo que no ve motivos para emprender medidas contra España. «No hay motivos para que la Comisión tome medidas legales contra España por los cambios en su legislación que afectan al nivel de apoyo dado a los inversores de proyectos de energía renovables», indicó la Comisión.

Bruselas se posiciona así en respuesta a una queja presentada ante la comisión de Peticiones del Parlamento Europeo por la Asociación Nacional de Productores e Inversores de Energías Renovables (Anpier) ante la Eurocámara, a cuenta de la situación del sector fotovoltaico y la legalidad de la reforma. En su respuesta, la Comisión asegura que ha estudiado «con cuidado» la petición de Anpier, pero explica que los planes de apoyo son un instrumento que pueden «elegir» utilizar los Estados miembros para asegurar el cumplimiento de los objetivos renovables, por lo que les compete a ellos decidir sobre utilizarlos, su estructura y el nivel de ayuda, con discrecionalidad sobre ellos y, por tanto, con derecho a modificarlos.

España no vulnera las directivas

Ello implica, añade el documento, que las autoridades nacionales introduzcan cambios en sus sistemas de apoyo, por ejemplo, para evitar un exceso de compensación o para hacer frente a acontecimientos imprevistos como una expansión acelerada de determinada tecnología en un sector concreto. Por ello, en el caso de cambios en un plan de apoyo como el español «no hay infracción» de la directiva comunitaria. Bruselas añade, no obstante, que los inversores pueden recurrir a los tribunales nacionales si consideran que se perjudicaron sus intereses legítimos. La comisión de Peticiones de la Eurocámara debe decidir ahora si da por cerrado el caso o mantiene abierto el expediente para que se debata la cuestión en sesión parlamentaria.

El documento relata que a lo largo de los últimos años se han puesto en marcha diversos cambios normativos que han afectado a la retribución renovable, como el recorte de horas primadas para la fotovoltaica en 2010 o la puesta en marcha de un prerregistro. Los sucesivos recortes culminaron en 2013 con la sustitución del sistema de primas a la producción por la garantía de una rentabilidad razonable a lo largo de la vida útil de la planta. Anpier solicitó el pasado año al Parlamento que exigiera al Gobierno español revertir el veto a las renovables y legislar para que los Estados no puedan tomar decisiones con carácter retroactivo que dejen «desamparados» a sus ciudadanos.

Standard & Poor’s advierte de posibles subidas de impuestos a la energía hidráulica y nuclear en España

Europa Press / EFE.- Standard & Poor’s (S&P) cree que «el regulador podría considerar la imposición de mayores impuestos sobre la producción hidráulica y nuclear» en España, al tiempo que advierte de la «incertidumbre» en el sector eléctrico tras las pasadas elecciones. La agencia de calificación crediticia realiza estas consideraciones en un informe titulado Las eléctricas españolas afrontan incertidumbres tras los no concluyentes resultados de las elecciones.

Tras aludir a la «escasa visibilidad» acerca de la política energética española en el largo plazo fruto del reciente resultado electoral, S&P indica que las eléctricas disfrutan de estabilidad gracias a la reforma energética y considera que los «riesgos» proceden de la actividad de generación, a la vista de que «el sistema tarifario está expuesto a la intervención política». El posible aumento de la presión impositiva sobre la nuclear y la hidráulica «podría reducir la generación de caja de los generadores«, en un momento en el que además es previsible un «mayor escrutinio» por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) acerca de sus márgenes de generación y de comercialización.

El regulador, señala, también podría revisar los servicios de ajuste y los pagos por capacidad, si bien cualquier cambio retributivo en este aspecto sería «muy complejo». «También podría acometerse una reforma de los incentivos del carbón nacional, pero habría que cumplir con los objetivos del país en lucha contra el cambio climático», indica. S&P alude en su análisis a las «implicaciones negativas» para las eléctricas, especialmente para Iberdrola y Endesa, de «algunos programas electorales» en los que se recoge el cierre gradual de las centrales nucleares. En todo caso, considera que este «riesgo» es «manejable».

Otro de los aspectos que contribuyen a la incertidumbre se refiere a la necesidad de poner en marcha un nuevo marco para «incentivar las fuertes inversiones que se necesitan para acompañar la transición energética». Este aspecto resulta «especialmente importante» en un país en el que las inversiones en renovables «prácticamente se han congelado» tras haber experimentado un «rápido crecimiento». S&P no contempla en sus análisis sobre el rating de las eléctricas la posibilidad de que se produzca una «significativa intervención política negativa» para su negocio que pueda afectar a las redes de transporte o distribución ya que el esquema retributivo está fijado hasta finales de 2019 para las actividades reguladas.

