Oligopoly 2: la lucha contra el oligopolio energético

La historia es, muy resumidamente, tal y como sigue. El gobierno del Partido Popular (presidía la nación entonces José María Aznar) liberalizó el mercado eléctrico en 1997. Las eléctricas reclamaron entonces una indemnización -los Costes de Transición a la Competencia (CTCs)- porque aseguraban que el precio de la electricidad bajaría de la mano de la presumible mayor competencia que introducía la nueva Ley del Sector Eléctrico (LSE). El gobierno, y aunque no estaba obligado jurídicamente a ello, estableció una indemnización -CTCs- por valor de más de 6.000 millones de euros vinculada a una condición: que las eléctricas beneficiarias financiasen luego el déficit de tarifa. Iberdrola, que ya ha cobrado sus CTCs, pretende ahora no financiar ese déficit y ha llevado por eso el caso a los tribunales. El propósito de la multinacional era (es) que los déficits sean financiados ahora "por todos los agentes que realicen actividad eléctrica en España", o sea, por ejemplo, y también, por los actores del sector de las energías renovables. Es decir, en román paladino: nos llevamos los CTCs entre cinco (Iberdrola, Endesa y compañía), luego digo que me están discriminando porque el déficit de tarifa he de financiarlo solo yo (y mis cuatro compañeros) y al final propongo que paguemos el déficit entre todos. La Audiencia Nacional ha dicho no.

Los precios elevados
La batalla, sin embargo, continúa, pues cabe recurso de casación. En todo caso, y de momento, la sentencia de la Sección Cuarta de la Audiencia Nacional resulta muy jugosa. En ella, la Sala justifica su decisión –que Iberdrola financie el déficit– señalando, por ejemplo, que ya en el año 2002 la CNE, en uno de sus informes, "identifica a las generadoras como causantes de ese déficit inicial", déficit que aparecería como consecuencia o de la mano de "precios de mercado artificialmente elevados". Más aún: el documento recoge un párrafo sin desperdicio. Dice así: ya en el año 2000, el informe 12/2000 de la CNE señala que este sistema de financiación del déficit –que compromete a Iberdrola y otras cuatro empresas– pretende "que aporten más aquellas empresas que más se han beneficiado de unos precios de mercado elevados, los que han contribuido en gran medida a la formación del déficit, y que, además, son las que han recuperado los CTCs con mayor rapidez".

Al caso
En fin, que los magistrados de la Sección Cuarta de la Audiencia Nacional han considerado que Iberdrola no está siendo discriminada y han establecido que sí es conforme a derecho que financie el déficit de tarifa. Según la sentencia, "el déficit de tarifa consiste en que la tarifa –el precio de la energía que paga el consumidor– es insuficiente para cubrir el coste de suministro, es decir, que el producto de la tarifa eléctrica es insuficiente para cubrir los costes agregados de la factura de la luz". A instancias de Iberdrola, la sentencia ha dilucidado – según informa la Audiencia Nacional– "si el sistema de financiación del llamado déficit tarifario es contrario al artículo 14 de la Constitución al imponer a ciertas empresas del sector eléctrico [y no a otras] que lo financien con arreglo a unos porcentajes, que en el caso de Iberdrola es del 35,01%". El tribunal ha dilucidado y ha dicho que no, que no es contrario al artículo 14 de la Constitución.

De artimañas y/o artificios
Más aún, el Abogado del Estado insinúa que Iberdrola está empleando artificios legales para escapar al pago. A saber: según la sentencia, la Abogacía del Estado defiende exactamente lo siguiente: "el sistema [de financiación del llamado déficit de tarifa] es viable y ha sido aceptado por los agentes del sector eléctrico [Iberdrola y otras cuatro empresas], por lo que la invocación del artículo 14 de la Constitución es artificiosa". Así –continúa la Abogacía del Estado–, Iberdrola "lleva 14 años participando del sistema, ha recuperado los costes vinculados a la construcción y mantenimiento del sistema y los déficits tarifados aparecen en el balance como un activo con una rentabilidad mínima igual al euribor". La Audiencia señala que la obligación de que Iberdrola y las otras cuatro empresas financien el déficit aparece ya en la Ley del Sector Eléctrico (LSE) de 1997.

