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Red Eléctrica gana 357 millones en el primer semestre, un 5% más, y pretende mantener su retribución después de 2020

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EFE / Europa Press.- Red Eléctrica de España (REE) ha defendido mantener la tasa de retribución financiera a las actividades de transporte de energía eléctrica para el siguiente periodo regulatorio 2020-2025 en torno al 6,5% o 7%, frente a la propuesta de recorte al 5,47% de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Asimismo, Red Eléctrica logró un beneficio neto de 356,9 millones de euros en el primer semestre del año, un 5% más que en el mismo periodo de 2017.

La compañía, que preside ahora el exministro socialista Jordi Sevilla, ha destacado que la evolución del resultado está en línea con lo previsto en su plan estratégico. El beneficio bruto de explotación (ebitda) creció un 0,9%, hasta 776,8 millones, impulsado por la consolidación de las medidas de eficiencia implantadas. De hecho, los costes de aprovisionamiento y otros gastos de explotación descendieron un 1,4%. A partir de este trimestre se incluyen en el ebitda los resultados de la empresa chilena TEN, en la que REE tiene un 50%, que ha aportado 4,3 millones en el semestre.

La cifra de negocio ascendió a 990,3 millones entre enero y junio, lo que supone un incremento del 0,3%. Esta mejora se debe en buena medida al aumento de la retribución por las actividades de operación del sistema, que alcanza los 32,9 millones. Red Eléctrica invirtió 183 millones en la primera mitad del año, de los que 154 millones se destinaron al desarrollo de la red nacional de transporte, un 6,6% más que en igual periodo de 2017. Al desarrollo del negocio internacional se destinaron 17,4 millones, frente a los 42,2 millones de 2017, cifra que incluía la compra del 45% del capital de Redesur.

La deuda neta del Grupo Red Eléctrica se situó al cierre del primer semestre en 4.491,2 millones, un 6,3% por debajo de los 4.791,8 millones contabilizados al término de 2017. El 91% de la deuda es a tipo fijo y el 9% restante, a tipo variable. La plantilla se sitúa en 1.804 personas y la plantilla media en 1.810 empleados.

Contra la propuesta de Competencia

Por otra parte, la directora corporativa Económico Financiera de la compañía, María Teresa Quirós, valoró como «muy positiva» la propuesta de la CNMC, ya que supone «un paso adelante relevante» al reclamar el uso de una metodología reconocida, aunque subrayó que la rentabilidad que se propone «no es idéntica» a los números de la empresa, que sitúan esa tasa de retribucióna sus actividades entre el 6,5% y el 7%. No obstante, subrayó que lo que ha hecho la CNMC es someter a consulta pública esta propuesta, por lo que «se está pendiente de saber cuál será la tasa definitiva».

Además, recordó que cualquier modificación al respecto debe hacerse vía Ley, por lo que sería necesario un anteproyecto de Ley y que se apruebe en el Congreso de los Diputados, y de no ser así se seguiría manteniendo en el nuevo periodo la retribución actual. A este respecto, la directiva de REE indicó que la legislación establece que el regulador deberá elevar al Consejo de Ministros un anteproyecto de Ley con la propuesta de diferencial antes de enero de 2019.

REE remitió en febrero su propuesta de diferencial a aplicar para fijar la tasa de retribución financiera de la actividad de transporte para el periodo regulatorio 2020-2025, señaló Quirós. Esta propuesta de diferencial de la compañía está basada en una retribución adecuada, un coste de financiación de las empresas transportistas comparables eficientes y bien gestionadas y las necesidades de inversión.

La CNMC sacó recientemente a consulta pública la propuesta de metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica para el segundo periodo regulatorio 2020-2025. En concreto, la tasa de retribución financiera del transporte y distribución de energía eléctrica sería del 5,47% para el periodo 2020-2025, frente al 6,5% actual. En lo que se refiere a la propuesta para la retribución de las renovables, sería de entre el 7,04% y el 7,18% para ese segundo periodo regulatorio, frente a la rentabilidad razonable actual del 7,5%.

Competencia propone bajar la retribución a las redes de transporte y distribución al 5,47% y a las renovables al 7,04%

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Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha sacado a consulta pública las propuestas de metodología de cálculo de la retribución financiera o rentabilidad razonable para las actividades del sistema eléctrico y propone una retribución financiera del 5,47% para el transporte y distribución de electricidad para el periodo regulatorio 2020-2025, y del 7,04% para la producción con energías renovables, cogeneración y residuos, lo que supone rebajas del 1,033% y del 0,463%, respectivamente.

