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El grupo energético francés EDF ganó un 11,3% más en 2017, hasta los 3.173 millones de euros

Europa Press.- El grupo energético Electricité de France (EDF), participado en un 83,5% por el Estado según datos a 31 de diciembre del año pasado, contabilizó un beneficio neto de 3.173 millones de euros al cierre del ejercicio fiscal 2017, lo que representa un incremento del 11,3% respecto a las ganancias logradas un año antes.

Según indicó la compañía, la cifra de negocio disminuyó un 2,2%, hasta situarse en 69.632 millones de euros. El resultado bruto de explotación (Ebitda) se redujo un 16%, hasta 13.742 millones de euros. Por su parte, la deuda financiera neta de la eléctrica francesa concluyó el ejercicio 2017 en 33.000 millones y la relación deuda/Ebitda se situó en 2,4 veces. «En línea con nuestras previsiones, los resultados de 2017 demuestran la solidez de EDF, una vez más rentable, en un contexto de mercado complicado», indicó el presidente y consejero delegado de la compañía, Jean-Bernard Lévy.

Para el 2018, EDF confirmó sus previsiones, de manera que prevé que el Ebitda se sitúe en un rango de entre 14.600 millones y 15.300 millones de euros, y que la relación deuda/Ebitda se sitúe en 2,7 veces. Por último, el consejo de administración propondrá en la junta general de accionistas, que tendrá lugar el próximo 15 de mayo, el pago de un dividendo de 0,46 euros por acción con cargo a las cuentas de 2017, lo que implica una ratio de pay-out del 60%.

Galán (Iberdrola) pide que se haga una política energética «de verdad» y no «política con la energía»

Europa Press.- El presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, ha pedido hacer una política energética «de verdad» y «no hacer política con la energía«. A este respecto, insistió en que en los años que lleva en el sector ha visto pasar a distintos políticos que han cometido «los mismos errores», que al final «los pagan los consumidores y los accionistas».

El directivo, que defendió así la necesidad de impulsar la descarbonización de la economía mundial para cumplir con los compromisos asumidos en el Acuerdo de París, señaló respecto a la transición energética que los cambios profundos no son un problema «sino una oportunidad». Así, afirmó que la descarbonización y la rentabilidad son totalmente compatibles y puso como ejemplo a la misma Iberdrola que, después de haber invertido 100.000 millones de dólares (unos 81.623 millones de euros) en renovables, redes y tecnología hidroeléctrica de bombeo, ha multiplicado por 5 su base de activos y triplicado sus resultados y dividendos. «Hemos pasado de ocupar el puesto 20 por capitalización bursátil entre las utilities a situarnos entre las cuatro primeras del mundo», añadió.

Además, Galán explicó que para dar respuesta a una demanda creciente con un modelo energético descarbonizado es imprescindible desarrollar más generación renovable, mayor capacidad de almacenamiento, más redes inteligentes y más vehículos eléctricos. A este respecto, aseguró que la tecnología necesaria ya está disponible y que sus costes se están reduciendo rápidamente. En este sentido, indicó que la inversión requerida por el sector eléctrico durante los próximos 25 años asciende a 19 billones de dólares (unos 15,5 billones de euros).

Galán, que hizo hincapié en que sean todos los actores los que se impliquen en la lucha contra el cambio climático, también consideró necesario para avanzar hacia un modelo económico descarbonizado que se implementen marcos legales estables y predecibles, que deben ir acompañados de una reforma de la fiscalidad ambiental bajo el principio de quien contamina, paga, así como de la eliminación de los costes no energéticos incluidos en la tarifa eléctrica. En este sentido, señaló que no todos los países que suscribieron el Acuerdo de París están desarrollando políticas para cumplir los compromisos asumidos.

En Asturias preocupa la descarbonización

Por su parte, el presidente del Principado de Asturias, Javier Fernández, ha reiterado que su comunidad autónoma tendrá «un problema» si finalmente se cierran sus centrales térmicas de carbón «antes de tiempo«. En este sentido, ha subrayado que España va «a cumplir el objetivo de 2020» en cuanto a la reducción de emisiones de CO2 se refiere y ha garantizado que también lo hará en 2030 si no se va «más allá en las exigencias» que ya se «autoimponen» los países de la Unión Europea.