El precio de la electricidad no ha cesado de crecer desde 2002
En la Disposición Adicional 21ª de la LSE –recoge la sentencia– hay una "vinculación implícita entre CTCs y déficit tarifario". Pero es que, antes, la vinculación es "explícita en la Resolución de 28 de marzo de 2000 de la Dirección General de Energía y, luego, en la Orden del Ministerio de Economía de 21 de noviembre de 2000" (se supone que el régimen legal de compensación por CTCs se basaba en la presunción de que el paso a la competencia haría que el precio de la generación fuera inferior, lo que impediría amortizar las inversiones hechas antes de la LSE). Sin embargo, el paso a la competencia no supuso una bajada de precios, pues el precio de la electricidad no ha cesado de crecer desde 2002 mientras, que, por otra parte, Iberdrola y las otras cuatro eléctricas se han estado beneficiando además de la medida del gobierno (los CTCs).

El gobierno no estaba obligado
La medida del gobierno (entonces presidido por José María Aznar) fue establecida, en todo caso, aunque el "Estado no tenía obligación, en términos estrictamente jurídicos –según sentencia del Tribunal Supremo–, de reconocer a las empresas eléctricas de generación estas compensaciones por el mero hecho de acometer la transición del sector eléctrico al mercado competitivo". No era obligación, pero así lo estableció el gobierno del muy liberal José María Aznar, ahora por cierto en las filas de Endesa, compañía también beneficiaria de aquellos CTCs y de la que hoy es asesor. En fin, que, ahora, la sentencia de la Audiencia Nacional señala que Iberdrola (y las otras cuatro grandes eléctricas beneficiarias de los CTCs, que también han estado presentes en esta causa) están obligadas a financiar el déficit de tarifa, algo que fue siempre público y notorio: "las empresas financiadoras desde el primer momento estaban identificadas y se fijó un sistema de interrelación entre los titulares de los CTCs y los obligados a cubrir el déficit", dice la sentencia.

Iberdrola protesta ahora porque ahora tiene problemas para encontrar compradores de deuda
Con respecto a por qué no se quejó antes Iberdrola sobre esta obligación, "cuando, al menos desde el año 2000 [la empresa] ha sido objeto de ese trato sin que haya cuestionado la razón de su inclusión" [en el sistema de financiación del déficit de tarifa], la Sección Cuarta de la Audiencia Nacional señala que "hay que entender que la discrepancia surge ahora más bien por problemas en el proceso de titulización, luego de cesión de sus derechos de cobro; por las rebajas en la valoración de este activo por parte de agencias de rating; o por la rebaja en la fiabilidad del aval del Estado, incluso rumores de quita, todo lo cual puede dificultar su acceso a la financiación"

El beneficio neto al que se refiere el autor durante el periodo estudiado considera que el coste de incentivar las energías renovables soportado por fondos públicos cuando el petróleo es barato, se ve compensado por los beneficios cuando es caro. La cantidad de 8.000 millones anuales, obtenida a partir de datos de Eurostat, es, según señala el autor, mayor que todo el apoyo público que reciben las tecnologías verdes.

«Las subvenciones para los combustibles fósiles son mayores que para las renovables en todo el mundo»

YORAM KROZER
Investigador de la Universidad de Twente
Krozer asegura que el beneficio habría sido aún mayor si la UE se hubiese anticipado al incremento de los precios del petróleo, aumentando el apoyo público a las renovables durante la etapa de petróleo barato (1998-2002). Con estas medidas se hubiera compensado el ciclo natural de la inversión privada en energías renovables, que resultan más interesantes cuando el petróleo es caro. Durante el periodo de altos precios del petróleo (2003-2008), la inversión global en renovables se incrementó de 29.000 millones de dólares en 2004 a 151.000 en 2008. Es menos interesante, sin embargo, cuando el hidrocarburo es barato. Así, en la época de petróleo caro, la disposición de una mayor cantidad de energía renovable hubiese abaratado aún más el coste de la electricidad.