Para el primer periodo regulatorio, el decreto de 2013 estableció una tasa de retribución financiera del 6,503% para el transporte y distribución. En esa ocasión, se tomaron los valores de las cotizaciones del bono del Tesoro a 10 años de los meses de abril a junio de 2013, incrementada con un diferencial de 200 puntos básicos, «sin referencia a ninguna metodología de cálculo», precisó la CNMC. Para las renovables, se calculó como la media del bono español a 10 años durante los 24 meses previos al mes de mayo del año anterior, más un diferencial de 300 puntos básicos, lo que arrojó una tasa de retribución financiera del 7,503% para ese periodo que acaba el 31 de diciembre de 2019.

La CNMC propone utilizar ya para el segundo periodo la metodología WACC (coste medio ponderado de capital) para calcular la rentabilidad razonable. Según Competencia, el WACC refleja la realidad de los mercados de capital donde encuentran su financiación las empresas reguladas y minimiza la incertidumbre regulatoria. En este sentido, recuerda que las empresas de transporte y distribución eléctrica deben financiar elevados volúmenes de inversiones en inmovilizado, que tienen periodos largos de recuperación, de hasta 40 años, y señala que todas las propuestas recibidas por parte de compañías consideran necesario que el cálculo de la tasa de retribución se realice con una metodología basada en el reseñado WACC de la actividad.

Competencia ya avisó en varios informes que era necesario revisar la tasa de retribución para el periodo que arranca en 2020 de la distribución de electricidad para adecuarla a los costes de las compañías, que habían evolucionado a la baja en los últimos años. En el caso de las renovables, la CNMC argumenta que están sujetas a una serie de riesgos que no tienen las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica o gas natural, por lo que propone para ellas un diferencial adicional que se sumaría al cálculo del WACC. A la CNMC le parece razonable considerar un diferencial de 50 puntos básicos.

La propuesta de la CNMC analiza, además, la aplicabilidad de esta metodología al cálculo de la tasa de retribución financiera en las actividades de redes del sector gasista, y en la producción de energía eléctrica en los sistemas eléctricos no peninsulares. Competencia considera también que la metodología propuesta para el transporte y distribución eléctrica sería aplicable al cálculo de la retribución para el transporte y almacenamiento de gas y actividades de regasificación, que hasta el 31 de diciembre de 2020 es del 5,09% y que se estableció a partir del bono del Estado a 10 años más 50 puntos básicos.

El plazo para remitir observaciones a las dos propuestas que Competencia somete a consulta pública finaliza el 15 de septiembre y, tras analizar esas alegaciones, elevará un informe definitivo. El anterior ministro de Energía,Álvaro Nadal, era partidario de aplicar en la revisión de la rentabilidad razonable la misma fórmula utilizada para el primer periodo regulatorio, lo que a la actual cotización del bono, recortaría a la mitad la retribución.

Red Eléctrica de España pone en servicio una línea eléctrica en Perú con una inversión de 60 millones de euros

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EFE.- Red Eléctrica Internacional ha puesto en servicio la línea eléctrica de 220 kilovoltios (Kv) y 115 kilómetros de longitud Azángaro-Juliaca-Puno en el sur de Perú, que ha supuesto una inversión estimada por el Estado peruano de 70 millones de dólares (unos 60 millones de euros).

Según Red Eléctrica de España (REE), el proyecto, que lleva a cabo su filial Transmisora Eléctrica del Sur 2, fue adjudicado en una licitación pública en el 2015 e incluye, además del diseño, financiación y construcción de la infraestructura, su operación y mantenimiento durante 30 años.

Estas nuevas infraestructuras permiten evacuar la energía de las centrales hidroeléctricas de Ángel y San Gabán, y reducir la sobrecarga de las líneas existentes de 138 Kv.

Además, refuerza la capacidad de transformación de las subestaciones de Azángaro, Juliaca y Puno, lo que garantiza el suministro eléctrico en estas regiones.

Con la entrada en servicio de este proyecto, Red Eléctrica gestiona 1.314 kilómetros de circuitos en el país andino, y se posiciona de forma preferencial para la futura interconexión entre Chile y Perú.

La línea Azángaro-Juliaca-Puno entró en operación comercial el pasado 8 de junio.