El barón socialista ha aseverado que le parece «bien» todo avance en energías renovables y que «nadie es enemigo de combatir el cambio climático», pero ha advertido de que si actualmente no existiesen las centrales de carbón el precio lo marcaría exclusivamente el gas y, por lo tanto, la electricidad resultaría «mucho más cara». En este sentido, ha puesto en duda que España pudiese garantizar «un precio razonable» de la electricidad y esgrimió que el encarecimiento de la electricidad será «un problema general para el conjunto de la industria española».

Unesa pide una metodología «objetiva» para revisar la tasa de retribución financiera de la distribución eléctrica del período regulatorio post-2020

Europa Press.- La patronal de las principales compañías eléctricas (Unesa) demanda una metodología «objetiva» para llevar a cabo la revisión de la tasa de retribución financiera de la actividad de distribución eléctrica de cara a su siguiente periodo regulatorio, que comenzará el 1 de enero de 2020.

Unesa asegura compartir el criterio expresado por la CNMC de que «llegado el momento de la revisión de la tasa de retribución financiera, se debería adecuar ésta al coste de los recursos propios y ajenos de las empresas distribuidoras». Para la patronal, la CNMC constata «el enorme esfuerzo» realizado por las empresas para mejorar «su eficiencia, rentabilidad y calidad de servicios a los consumidores». Así, considera que todas las variables analizadas por el organismo reflejan «la mejora de gestión empresarial» de las empresas distribuidoras que conforman Unesa, por ejemplo «a través de un parámetro tan representativo como el descenso significativo de los gastos de explotación«.

Además, añade que este esfuerzo empresarial también es extrapolable al área de las inversiones, que la propia CNMC cuantifica en más de 1.000 millones de euros anuales, «lo que ha redundado en una mejora continuada de los estándares de calidad y de servicio (el tiempo medio de interrupción se redujo en un 32% en 2013-2016)». Finalmente, Unesa recuerda que España dispone de «una de las redes eléctricas más eficientes en coste y calidad de suministro del mundo y pionera en la implantación de contadores inteligentes».

La CNMC publicó su informe sobre el análisis económico-financiero de las principales empresas de distribución del sector eléctrico, en el que considera necesario revisar, de cara al siguiente periodo regulatorio que comenzará en 2020, la tasa de retribución financiera de la distribución «mediante una metodología que la adecúe al coste de los recursos propios y ajenos de las distribuidoras, que han evolucionado a la baja durante el actual periodo regulatorio».

El marco retributivo actual establece una tasa de retribución financiera del 6,503%, que aplica sobre el valor neto de los activos. Además, la CNMC apunta a un incremento de la rentabilidad económica, pasando su ROI (retorno sobre la inversión) del 6,57% en 2013 al 8,16% en 2016. La rentabilidad financiera se incrementa también durante el periodo pasando el ROE del 8,84% en 2013 al 12,32% en 2016, situándose todas las distribuidoras por encima del 10%.

La CNMC ve necesario revisar la tasa de retribución financiera de la distribución eléctrica para el período regulatorio post-2020

Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) considera necesario revisar, de cara al siguiente periodo regulatorio que comenzará el 1 de enero de 2020, la tasa de retribución financiera de la distribución de energía eléctrica «mediante una metodología que la adecúe al coste de los recursos propios y ajenos de las distribuidoras, que han evolucionado a la baja durante el actual periodo regulatorio».

El marco retributivo actual establece una tasa de retribución financiera del 6,503%, que aplica sobre el valor neto de los activos en servicio a 31 de diciembre de 2014, valorados a coste de reposición. Adicionalmente, esta tasa se aplica a los activos puestos en servicio desde el 1 de enero de 2015 valorados como la semisuma del valor auditado y el valor calculado aplicando los valores unitarios de inversión vigentes.

En su informe sobre el análisis económico-financiero de las principales empresas de distribución del sector eléctrico (Endesa Distribución Eléctrica, Iberdrola Distribución Eléctrica, Unión Fenosa Distribución, Hidrocantábrico Distribución, y Viesgo Distribución Eléctrica), la CNMC apunta a un incremento de la rentabilidad económica, pasando su ROI (retorno sobre la inversión) del 6,57% en 2013 al 8,16% en 2016. Así, la rentabilidad financiera se incrementa también durante el periodo pasando el ROE del 8,84% en 2013 al 12,32% en 2016, situándose todas las distribuidoras por encima del 10%.