“La percepción de que la energía renovable supone un coste social impulsado por las subvenciones es demasiado pesimista y olvida el hecho de que las subvenciones para los combustibles fósiles son mayores que para las renovables en todo el mundo, incluida la Unión Europea”, escribe Krozer en su artículo. Además de demostrar que el fomento de las energías verdes no es costoso, el autor quiere señalar la conveniencia de políticas que compensen los ciclos del precio del petróleo.

20%

de la energía de la UE deberá ser de origen renovable en 2020

“Los Estados de la UE tienen intereses diferentes y, en algunas ocasiones, no reaccionan con la suficiente agilidad y acaban incentivando este tipo de energías cuando ya no es necesario”, explica Krozer. “Y en otros casos, como sucede ahora en España, la situación económica es muy mala y no se tiene la capacidad para reaccionar”, añade. Por eso, en opinión del autor del estudio, debería ser “la UE, a través del Banco Central Europeo o de otros mecanismos, la encargada de contrarrestar los desequilibrios entre los distintos Estados para poder aplicar los incentivos cuando realmente son necesarios”.

El coste social de las renovables

El coste de aplicar las medidas anticíclicas propuesas por Krozer puede evaluarse basándose en los ciclos de precios del petróleo del pasado. Estas políticas incrementarían los precios de los recursos para la generación de electricidad sobre los precios del mercado durante las épocas de petróleo barato, elevando a su vez el precio de la electricidad con los consiguientes costes sociales. Sin embargo, el autor apunta que el encarecimiento de los recursos también incentiva la creación de innovaciones que mejoran la eficiencia, lo que también tiene beneficios sociales. Por otro lado, las industrias que requieren un uso intensivo de la energía también se verían obligadas a reducir su producción por estas medidas, pero los costes sociales asociados se compensarían por la reducción de la contaminación.

En un estudio elaborado por el Ministerio Federal de Medio Ambiente, Conservación Natural y Seguridad Nuclear de Alemania en 2008, se calcula que el apoyo a las energías renovables en 2006, si se escalase al nivel de la UE, habría supuesto unos beneficios netos de 9.400 millones de euros. De ellos, 5.000 millones se habrían debido a un incremento de la eficiencia, 1.000 a la reducción de las importaciones de energía y 3.400 al descenso de la contaminación.

El apoyo alemán a las renovables en 2006, al nivel de la UE, habría supuesto beneficios de 9.400 millones

Pero también en Alemania se pueden encontrar otros estudios que discuten esta relación coste beneficio. En un análisis de R. Walz y J. Schleich sobre el impacto de la regulación de precios titulado La economía en las políticas del cambio climático, se sugiere que el apoyo a las renovables es deficitario, aunque reconoce que los beneficios de mejoras en la eficiencia energética y una reducción de la polución suelen ser ignorados.

Ejemplos como el anterior muestran que, en un ámbito tan complejo como el energético, es difícil que este nuevo estudio lleve a un consenso, pero en un momento en el que los efectos del cambio climático se hacen palpables, Krozer considera que aplicar sus recomendaciones sería beneficioso tanto desde el punto de vista económico como social.

Una política errática en España

Una las conclusiones fundamentales de la evaluación elaborada por el investigador de la Universidad de Twente Yoram Krozer sobre los incentivos a las renovables es que se necesita previsión y anticipación para hacerlas eficientes. Esta capacidad que, como afirma Krozer, es difícil de encontrar en los Estados europeos, es esencial para que, cuando se apliquen las medidas, no haya cambiado ya el ciclo de precios del petróleo y los incentivos lleguen cuando ya no son necesarios.