Red Eléctrica Internacional, que cuenta en la actualidad con tres concesiones en explotación y dos en fase de construcción en el sur de Perú, refuerza con la nueva línea su posición como transportista de electricidad en el sur de Perú, donde está presente desde 1999.

Red Eléctrica es propietaria de la totalidad de Red Eléctrica del Sur (Redesur), empresa encargada de gestionar el transporte de energía eléctrica en el sur del país (principalmente de las regiones de Arequipa, Moquegua, Tacna y Puno), y de Red Eléctrica Andina, especializada en el mantenimiento eléctrico en media y alta tensión, sistemas de protección y de telecomunicaciones, así como en el asesoramiento técnico a proyectos de energía.

Redesur es propietaria del 100% de Transmisora Eléctrica del Sur (línea de 220 Kv Tintaya-Socabaya y línea de 138 Kv Tintaya Nueva-Tintaya y subestaciones asociadas); Transmisora Eléctrica del Sur 2 (línea de 220 Kv Azángaro-Juliaca-Puno); Transmisora Eléctrica del Sur 3 (línea de 220 Kv Montalvo-Los Héroes), y Transmisora Eléctrica del Sur 4 (línea de 220 Kv Tintaya-Azángaro).

Estas dos últimas infraestructuras se encuentran actualmente en construcción, con una previsión de puesta en servicio en 2019 y 2021, respectivamente, y cuentan con una inversión conjunta de unos 90 millones de dólares (en torno a 80 millones de euros).

La CNMC pide reducir la retribución por transporte a Red Eléctrica, que trabaja para absorber la nueva eólica en Canarias

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EFE.- Red Eléctrica de España (REE) ha anunciado que concluirá este año las ochos actuaciones anunciadas en Canarias que permitirán verter a la red los 403 megavatios del nuevo cupo eólico. Mientras tanto, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha recomendado revisar la tasa de retribución financiera de la actividad de transporte de energía eléctrica, que en España lleva a cabo REE, para adecuarla al coste de los recursos del transportista, que han evolucionado a la baja.

El organismo de competencia ha hecho público el informe de análisis económico-financiero durante el periodo 2013-2016 de la actividad del transporte de energía eléctrica, que ejerce Red Eléctrica como transportista único del sector eléctrico. La CNMC ha recomendado que se revise la tasa de retribución financiera del transporte eléctrico para el siguiente periodo regulatorio, que comenzará el 1 de enero de 2020, para adecuarla al coste de los recursos propios y ajenos del transportista, que han evolucionado a la baja durante el actual periodo regulatorio.

Además, pide que no se modifique ni el valor ni la vida útil de los activos anteriores a 1998 de cara al siguiente periodo regulatorio para cumplir con los principios retributivos establecidos en la Ley del Sector Eléctrico y el decreto de 2013 de realizar la actividad de transporte eléctrico al menor coste para el sistema y el de permitir una retribución adecuada para una actividad de bajo riesgo. La retribución de REE representa el 98,3% de su actividad, 1.710 millones de euros anuales, según la CNMC, que señala que la retribución del transporte representa aproximadamente el 10% de los costes regulados del sistema eléctrico.

El ministro de Energía, Álvaro Nadal, ya anunció hace unos meses su intención introducir ajustes en la retribución de actividades en el sector energético para dar cumplimiento a varias recomendaciones de la CNMC y que el grupo popular presentaría una proposición de ley en ese sentido. Según el análisis que la CNMC ha dado a conocer, la rentabilidad económica del transportista se mantuvo en valores estables durante el periodo 2013-2016, por encima del 9% en los cuatro ejercicios analizados, alcanzando el valor más alto en el último año, en que ascendió a un 9,7%. La rentabilidad financiera se situó en valores cercanos al 30% y alcanzó el 31,1% en 2016.

Competencia también recomienda que se fijen límites de apalancamiento adecuados para las actividades reguladas y en su análisis expone que REE presentó un elevado apalancamiento en el periodo analizado, que alcanzó el 78% a cierre de 2016. Sin embargo, el ratio deuda neta/ebitda (4,67 veces) y el de cobertura de la carga financiera, ebitda/gastos financieros (8,36 veces), presentaron valores razonables.

El periodo analizado, el 2013-2016, permite ya observar el impacto de los cambios que se introdujeron en el marco de la retribución de la actividad en 2013. En ese periodo, el importe neto de la cifra de negocios de REE se incrementó un 6% y pasó de 1.701 millones de euros a 1.803 millones, debido principalmente al incremento de los ingresos regulados del transporte eléctrico.