La CNMC señala que las inversiones anuales en inmovilizado material se mantienen en valores superiores a los 1.000 millones de euros durante el periodo. De esta manera, el importe neto de la cifra de negocios se ha incrementado de 5.214 millones de euros en 2013 a 5.471 millones en 2016, un 4,9% más en el periodo, motivado, principalmente, por el incremento de los ingresos regulados de la distribución eléctrica. Por otra parte, el regulador destaca que estas empresas han reducido su personal en un 9%, pasando de 9.877 a 8.990 empleados. Además, se produjo un descenso significativo de los gastos de explotación, pasando de 1.348 a 1.139 millones de euros.

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.

Gas Natural Fenosa pide que la regulación española garantice una rentabilidad «adecuada» mientras recibe ofertas por su negocio en Italia

EFE / Europa Press.- Un total de 8 ofertas no vinculantes se han presentado por los negocios de comercialización y distribución de Gas Natural Fenosa en Italia, sobre los que la compañía española ha encargado un análisispara decidir si continúa con ellos o los vende. Por otro lado, el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, indicó que debería ser objetivo de la regulación energética que las empresas que operan en España en el sector tengan una «adecuada rentabilidad» y seguridad jurídica.

Asimismo, Villaseca ha manifestado que «un bajo coste eléctrico debe ser un objetivo para todos». En este sentido, negó que España tenga la factura de la luz “más cara” de Europa y valoró que se haya conseguido el equilibrio al acabar con el déficit de tarifa que se arrastraba, pero indicó que se ha pasado de tener una de las energías «más baratas a contar con una más elevada». A este respecto, el directivo señaló que no ayuda que en el recibo más del 50% de los costes correspondan a decisiones de política industrial o ambiental y a cargas fiscales. «Si esas cargas desaparecieran volveríamos a tener la energía con uno de los precios más competitivos de Europa», apuntó Villaseca.

Por otro lado, Villaseca indicó que el sector se enfrenta a «grandes retos» como son la descarbonización por medio de la introducción de nuevas tecnologías verdes, pero de una manera eficiente y a un coste bajo. «Y eso no es fácil», incidió. Por ello, pidió, en presencia del ministro de Energía, Álvaro Nadal, una regulación «muy clara y definida» por parte de los Gobiernos para que se puedan afrontar las inversiones necesarias a largo plazo.

Finalmente, consideró necesario planificar la política de potencia de respaldo que tendrá que haber en el sistema eléctrico para garantizar el suministro ante el incremento de las energías renovables, que se caracterizan por ser intermitentes. En este sentido, Villaseca recordó que la mayoría de las fuentes de generación «están en pérdidas», por lo que pidió definir el mix energético, con el papel para cada fuente y la política de respaldo que se piensa aplicar. «Cómo se va a resolver el backup, no es nada fácil pero sí es urgente«, indicó.

Ofertas por su negocio italiano

Fuentes del mercado conocedoras del proceso confirmaron que 8 empresas han mostrado interés por la filial italiana de Gas Natural, tal y como ha publicado el diario El Economista. Las ofertas no vinculantes proceden de Italgas, Engie, 2iRete Gas, Verbund, Direct Energie, Optima Italia, Green Network y Shangai Dazhong, y oscilan entre los 500 millones y los 600 millones de euros. En febrero, Gas Natural Fenosa confirmó que había contratado al banco de inversión Rothschild para analizar distintas opciones estratégicas para sus activos de distribución y comercialización en Italia, entre las que figuraba una eventual venta, en el marco de los cambios en la regulación que se están produciendo en el sector energético del país.

El consejero delegado (CEO) de Italgas, Pablo Gallo, ya anunció el pasado 1 de septiembre que su compañía presentaría antes de octubre una oferta por los activos de distribución de la española Gas Natural Fenosa en Italia. Gas Natural Fenosa está presente en Italia desde 2002 y opera a través de sociedades separadas: la empresa de servicios Gas Natural Italia; Gas Natural Vendita Italia, que comercializa gas natural y electricidad; Nedgia, que gestiona la distribución de gas natural en el mercado regulado, y Gas Natural Rigassificazione Italia, que desarrolla una planta de regasificación en Trieste.

La central nuclear de Trillo produjo 3.846 GWh en el semestre, el 2,84% de la producción eléctrica total en España

EFE / Europa Press.- La central nuclear de Trillo (Guadalajara) ha producido una energía bruta de 3.846 GWh en el primer semestre del año, lo que supone el 2,84% de la producción total de electricidad de España y el 13,5% del total de 28.460 GWh del sector energético nuclear. En total, las centrales nucleares han producido el 21% de la energía eléctrica del país.