En el caso de España, esa necesidad de coherencia y previsión en el planteamiento de las políticas sobre renovables no ha sido precisamente la pauta en los últimos meses. En enero, el ministro de Industria, José Manuel Soria, anunciaba que el Gobierno había decidido eliminar, al menos de momento, las primas a las energías renovables. El viernes pasado, el mismo Soria defendió que la posición del Gobierno es que el “peso” de las energías renovables tiene que continuar en aumento y que, por ese motivo, estas tecnologías seguirán recibiendo incentivos.

Por si las declaraciones contradictorias dentro de un mismo ministerio no fuesen suficientes, ayer martes, el ministro de Hacienda, Cristobal Montoro, entró en liza y anunció su rechazo a la aplicación de impuestos más altos a las energías renovables previsto por Soria para su próxima reforma del sector energético desautorizando al responsable de Industria.

Lejos de aprovechar esta oportunidad, el Gobierno sigue defendiendo los combustibles fósiles y la energía nuclear, lo que provoca graves consecuencias en cuanto a destrucción de empleo en territorios ya muy afectados por ambas crisis, la climática y la económica. Un ejemplo de esta problemática es el municipio de Alburquerque (Extremadura), cuyo alcalde lleva un mes acampado delante del Ministerio de Industria pidiendo la derogación de la moratoria a las primas a las renovables porque ha provocado la cancelación de los cinco proyectos de energía solar térmica en los que la zona confiaba para paliar el grave desempleo y despoblación que les afecta.

En vísperas del Día de Acción Global contra el cambio climático que la organización 350.org va a celebrar en todo el mundo, representantes de esta entidad y Greenpeace nos hemos reunido hoy con el alcalde de Alburquerque (Extremadura) para presentar nuestras propuestas conjuntas al Gobierno. Si, como declaraba el pasado sábado el secretario de Estado de Medio Ambiente, España quiere dejar de gastarse la friolera de 1.300 millones de euros en derechos de emisión, es indispensable que cambie su estrategia energética interna e internacional y apueste por:

Internalizar los costes sociales y ambientales de la producción energética.

Aprobar un calendario de abandono de las energías sucias.

Eliminar los subsidios a los combustibles fósiles y a la energía nuclear y mantener el compromiso europeo de suprimirlos completamente a partir de 2018.
Establecer una planificación energética a largo plazo, con objetivos intermedios destinados a alcanzar cero emisiones derivadas de la energía en 2050, mediante un sistema inteligente, eficiente y 100% renovable en 2050 en el que se haya reducido el 55% de la demanda energética final (tomando como base los niveles de 2007).

Para que lo anterior cuente con el apoyo comunitario necesario es, además, esencial la defensa de la propuesta de trayectoria energética a 2050 presentada por la Comisión Europea bajo el nombre Low Carbon Roadmap 2050 y la aprobación de una Directiva de Eficiencia Energética europea que establezca un objetivo obligatorio del 20% de ahorro para 2020, objetivos nacionales de eficiencia energética (que permitan a la UE reducir dependencia energética y fomentar las tecnologías limpias y la reforma de edificios apoyando a sectores como la construcción), así como la reforma del mercado de derechos de emisión para aumentar el precio del carbono.

Hoy, junto con 350.org y el municipio de Alburquerque, Greenpeace vuelve a demostrar su compromiso con el clima y la economía de todos... ¿Sería mucho pedir que los representantes políticos, que cobran por defender el bien común, se dejaran de discursos vacíos e hicieran lo mismo?

Las consultorías internacionales que auguraban que Alemania volvería a reabrir sus centrales nucleares en invierno, pues no soportaría su economía unos elevados precios -con el cierre de 8 nucleares, tres días después de Fukushima. La política actúa por emociones, se llegó a decir; o que Angela Merkel convirtió Fukushima en una crisis mundial de la energía nuclear. Los expertos señalaban que incrementaría las importaciones, seguiría consumiendo energía de origen nuclear; o que el precio de la electricidad se dispararía, haciendo insostenible su economía; de repente se preocupaban del cambio climático, aumentarían las emisiones de CO2. La realidad ha mostrado lo ridículas de estas afirmaciones.