Asimismo, se incrementaron los gastos de personal de REE un 11,5%, mientras que los financieros se redujeron un 21%. El beneficio neto de la empresa, en la que el Estado tiene una participación del 20% a través de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (Sepi), aumentó desde los 463,3 millones de euros en 2013 a 586 millones en 2016, un 26,5% más que en 2013.

Absorber la eólica en Canarias

Por otro lado, la directora general de Transportes de REE, Eva Pagán, señaló que las actuaciones a realizar en Canarias suponen una inversión de 401 millones de euros y se complementarán con la interconexión por cable submarino de los sistemas de Lanzarote y Fuerteventura, presupuestada en 32,1 millones de euros.  Del total de esta inversión, 434 millones de euros, generará en Canarias 3.400 puestos de trabajo, una renta de 172 millones de euros en términos de Producto Interior Bruto, así como unos ingresos fiscales de 55 millones de euros, según destacó el director de Infraestructuras en las islas, Daniel Pérez.

Pagán, que subrayó el compromiso de REE por contribuir a lograr un modelo energético más sostenible, seguro y eficiente en el archipiélago, ha indicado que con la incorporación de estas nuevas infraestructuras se podrá duplicar la oferta de energía eléctrica renovable en las islas, que pasará del 8% al 18%. Las instalaciones proyectadas para cumplir con el plan eólico por REE, 6 nuevas subestaciones y otras 2 más que se ampliarán, entrarán en servicio a medida que se vayan concluyendo, si bien todas ellas estarán finalizadas en diciembre de 2018.

En cuanto a las obras previstas, en Gran Canaria, con una inversión de 32,7 millones de euros, se ha ampliado la subestación de Aldea Blanca, de 66 kilovoltios (kv) y se están construyendo las de Arinaga y Agüimes, también de 66 kv, así como las líneas de conexión asociadas. En Tenerife, se invertirán 80,5 millones de euros en la ampliación de la subestación de Tagoro, de 66 kv, y en la construcción de las subestaciones El Porís y Abona, de 220 y 66 kv, respectivamente.

En Lanzarote, con una inversión de 71,1 millones de euros, se ha construido la subestación Callejones, de 66 kv, y se han proyectado la línea Tías-Playa Blanca, de 132 kv, y las subestaciones de Tías y Blaya Blanca, de 132 kv y 66kv. En Fuerteventura, en la que REE prevé la mayor inversión, 217,7 millones de euros, se construirán la subestación Jares, de 132 kv, y su línea de conexión, que se deberá apoyar con otros desarrollos de la red.

Sobre el sistema de Fuerteventura, subrayó que es importante que se complete el eje norte-sur proyectado en la isla para que la capacidad de su tendido eléctrico pase de 66 kv a 132 kv, por lo que ha reiterado la disposición de REE para encontrar una salida junto al Cabildo y la Consejería de Industria del Gobierno canario, ante la suspensión cautelar del nuevo trazado comprendido entre Puerto del Rosario y Gran Tarajal. Pagán explicó que sin ese trazado concluido no podrá circular la energía que se produzca en los parques eólicos del sur de la isla hacia el norte.

Aprobada la conexión de transporte eléctrico de Red Eléctrica en Fuerteventura a la nueva subestación de Puerto del Rosario

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EFE.- El Gobierno de Canarias aprobó el decreto por el que se acuerda ejecutar el proyecto de conexión de las líneas existentes a 66.000 voltios con la nueva subestación de Puerto de Rosario, promovido por Red Eléctrica de España en el municipio que lleva el mismo nombre.

El mismo decreto ordena iniciar en el plazo de 6 meses el procedimiento para modificar el planeamiento territorial y urbanístico afectado, como son el Plan Insular de Ordenación de Fuerteventura y el Plan General de Ordenación de Puerto del Rosario, según explicó la portavoz del Gobierno de Canarias, Rosa Dávila. Este proyecto es necesario para poner en funcionamiento la nueva subestación, que ya dispone de las autorizaciones para su puesta en servicio, y posibilitar la evacuación de hasta 96 megavatios de potencia eólica y fotovoltaica.