Así lo señaló el director de la central, Aquilino Rodríguez, que calificó el primer semestre de «muy bueno» porque «no ha habido incidentes en la planta y la recarga se ha desarrollado con plena satisfacción». No obstante, ha reconocido como nota negativa los 3 accidentes laborales con baja registrados durante la recarga, pero sin consecuencias graves, «frente al objetivo cero al que aspirábamos», por lo que «debemos tomar más conciencia en prevención de riesgos laborales y salud en el trabajo«. «Antes de que se produjera el primero de estos accidentes llevábamos 12 meses con una tasa de cero siniestros», destacó antes de reconocer que cree “que esto es lo único que se nos puede apuntar en el debe del semestre».

En relación a la recarga, que tuvo lugar desde el 5 de mayo hasta el 3 de junio, ha destacado que se ha producido con total normalidad y ha asegurado que la recarga realizada este año «ha sido un hito» al ser la que «menor dosis colectiva» ha supuesto, de las 29 realizadas desde que inició su operación la central nuclear, para los propios 335 trabajadores fijos de la central y los más de mil que se contratan para realizar esta actuación. En la misma, se han realizado cerca de 3.700 actividades, entre las cuales destaca por su gran importancia la instalación del Sistema de Venteo Filtrado de la Contención. Asimismo, las tareas se concluyeron con «28 horas de adelanto».

Por otra parte, Rodríguez explicó que uno de los «pequeños problemas» que ha tenido la central en 2017 surgió en la turbina de alta presión 6 días después de haber reiniciado la actividad tras la recarga finalizada en junio, debido a la cual tuvieron que reducir la potencia de la central hasta el 30% para reparar esta incidencia que «no ha vuelto a dar problemas«.

Más capacidad en su ATI

En cuanto a los residuos generados, de baja y media actividad, Rodríguez ha señalado que ascienden a 18 m3, mientras los residuos retirados y enviados al almacén del Cabril ascienden a 31 m3. Desde el 2016 no se ha producido la entrada de ningún contenedor DPT nuevo con elementos combustibles y, a 30 de junio de 2017, hay almacenadas en la central 304,71 toneladas de material nuclear, repartidas en 32 contenedores de almacenamiento en seco.

En este sentido, durante 2017 se están realizando las modificaciones de diseño necesarias en la planta y en su ATI ya que, próximamente, se dejará de usar el contenedor DPT para pasar a hacer uso del contenedor ENUN 32P de ENSA, los cuales tienen una capacidad para 11 elementos combustibles gastados más que los actuales. Para ello, realizará primero una prueba con elementos simulados para «asegurar y garantizar» la utilidad de este almacenamiento de residuos.

Preguntado por el posible trasvase de material combustible con Almaraz, ante las críticas de ecologistas y otros colectivos por la construcción allí del Almacén Temporal Individualizado (ATI), Rodríguez ha señalado que ambas plantas emplearán el mismo tipo de contenedor pero cada uno albergará sus residuos sin contemplar trasvase alguno. En cuanto a sucesos notificables, este semestre se ha dado sólo uno, “que no tiene mayor trascendencia”, relativo al incumplimiento por no adoptar las acciones requeridas durante los 7 días que han estado inoperables dos bombas del sistema de agua contraincendios.

Preguntado sobre las pérdidas que ha tenido Iberdrola en sus empresas nucleares, de unos 1.000 millones en los últimos cuatro años según consta en los resultados remitidos al Registro Mercantil, Aquilino Rodríguez ha reconocido que tienen indicaciones de los propietarios de «ser más eficientes e igual de eficaces», para lo que deben reducir en costes manteniendo siempre la seguridad puesto que «ahora estamos comidos por servidos, lo que se invierte es casi igual o ligeramente superior a los beneficios registrados». En este sentido, el director de la central ha concluido: «No nos queda más remedio que recuperar la rentabilidad porque no es lógico tener una industria como esta para tener un dinero invertido sin rentabilidad, lo lógico es sacarle rendimiento.

La petrolera estadounidense Chevron gana 4.132 millones de dólares en el primer semestre del año

EFE.- La petrolera estadounidense Chevron anunció que entre enero y junio pasados acumuló unos beneficios netos de 4.132 millones de dólares, frente a las pérdidas de 2.195 millones que registró en el primer semestre del año pasado. En el segundo trimestre, la compañía con sede en San Ramón (California) tuvo unos beneficios netos de 1.450 millones de dólares, frente a la pérdida de 1.470 millones del mismo período del año pasado.