La Friedrich Ebert -fundación del SPD- a partir de dichas metodologías propuso un cierre acelerado de las centrales nucleares en 2015. Analizó los efectos sobre las emisiones de CO2 y el precio; simulaba el cierre anticipado en 2015 respecto el coste de 2020 –la diferencias eran de algún céntimo de euro KWh (http://library.fes.de/pdf-files/wiso/08340.pdf). Las ventajas enormes, dejar de seguir generando residuos radioactivos, con costes incalculable y gestión incierta (tienen abierto el debate de cómo desmantelas Gorleben y Asse II, extraer de depósitos geológicos millones de barriles). Y más de 5.000 días sin el riesgo potencial de accidente.

Un estudio de Oeko para WWF mostraba que los efectos sobre la importación en el corto plazo suponía un incremento de 2000 MW, cuando se cierran 8.000 MW nucleares –gracias a una optimización del mercado (http://www.oeko.de/oekodoc/1130/2011-015-de.pdf). La semana pasada mientras Alemania, con 8 nucleares menos que hace dos años, tenía precios de 188,95 negativos; en Francia nuclearizada se pagaba, en esas mismas franjas horarias por encima de 7 euros MWh (entre las 3 y las 5 horas del 25 tuvieron precios 5 euros negativos MWh.

¿Cuál es la explicación? En España el OMEL marcó, la madrugada del 25, el precio del MWh a 1 euros positivos; el día 26 a 0,50 euros MWh. En esa noche se exporta 2.400 MWh, se bombeaba a hidráulica consumiendo 1.800 MWh, mientras se genera 1.400 MWh en carbón y 1.800 MWh de gas. La energía eólica alcanza los 8.000 MWh y la nuclear solo 6.000 MWh. Las centrales ofertan preciso cercano a cero para mantenerse en el mercado.

Para evitar la vulnerabilidad del sistema, con centrales que necesitan tiempo para ajustar el sistema, se está desarrollando redes de generación distribuida que den seguridad y garantía al sistema; son las plantas virtuales de energía. Lo que nuestra la realidad es lo anticuado de los perjuicios energéticos.

La elevada presencia de eólica hunde el precio.

Volvamos a explicar cómo funciona el mercado de la energía, no todo el mundo está familiarizado con él. En el mercado mayorista entran las ofertas más bajas, de modo que la última tecnología que entra en el mercado es la que fija el precio al que se remuneran el resto de tecnologías. Las tecnologías cuyos costes de combustible es cero, el viento y el sol, pero también la geotérmica inexistente en nuestro país, tienen prioridad en la entrada en el mercado. Obtiene un precio regulado, que se mal traduce por subvención. La entrada masiva de energía renovable junto a la caída de la demanda hace que centrales convencionales -más caras- salgan del mercado, mientras las centrales nucleares y gas opten por mantenerse en el mercado ofertando precios negativos.

Esto no es negativo, es un indicador de la realidad. Por desgracia los distribuidores no se le trasmiten esta señal de precios a los consumidores. Los efectos positivos de las renovables sobre precio no la reciben los ciudadanos. No sólo eso, se aumenta el precio de la electricidad; la última subasta de la Tarifa de Último Recurso (TUR) celebrada el 21 de diciembre supuso otro aumento un coste de MWh a 54,18 euros.

En verano Alemania la fotovoltaica cubrió el 50% de la demanda a medio día, lo que reduce los precios de los mercados marginales –incluso con precios negativos. El Ministro de Industria, Philipp Rosler se oponía a la ley de renovables (EEG siglas en alemán ; el eslogan de los liberales (FDP) es: “menos ideología, menos subvenciones y más mercados”. Es la canción demente en que si la demagogia se equivoca, peor para la realidad. El eslogan de su partido: “millones de subsidios va a las renovables” (http://www.liberale.de/Energiewende-Roesler-mahnt-zur-Eile-bei-EEG-Reform/11047c17063i1p69/index.html).