El Gobierno traspasará 40 millones de euros al sistema eléctrico desde los Presupuestos para cubrir el vacío recaudatorio del euskopeaje

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EFE / Europa Press.- El Ministerio de Energía transferirá a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) 40 millones de euros para compensar la reducción de ingresos al sistema eléctrico por la eliminación de la tarifa 6.1.b, que arrancó el PNV al PP para apoyar los Presupuestos del 2017. Si se aprobara el proyecto de Presupuestos para 2018, dicho importe tendrá que ser incorporado de una sola vez como ingreso al sistema de liquidaciones del sistema eléctrico gestionado por la CNMC.

El acuerdo entre el PP y PNV para aprobar las cuentas del Estado de 2017 incluía la eliminación en 2018 de esa tarifa del peaje de acceso a líneas de alta tensión de entre 25 y 30 kilovoltios (Kv), utilizadas sobre todo por empresas vascas, y su inclusión en otro apartado tarifario, lo que se calculó que supondría un ahorro de unos 100 millones de euros anuales para las industrias afectadas. La medida fue contestada en Cataluña, donde hay más de 3.000 empresas conectadas a una tensión de 25 Kv que no se benefician del cambio, y el Síndic de Greuges (Defensor del Pueblo catalán) protestó ante la Comisión Europea, que acordó investigar la reforma pactada entre PP y PNV.

Además, el proyecto de ley de Presupuestos del Estado para 2018 mantiene en sus disposiciones adicionales dos medidas que ya incluyó en 2017 y que implican que el superávit del sistema eléctrico pueda utilizarse no sólo para reducir la deuda acumulada. Así, se mantiene que los superávits de ingresos puedan utilizarse, de forma excepcional, a pagar indemnizaciones correspondientes a resoluciones de litigios referidos a la normativa del sector eléctrico, aunque la legislación vigente establece que se destinen a reducir la deuda acumulada del sistema eléctrico.

También está previsto en una disposición adicional que, con cargo al superávit eléctrico, se puedan conceder ayudas a la inversión para instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables conectadas al sistema eléctrico por un importe máximo de 60 millones de euros en proyectos susceptibles de ser cofinanciados con fondos FEDER. Por otra parte, en el proyecto de Presupuestos se prevé destinar 755 millones de euros en 2018 a atender el extracoste de la generación eléctrica en los sistemas extrapeninsulares.

Además, en el proyecto de Presupuestos se habilita al Gobierno a establecer un sistema de ayudas a las industrias electrointensivas, de acuerdo a la normativa europea, para la reducción de los costes incurridos en la consecución de los objetivos de transición energética. El colectivo de empresas que podrán acceder a estas ayudas se determinará atendiendo a la intensidad del uso de la electricidad y la del comercio con terceros países y dentro de los límites previstos en las directrices sobre ayudas estatales que les sean de aplicación, según una disposición.

Revisión retributiva de actividades eléctricas

Por otro lado, el Gobierno revisará aspectos de la retribución de las empresas de distribución y transporte de energía eléctrica, siguiendo así las recomendaciones de la CNMC. En concreto, el Consejo de Ministros aprobó una declaración de lesividad de determinados aspectos relativos a las empresas de distribución y transporte de energía eléctrica. El Consejo de Ministros declaró lesivas para el interés público una orden que establecía la retribución de las empresas de distribución eléctrica para 2016, así como otra que fijaba la de las empresas titulares de instalaciones de transporte de energía eléctrica para 2016, respecto de la retribución fijada para Red Eléctrica de España.

El origen de esta declaración radica en observaciones presentadas por la CNMC, que consideró necesario corregir diversos errores “que incrementaban de manera no justificada la retribución de las empresas que realizan la actividad de distribución o transporte de electricidad”. Así, mediante la declaración de lesividad acordada, se iniciará el procedimiento para corregir las órdenes afectadas y adecuar las retribuciones de las empresas, siguiendo los trámites del procedimiento administrativo. Fue el pasado septiembre cuando el Ministerio de Energía inició un procedimiento de declaración de lesividad de la orden que establecía la retribución de las empresas de distribución de energía eléctrica para el 2016. Energía tomaba en consideración para iniciar este procedimiento las recomendaciones de la CNMC respecto a la sobrerretribución detectada.

En concreto, la CNMC constató que, en la retribución percibida en 2014 por la lectura de contadores y equipos de medida de los clientes conectados a sus redes, no se aplicó una penalización al no estar accesible la información para el cálculo en el momento de su publicación. Por ello, la consideración de tal penalización debería suponer una reducción de la retribución de las empresas distribuidoras por dicho concepto. El organismo presidido por José María Marín Quemada cifraba esta penalización en 4,93 millones de euros para el conjunto de compañías.