Recorte renovable constitucional: sentencia balsámica de consumo interno

La sentencia del Tribunal Constitucional, favorable por atribuir la condición de constitucional a la reforma Nadal-Soria en los sistemas retributivos de las tecnologías renovables de régimen especial (de partida, especialmente delirantes para ciertas tecnologías), puede resultar engañosa. No tanto desde el punto de vista de su ajuste a la legalidad constitucional como por las consecuencias económicas relativas a esta cuestión que se siguen devengando hacia el futuro para el Reino de España.

En primer lugar, porque el Tribunal Constitucional, por su propio mandato y cometido, circunscribe su acción al ajuste de la normativa al texto constitucional español y, por consiguiente, a la justificación de esta medida, aceptando en su auto las tesis del Gobierno formuladas a través de la Abogacía del Estado en el proceso judicial que está celebrándose en el Tribunal Supremo. Es más, los votos particulares emitidos por 3 magistrados sobre la sentencia del Tribunal Constitucional critican que la argumentación jurídica haya sido escueta, lamentando que no se haya aprovechado el momento para sentar doctrina acerca sobre el concepto de retroactividad y de confianza legítima.

Podemos recordar que, en el pasado, cuando había cuestiones en las que se suscitaba la necesidad de cuestionar el concepto de retroactividad, existían discusiones doctrinales profundas como la distinción entre retroactividad propia o impropia. A la vista del texto de la sentencia, esta vez el contenido de la misma ha sido más expedito. Esencialmente, se construye sobre la interpretación del concepto de retroactividad y seguridad jurídica en el marco de la idea de interés general y su integración dentro del estatalismo latino que emerge de estas lecturas de nuestra Constitución. Además, el Tribunal Constitucional también justifica la utilización por el Gobierno de la regulación vía decreto ley, una herramienta legal dirigida a cuestiones de urgencia.

Por su parte, el Ministerio de Industria (en funciones) defiende su ejecutoria pasada y ha tratado de “estirar” el alcance del valor del pronunciamiento del Tribunal Constitucional, afirmando que la sentencia desmonta los argumentos contrarios a la reforma. Algo que es más balsámico que exacto puesto que, en el ámbito nacional, todavía queda la resolución de numerosos procesos abiertos a cuenta de las renovables, tanto en el Constitucional como en el Supremo. Ya es conocida, por otra parte, la táctica de achique de espacios que activa el actual equipo del Ministerio de Industria hacia el resto de instancias y poderes del Estado. Pero la realidad es que estamos ante una sentencia de «consumo puramente interno»

En todo caso, la actuación de Industria es de una comunicación política audaz puesto que no sabemos si va a servir de mucho en las instancias internacionales, un ámbito capital, dónde se dirimirá el futuro de estas normas. Por tanto, habrá que esperar a las instancias internacionales: la sentencia remite como instancia de recurso al Tribunal de Justicia de la Unión Europea y todavía no han empezado a dirimirse los conflictos y arbitrajes internacionales dónde, además, la relevancia de los actores que hay personados contra España es un elemento muy inquietante (E.On, RWE, Nextera, entre otras)y dónde los precedentes no auguran buenos resultados en el corto y medio plazo para los intereses del Ejecutivo actual.

Con estas consideraciones, dado que el déficit tarifario ha sido siempre resultado de una mala regulación y de una mala gestión pública de los sistemas de incentivos, una interpretación de la retroactividad sometida a la volatilidad política de los gobiernos en España tiene un efecto económico a largo plazo para los inversores. Negativo, desde luego.

La segunda derivada de esta sentencia es que, si la interpretación constitucional nacional de los conceptos como seguridad jurídica, retroactividad y confianza legítima, sometidos al interés general (a su vez, entendido esto último de forma sui generis por cada Gobierno de turno con sus propias prácticas), no resultasen acordes con los consensos e instancias internacionales económicas en esta materia, insertos en el mundo globalizado en que se realizan negocios e inversiones, ¿Qué sería de nosotros como país en el conjunto de las economías occidentales? ¿Es posible operar en el mundo económico con una inquietante discrepancia a la hora de entender la actividad y los negocios? ¿Entenderemos algo de lo que pase a partir de entonces?