¿Acaso existe el mercado cuando las centrales convencionales paradas (que actúan de “respaldo” al sistema) obtienen pagos por capacidad y otros complementos dependiendo de la tecnología? La semana pasada el mercado de electricidad nos sometió a un bañó de realidad. Para aprender del pragmatismo y utilitarismo y desprenderse de conceptos ideológicos intempestivos -como diría Friedrich Nieztsche.

El Ministerio de Industria tiene listo el reglamento por el que compensará a las centrales de carbón y de gas afectadas por la caída de la demanda y los decretos del Gobierno para apoyar a las centrales de mineral nacional, que han expulsado del mercado eléctrico a muchas de aquellas plantas. Se trata de los llamados pagos por capacidad, que, por un lado, incentivan la inversión a largo plazo en este tipo de centrales y, por otro, las compensan por estar disponibles para producir cuando el operador del sistema las necesite. En total, 1.100 millones de euros, que se financiarán vía tarifa y supone 600 millones más de lo que los consumidores pagaban hasta ahora por dicho concepto.
Con esta orden ministerial, Industria cumple con el compromiso que adquirió a finales del año pasado con las tres grandes eléctricas, Endesa, Iberdrola y Gas Natural Fenosa, para que retirasen los pleitos que mantenían en los tribunales (el Supremo, la Audiencia Nacional y el Tribunal de la UE, en Luxemburgo) contra los reales decretos del Gobierno que imponía a las empresas la producción obligatoria con carbón nacional a un precio regulado. La crisis de la demanda y la falta de competitividad de las plantas de mineral autóctono, las mantuvieron paradas durante más de un año. Esto llevó al Gobierno a aprobar unos incentivos, que la Comisión Europea autorizó como una ayuda de Estado. Las cautelares solicitadas por las eléctricas amenazaron con bloquear unas medidas, que, por su parte, reclamaban en la calle los mineros.
Los pagos por capacidad (herederos de un sistema anterior denominado pagos por garantía de potencia) fueron aprobados en una orden ministerial de septiembre de 2007. Estos incentivos se ofrecen a las eléctricas a cambio de dos tipos de servicios: la inversión a largo plazo y la disponibilidad de la producción a medio plazo (un año). Este último pago estaba por desarrollar desde esa fecha y, aunque el primero sí se ha venido aplicando, Industria propone ahora incrementarlo en un 30%.
Así, el texto legal, al que ha tenido acceso CincoDías, fija el incentivo a la inversión en 26.000 euros/MW, frente a los 20.000 euros/MW de ahora. Esta revisión se justifica por la caída de las horas de funcionamiento de las centrales, esencialmente, de los ciclos combinados, que pasaron de 3.618 horas de media entre 2007 y 2009 a 2.563 horas en 2010. En cualquier caso, "la revisión de este valor debe realizarse regularmente", señala la orden.
Esta norma, como se indicaba anteriormente, desarrolla por primera vez el pago por disponibilidad, que será de 3.150 euros/MW para los ciclos combinados, y de 20.750 euros/MW para las centrales de carbón en general. Sin embargo, las que ya estén recibiendo la compensación derivada de los citados decretos (las de mineral nacional) deberán restar de esa última cifra, los 8.750 euros/MW que ya reciben.
Menos recorte del déficit
Aunque el pago por disponibilidad estaba pendiente de ser regulado desde el año 2007, la partida correspondiente se ha seguido cobrando a los consumidores en la factura de la luz. Sin embargo, mientras esa partida se destinaba a reducir el déficit tarifario, a partir de que entre en vigor la orden ministerial lo cobrarán las eléctricas.
El borrador, que ha sido remitido a la Comisión Nacional de la Energía (CNE) para su dictamen, justifica este pago para las instalaciones térmicas porque, de no recibirlo, "podrían dejar de estar disponibles" o incluso cerrar.
Para recibir el pago por disponibilidad las instalaciones deben cumplir unos requisitos de potencia disponible (el 90%) en determinadas horas.
Una vuelta atrás en la política del ministerio
En 2007, el Ministerio de Industria, que entonces dirigía Joan Clos, decidió aligerar la tarifa sustituyendo el pago por garantía de potencia por los servicios por capacidad, que incentivaban, por un lado, la inversión, y por otro, la disponibilidad de las centrales. Este último quedó sin regular, pues era en el que Industria preveía un mayor ahorro (la medida suponía un recorte de 900 millones en la tarifa).