Otra de las cuestiones puestas en consideración por la CNMC se refería al cálculo de la vida de los activos de las empresas, en donde advertía que en la retribución para aquellas empresas con más de 100.000 clientes conectados a sus redes se procedía a descontar los elementos totalmente amortizados para cuantificar los años de vida residual de los activos.

El anuncio de la corrección de estas órdenes se produce cuando el Ministerio de Energía ha anunciado que tiene intención de aprobar, mediante una proposición de ley que el PP presentará en el Congreso, una serie de ajustes en los sistemas de retribución, atendiendo a las observaciones que hizo la CNMC sobre la existencia de un exceso de retribución por diferentes conceptos. Las reformas generarían en total un ahorro al sistema eléctrico de hasta 190 millones de euros, según las estimaciones que facilitó entonces el ministro de Energía, Álvaro Nadal.

REE pone en servicio una nueva subestación en San Bartolomé (Lanzarote)

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EFE.- Red Eléctrica de España (REE) puso en servicio la nueva subestación de Callejones, de 66.000 voltios, en el municipio San Bartolomé (Lanzarote), para reforzar su red de transporte en la isla. Esta subestación, asegura REE, mejorará la seguridad del suministro en el sistema Lanzarote-Fuerteventura (las dos únicas islas de Canarias cuyos tendidos eléctricos están interconectados) y facilitará a integración de los nuevos parque eólicos.

Para la conexión a la red de la subestación de Callejones se han construido también las líneas de conexión de doble circuito de 407 metros con la subestación de San Bartolomé, de 66.000 voltios, y con la línea Punta Grande-Mácher, también de 66.000 voltios. La inversión total del proyecto ha ascendido a 7,8 millones de euros. Toda esta instalación permitirá dar salida a la electricidad que generen los nuevos parques eólicos previstos en las islas.

Las inversiones en redes eléctricas necesarias hasta 2030 requerirán mantener la rentabilidad en el 7% para poder abordarse según Deloitte

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Europa Press / EFE.- La transición energética para alcanzar los objetivos medioambientalesfijados por la Unión Europea, avanzando hacia una economía descarbonizada, requerirá unas inversiones en redes eléctricas de entre 38.000 y 46.000 millones de euros hasta 2030 y el mantenimiento de una tasa de retribución razonable del 7%, «consistente con la observada en otros países europeos del entorno y sus costes de capital«, según La contribución de las redes eléctricas a la transición energética, informe elaborado por Deloitte.

El sistema eléctrico español tendrá que integrar, según el estudio, 35 gigavatios (GW) de nueva potencia, debido a la gran cantidad de instalaciones renovables que habrá. «Para permitir esta transformación, serán necesarias unas inversiones de entre 38.000 y 46.000 millones de euros hasta 2030, de los que 29.000 y 34.000 millones de euros deberán ser realizados por los operadores de redes», señaló Alberto Amores, socio de Deloitte en la presentación del estudio, en el que han participado además las principales empresas de redes de transporte y distribución en España (Endesa Distribución, Iberdrola Distribución Eléctrica, Unión Fenosa Distribución, Hidroeléctrica del Cantábrico, Viesgo Distribución y Red Eléctrica de España), así como las asociaciones sectoriales ASEME y CIDE.

Pese a la magnitud de las cifras, Amores resaltó que el volumen de inversiones que se requerirá no supondrá un esfuerzo muy superior al que se ha venido haciendo en España, donde en el periodo 2005-2016 fue de una media anual de 2.200 millones de euros. La previsión del estudio de Deloitte para el periodo 2017-2030 se sitúa entre 2.000 y 2.400 millones de euros anuales, por lo que Amores considera que es una inversión factible, dentro del límite regulatorio y sin gran impacto sobre la base de activos regulatorios (RAB) neto de los operadores.

De este esfuerzo inversor que deberán realizar los operadores de redes, entre 14.000 y 15.000 millones de euros irán destinados a su modernización y actualización con nuevas tecnologías de las redes, de los que casi la mitad estarían destinados a las redes de baja tensión hasta 2030, que son las que más se verán afectadas por la obsolescencia para gestionar una demanda que será muy diferente a la actual, con más renovables, mayor electrificación y nuevos modelos de consumo. Asimismo, entre otros 5.000 y 6.000 millones de euros, un 13% de la inversión, irían destinados a la digitalización y automatización de las redes, lo que reduciría costes y permitiría crear nuevos servicios para el usuario.