La petrolera destacó que aumentaron un 26,5% sus ingresos semestrales, hasta los 64.401 millones de dólares. En el primer semestre del año, Chevron tuvo un beneficio neto por acción de 2,18 dólares, frente a la pérdida de 1,17 dólares anotada en 2016. Chevron viene sufriendo desde 2014 un impacto especial en sus resultados por la caída de los precios internacionales del crudo, que ha afectado en menor medida a la primera petrolera del país, ExxonMobil. En la medida que los precios se han recuperado, Chevron ha ido mejorando sus resultados.

En el segundo trimestre Chevron tuvo una ganancia neta de 77 centavos de dólar, frente a los 78 centavos de pérdida del año pasado; los ingresos tuvieron un incremento trimestral del 18%, hasta los 32.877 millones de dólares. Los analistas habían calculado que Chevron tendría unos ingresos de 32.090 millones de dólares, por debajo de lo que divulgó la empresa.

En el primer semestre, la extracción de hidrocarburos (Upstream) generó unos beneficios netos de 2.370 millones de dólares, frente a la pérdida de 3.921 millones del mismo período del año pasado. En las operaciones posteriores a la extracción, como el refino, Chevron anotó unos beneficios semestrales de 2.121 millones de dólares, ligeramente por encima de la ganancia de 2.013 millones del mismo período del 2016.

Competencia considera que las distribuidoras de gas logran una alta rentabilidad y pide revisar su retribución

Servimedia.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) considera que se debe revisar a la baja la retribución recibida por las empresas distribuidoras de gas, ya que actualmente se produce «una alta rentabilidad para una actividad de bajo riesgo».

Así lo señala la CNMC en su análisis económico-financiero de las principales empresas de distribución del sector gasista, que analiza el periodo 2013-2015.

La Comisión apunta que el periodo objeto de análisis es especialmente relevante, dado que permite analizar el impacto de la reforma del marco retributivo del sector gasista que tuvo lugar en 2014.

Actualmente la retribución regulada de la distribución de gas se sitúa aproximadamente en 1.400 millones de euros anuales y representa casi la mitad de los costes regulados del sistema gasista.

En su análisis, la CNMC observa que las inversiones en inmovilizado material, que corresponden esencialmente a instalaciones de distribución, han tenido un crecimiento promedio del 31% entre 2013 y 2015.

Asimismo, el informe revela que casi todas las empresas analizadas evidencian una disminución de su ratio de apalancamiento en dicho periodo, estando una parte importante de la deuda de las empresas distribuidoras suscrita con empresas del grupo y asociadas.

En lo que a rentabilidad se refiere, del análisis realizado concluye que los resultados obtenidos para los ratios de rentabilidad analizados por las distribuidoras gasistas durante el periodo 2013-2015 reflejan las características del marco retributivo que ha venido aplicando a esta actividad desde el año 2002.

Para la CNMC, este marco es especialmente favorable para aquellas distribuidoras que tenían una parte de sus activos amortizados en el año 2000 y que comenzaron a recibir una retribución por amortización y una retribución financiera por dichos activos como si se acabasen de poner en servicio.

Por ello, considera que a pesar de los cambios introducidos en 2014, los ratios de rentabilidad de las distribuidoras de gas «continúan siendo holgados» para una actividad que de acuerdo con la ley está considerada como de bajo riesgo. Además, estima que son superiores a los de otras actividades reguladas comparables.

En conclusión, advierte de que dichos ratios de rentabilidad «resultan especialmente llamativos» en un contexto de continuado desequilibrio entre los ingresos y los costes regulados del sector gasista, por lo que sostiene que si no se toman las medidas adecuadas, este desequilibrio se puede agravar.

El periodo regulatorio finaliza el 31 de diciembre de 2020. Por consiguiente, es necesario revisar la retribución de la actividad de distribución en el segundo periodo regulatorio que comienza en 2021. Y, en particular, la CNMC pide modificar la retribución por amortización y la retribución financiera de los activos que fueron puestos en servicio antes del año 2001.

Nadal asegura que las nucleares “son más rentables de lo que dicen algunos” y quiere intervenir el cierre de centrales

Redacción / Agencias.- El ministro de Energía, Álvaro Nadal, argumenta que «no es sensato que las centrales de producción queden a la pura discreción de decisiones empresariales», en referencia a las decisiones que deben tomar las compañías eléctricas sobre las plantas térmicas y reactores atómicos. En este sentido,  el ministro asegura que las centrales nucleares son más rentables de lo que están diciendo algunas empresas propietarias, aunque «su obligación es decir que pierden», y ver si así se pueden bajar las tasas nucleares.