Dado el exceso de capacidad que ya apuntaba el sistema, incentivar a las térmicas por estar disponibles carecía de sentido para Industria. Y ahora mucho más, según distintas fuentes, a la vista de que la sobrecapacidad se ha disparado, no solo por la caída de la demanda, sino por la masiva incorporación de renovables.

Pese a todo, la orden que primará la disponibilidad de las centrales "con mayor probabilidad de cierre", lo justifica por razones de garantía del suministro. Las eléctricas, que han sido obligadas a quemar un carbón (el nacional) que no compite en precios, han reclamado el pago por disponibilidad acogiéndose a los perjuicios de esta decisión política. Sin embargo, no falta quien considera que los consumidores no deberían pagar el exceso de capacidad en ciclos combinados (que son los que más cobrarán: 29.150 euros MW) por ser fruto de decisiones empresariales.

Esa subvención –el denominado incentivo a la inversión– puede representar en algunos casos el 25% de la inversión, según Protermosolar. Desde que estallara la crisis, en 2008, los ciclos combinados de gas le han levantado a la tarifa más de 2.000 millones de euros por ese concepto. Más aún: "este coste, además, se incluye en el término de energía y no aparece como coste regulado, por lo que está pasando inadvertido al hablar del déficit". Según información de la propia patronal del sector gasístico (Asociación Española del Gas, Sedigas), "en la primera quincena del mes de marzo de 2002, Gas Natural SDG sincronizó por primera vez su grupo generador de 400 MW de San Roque (Cádiz) con la red eléctrica nacional, produciendo los primeros kilovatios de electricidad en España en una central específica de gas natural, con la tecnología de ciclo combinado". Pues bien, desde ese mes de marzo y hasta el día de hoy, en España han sido construidos 67 grupos de ciclo combinado (el dato es de Sedigas), con una potencia conjunta de, según Red Eléctrica de España, 27.123 MW. Según Protermosolar, "con subvenciones parecidas, algunas renovables tampoco necesitarían primas".

Dependientes de naciones como Nigeria, Argelia, Catar y Egipto
La patronal termosolar española difundió ayer ese comunicado como respuesta a la visita que el pasado viernes hicieran a la Comisión Europea los directores de regulación de Endesa, Iberdrola y Gas Natural Fenosa, que viajaron a Bruselas "acompañados por el presidente de Unesa" (la gran patronal eléctrica). Según Protermosolar, la comitiva cursó esa visita "en un desesperado intento de que Bruselas secunde la reducción de los apoyos a las renovables en España y se mantengan los privilegios de que gozan las eléctricas desde hace tantos años en nuestro país". Entre otras muchas cosas, la patronal renovable señala en su comunicado que, del coste de cada kWh que generan los ciclos combinados, el 80% se va fuera del país. Y es que el 99,5% del gas que consume España llega de otras naciones. Más concretamente, y según Sedigas, en 2011, el 82% del gas llegó aquí procedente de seis países: Argelia (36,7%); Nigeria (18,5%); los países del Golfo (Catar y Omán: 13,3%); Trinidad y Tobago (7%); y Egipto (6,5%).

Además, Protermosolar añade en su comunicado las siguientes reflexiones
«-el negocio regulado, es decir, el que causa contablemente el déficit de tarifa, es donde las eléctricas tienen mayores beneficios y el que más ha crecido en los últimos años, de lo cual hacen incluso gala en las presentaciones de resultados a sus accionistas. Los beneficios de esa parte de su negocio en todo este periodo de acumulación del déficit han sido mayores que las primas recibidas por las renovables y, sin duda, una moderación de los mismos hubiese permitido tener un déficit mucho menor en estos momentos.