Estas inversiones en redes tendrían un impacto positivo en la economía española ya que el 95% de ellas sería servida por la industria nacional, preparada para suministrar los nuevos equipos y soluciones que se requerirán, y se generarían unos 40.000 puestos de trabajo durante el periodo 2018-2030, creando «empleo de calidad, con una baja temporalidad y alta cualificación«. El peso de la mano de obra nacional se situaría entre el 50% y el 60%, según el informe, que recuerda que las redes eléctricas contribuyen en cerca del 30% al Valor Añadido Bruto (VAB) de la economía española y suponen el 40% de todos los empleos que aporta el sector eléctrico.

No obstante, el informe destaca que las inversiones deben de obtener una rentabilidad adecuada, por lo que propone una tasa de retribución del 7% para el siguiente periodo regulatorio. El Gobierno debe definir en 2019 la tasa de retribución financiera para el próximo periodo regulatorio (2020-2025) para las distintas actividades del sector. Al respecto, el ministro de Energía, Álvaro Nadal, desveló su intención de aplicar la revisión correspondiente según la legislación, que vincula la rentabilidad al rendimiento de los bonos del Estado a 10 años más un diferencial de 200 puntos básicos para el caso de las redes, por lo que la rentabilidad caería respecto a los niveles actuales del 6,5% a alrededor del 4%.

El estudio señala que la regulación establece que la tasa de retribución financiera debe responder a una retribución adecuada a una actividad de bajo riesgo, al coste de financiación de operadores de redes comparables y a las necesidades de inversión del siguiente periodo regulatorio. Así, Deloitte propone esa tasa del 7% para el próximo periodo regulatorio basándose en el coste de capital de los operadores de red en España, con una media del 7%; así como en un diferencial medio sobre la deuda soberana que alcance al reconocido a estas actividades en países del entorno, de 490 puntos básicos con una previsión del coste de la deuda española del 2,1%.

El informe también destaca que el coste de las redes, teniendo en cuenta las inversiones a realizar y la tasa de retribución propuesta, junto con el incremento de la demanda eléctrica asociado, se traduciría en aproximadamente un 10% de reducción del componente de redes de la tarifa, debido a que el incremento de costes será significativamente inferior al de la demanda eléctrica hasta 2030. En términos globales, el coste del suministro eléctrico para el consumidor podría reducirse un 30-35% en términos reales entre 2015 (130 euros por MWh) y 2030 (entre 85-90 euros por MWh).

Red Eléctrica (REE) gana 669,8 millones de euros en 2017, un 5,2% más, y elevará un 7% el dividendo

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Europa Press.- Red Eléctrica Corporación obtuvo un beneficio neto de 669,8 millones de euros en 2017, cifra un 5,2% superior a la de 2016, según comunicó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). El resultado bruto de explotación (Ebitda) del gestor eléctrico totalizó 1.519,5 millones de euros el año pasado, un 2,3% más que en el ejercicio precedente, mientras que el resultado neto de explotación (Ebit) alcanzó los 1.031,4 millones de euros, con un crecimiento del 2,8% sobre 2016.

El dividendo con cargo al resultado de 2017 ascenderá a 0,9188 euros por acción, un 7% por encima de lo pagado el año anterior y en línea con lo anunciado en el plan estratégico del grupo. En concreto, el próximo 2 de julio abonará un dividendo complementario de 0,6639 euros por acción que se sumará al dividendo a cuenta de 0,2549 euros pagado el pasado 5 de enero. En 2017, Red Eléctrica Corporación realizó inversiones por valor de 510,2 millones de euros, de los que 411,8 millones de euros se destinaron al desarrollo de la red de transporte nacional, un 3,3% más que en 2016.

Operador del sistema: 56 millones

El importe neto de la cifra de negocio ascendió a 1.941,2 millones de euros frente a los 1.932,3 millones de euros del ejercicio anterior. Esta cifra recoge la retribución de la actividad de Transporte en España, que incluye las puestas en servicio del 2016. Asimismo, incluye los ingresos regulados relativos a la operación del sistema, por 56 millones de euros, así como los ingresos derivados de la actividad de transporte en el exterior, que alcanzaron los 19,6 millones de euros.