Respecto a las quejas de las compañías eléctricas sobre la falta de rentabilidad de su negocio atómico por los altos impuestos que soportan, Álvaro Nadal señaló que, aunque esas empresas dicen que tienen pérdidas, luego reparten dividendos, por lo que descarta bajar la fiscalidad a las nucleares. El ministro ha indicado que él ha pedido las cuentas a esas compañías, pero «nunca me han venido con las cuentas bien hechas», y ha asegurado que los resultados operativos de las centrales son positivos, aunque si las empresas incluyen amortizaciones y costes financieros que, según Nadal, no deben meterse, pueden arrojar pérdidas.

«Todo esto es muy discutible», ha añadido el ministro, que ha señalado, en alusión a Iberdrola, que «hay una empresa que habla de esta manera, pero otras no». Así, explicó que mientras unas han acortado en su balance la vida útil de sus plantas, acortando el valor de la inversión, otras han hecho lo contrario, extendiendo el tiempo de amortización de sus inversiones y necesitando la prolongación de la vida útil para cumplir con lo que está establecido en su balance. Por eso, recrimina que «hay mucha ingeniera contable» y que, aunque «todo el mundo tiene derecho a presionar al Gobierno», ya que les gustaría cobrar mayores precios, «a mí lo que me preocupa es el recibo de la luz».

Respecto a su interés en el precio final de la electricidad, el ministro indicó que «vamos a tener esta tensión. A ellos les gustaría el precio más caro y a mí lo contrario. En otras cosas nos vamos a poner de acuerdo, pero en esto es difícil«. Además, aseguró que el mix energético debe fijarlo la política pública y, «a partir de ahí, que las empresas fijen sus estrategias». «Las decisiones de política energética se toman «por interés general, no por presión de nadie», advirtió.

Además, ha señalado que sería bueno hacer una revisión de los costes de sistemas, incluidas las instalaciones no replicables, aquellas que no se pueden poner en ningún otro sitio, como centrales hidráulicas o nucleares. Explicó que, en este tipo de explotaciones, los propietarios tienen la ventaja de que nadie va a hacer su misma actividad en su emplazamiento, con lo que no tiene que disputarse el beneficio con nadie y es entero para el propietario.

Por eso, ha señalado que el Gobierno alcanzó un pacto con Ciudadanos para hacer un «análisis serio» para saber si las tecnologías no replicables están sobreretribuidas, si se cobra o no mucho por el canon hidráulico o por las tasas nucleares. Resaltó que sería bueno analizar las amortizaciones y los costes históricos de esas instalaciones, algo que a Ciudadanos le ha parecido correcto y ahora está a la espera de si otros grupos quieren participar.

Respeto a la regulación por ley que quiere hacer el Gobierno para poder intervenir en caso de necesidad en el mix energético, la ha justificado en que «no es sensato que las centrales de producción queden a la pura discreción de decisiones empresariales». Ha señalado que el Grupo Parlamentario Socialista ya le ha dicho que no respalda esa posibilidad y que «otros no lo han terminado de decir». Aún así, Nadal afirmó que, a pesar de no contar con ese respaldo en el Parlamento para adoptar medidas que permitan al Gobierno intervenir en el cierre de centrales nucleares y térmicas, se pueden hacer cosas sin rango de Ley, ya que «es bueno ordenar este proceso».

Nadal cree que «la energía no es un bien normal de una economía de mercado», sino un producto de primera necesidad, básico para la competitividad y la seguridad nacional, y es una cuestión estratégica. Por eso, afirma que la energía «no es cuestión de mercado puro» y, aunque es bueno que haya gestión privada porque mejora la eficiencia, la política energética corresponde es al Gobierno. Respecto al precio de la luz, señaló que este 2017 estará en línea con 2015, aunque advirtió que existe un «problema de agua enorme» y que “cada borrasca baja 10 euros el precio del pool.

Por otra parte, Nadal señaló que con la potencia de 3.000 megavatios (MW) de la próxima subasta, España quedará a «apenas unas décimas» de cumplir el objetivo del 20% en renovables previsto para el 2020. El ministro vaticinó también que lo «previsible» es que en esa nueva subasta verde, que se celebrará antes del verano, es que no haya «tanta eólica«, que fue la gran vencedora de la subasta anterior al adjudicarse el 99% de la subasta puesta en juego.