Por otro lado, el patrimonio neto del grupo alcanzó los 3.093,4 millones de euros, un 5,9% superior al del ejercicio 2016, impulsado principalmente por los resultados del periodo aminorados por la correspondiente distribución de dividendos. Por último, el consejo de administración de la compañía mantuvo congelada su retribución en 2017 por sexto año consecutivo al percibir 3,28 millones de euros.

Unesa asegura que modificar la retribución “de manera inesperada” pone en cuestión la estabilidad jurídica y perjudica a las empresas

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Europa Press.- La patronal de las principales compañías eléctricas, Unesa, que representa a Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, EDP y Viesgo, junto a otras patronales de distribución como ASEME y CIDE, han recordado que la remuneración de la distribución eléctrica fue establecida por la Ley de 2013 y critican que los ajustes que el Gobierno pretende aplicar se producen «de manera inesperada» al estar fuera de los periodos regulatorios, «lo que pone en cuestión la estabilidad jurídica» y perjudica a las empresas.

Asimismo, señalan que los cambios se quieren introducir cuando aún está pendiente de tramitación la Ley del Cambio Climático y Transición Energética y cuando la comisión de expertos creada por el Gobierno para asesorar sobre estos asuntos aún no entregó sus conclusiones. Para las patronales, la transición energética «exige mantener y ampliar» las redes de distribución y la incertidumbre generada por los cambios regulatorios «no favorece la inversión», que supera los 1.100 millones de euros.

Además, consideran que el papel de las redes «es crítico» para poder integrar de manera efectiva las energías renovables, conseguir que el consumidor sea más activo y responsable en una red digitalizada y para poder ampliar los usos de la electricidad, «por lo que alterar el entorno regulatorio puede condicionar la consecución de estos objetivos«. En su comparecencia en el Congreso, Nadal pidió al resto de fuerzas políticas del Parlamento respaldo para aplicar a las eléctricas y gasistas una serie de ajustes en su retribución por cerca de 250 millones de euros, de los cuales algo menos de 200 millones de euros corresponden al sector eléctrico y otros 50 millones de euros al sector gasista.

Ajustes a distribución y transporte

El mayor de estos ajustes se refiere a los costes del sistema en transporte y distribución, donde considera que existen «casos de sobrerretribución en el factor de retardo», por el que una distribuidora eléctrica o Red Eléctrica de España (REE) reciben un equivalente de tipo de interés del 10% durante dos años desde que se realiza el proyecto hasta que se integra. “Este tipo de interés es altísimo. Un 5% anual a dos años no lo paga nadie para este nivel de riesgo. Pretendemos sustituirlo por un índice financiero”, indicó Nadal, quien estimó que el impacto de esta medida sería de unos 100 millones de euros, en una actividad de unos 7.000 millones de euros.

Otra de las partidas a ajustar corresponde a la retribución correspondiente a unos activos amortizados pertenecientes a las principales compañías, después de una demanda presentada por pequeñas empresas distribuidoras ante el Tribunal Supremo, que estarían «sobreretribuidos» y cuyo impacto sería de unos 70 millones de euros. Además, en los costes extrapeninsulares, propone una actualización en los parámetros de activos una vez que Red Eléctrica ha remitido las pruebas más actualizadas para determinar la estructura de costes de generación de las distintas centrales en las islas, que ascendería a unos 15 o 20 millones de euros.

No obstante, el Gobierno finalmente no ha incluido en el paquete de enmiendas presentadas por el Grupo Popular en el Senado a la Ley contra la sequía ninguna propuesta de cambio encaminada a reducir la retribución a las redes de gas y a la distribución eléctrica. Así, en la batería de enmiendas se incluyen únicamente propuestas de modificación en la Ley del Sector Eléctrico referentes a peajes y cargos para determinadas categorías de consumidores en la modalidad de suministro con autoconsumo caracterizados por ser intensivos en consumo energético o sujetos a estacionalidad y a regadíos, adaptándose a la normativa europea.

En el Congreso, Nadal consideró que estos ajustes en el sistema de la retribución en la parte regulada de las eléctricas proceden de las recomendaciones del regulador, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) o de REE. Nadal también solicitó el apoyo para que las empresas dueñas de las centrales nucleares asuman, en el caso de producirse su cierre, el coste de su desmantelamiento. A este respecto, subrayó que España es el único país en el que el desmantelamiento de una nuclear «es responsabilidad de todos», a través de la sociedad Enresa.