-incomprensiblemente todavía, no se ha efectuado la liquidación final de los costes de transición a la competencia (CTCs) cobrados por las eléctricas en aquel pingüe negocio en el que convirtieron el cambio de modelo de mercado. Según ciertas estimaciones, las compañías eléctricas deberían devolver más de 3.000 millones de euros, lo cual, sin duda, aliviaría el déficit.

-los derechos de emisión gratuitos internalizados en el precio del pool se minoraron de la retribución en el periodo 2006-2009 pero no posteriormente, ni tampoco en 2005. La cuantía pendiente de regularización sería superior a 4.000 millones de euros, que también contribuirían a reducir el déficit significativamente.

-al igual que se justifica para las renovables, se podría aplicar la doctrina del Supremo de “beneficio razonable” a las centrales prácticamente amortizadas (nucleares e hidráulicas) que, con muy pequeños costes variables, se aprovechan de la subida de los precios del pool. Una rigurosa auditoría de costes demostraría el elevadísimo margen con el que vienen operando desde hace años y se podrían establecer mecanismos por los que dicho margen se aplicara a reducir el déficit acumulado y futuro.

-los ciclos combinados, auténtica burbuja energética de este país, además del “pago por disponibilidad” disponen de una subvención llamada “incentivo a la inversión”, que era de 20.000 €/MW/año durante 10 años y que el anterior ministro, Miguel Sebastián, elevó a 26.000 €/MW/año momentos antes del cambio de gobierno. Esta subvención puede representar en algunos casos el 25% de su inversión. Este coste, además, se incluye en el término de energía y no aparece como coste regulado, por lo que está pasando inadvertido al hablar del déficit. Con subvenciones parecidas, algunas renovables tampoco necesitarían primas.

-en el escalafón de empresas que más primas a las renovables han recibido figuran empresas eléctricas cuyas opiniones sobre la razonabilidad o no del marco regulatorio dependen de su posicionamiento particular y circunstancias temporales para cada tecnología».

El comunicado de Protermosolar concluye así
«Sabemos que la apuesta de la Unión Europea es muy fuerte a favor de las renovables, y en particular de la energía solar, que en sus formas de conversión, fotovoltaica y termoeléctrica, contribuirá en el futuro, desde los países del Sur, a una buena parte de las necesidades energéticas de la UE. El cambio de modelo energético es irreversible aunque las eléctricas traten de frenarlo para defender la situación de privilegio que llevan disfrutando en nuestro país desde hace tantos años, sin importarles que sigamos manteniendo la dependencia energética, el déficit comercial con el exterior y que se perjudique a una industria que puede proporcionar al país empleo, independencia energética y expansión internacional».

España tiene un sistema eléctrico sobredimensionado; su potencial es totalmente desmesurado para las necesidades reales actuales. En los últimos seis años, la potencia eléctrica instalada ha aumentado diez veces más que lo que ha crecido la demanda de electricidad. Concretamente, desde el año 2005 y hasta el 2011, la potencia instalada (sobre todo fruto del aumento de centrales de gas de ciclo combinado) ha aumentado un 35,7%, mientras que en ese período la demanda de electricidad solo ha subido un 3,4%. Pagar todo este sistema sobredimensionado es caro. Y ahí está la raíz de las causas principales que explican el déficit tarifario (que mueve al Gobierno a aprobar continuas subidas del recibo de la luz), y no las primas de las fuentes de energías renovables. Así, lo explican los portavoces de la Asociación de Productores de Energías Renovables-APPA, que denuncia los nuevos recortes de las primas a las renovables acordado hace unos días por el Gobierno.

APPA ha vuelto a criticar la "improvisación" con la que actúa el Gobierno en materia de política energética y ha lamentado que "se señale" continua y erróneamente al sector de las renovables como responsable del déficit de tarifa español.

En un encuentro en Barcelona, el presidente de APPA, José Miguel Villarig, ha asegurado que el Gobierno trata "especialmente mal" a su sector, sobre el que recaen buena parte del peso de las medidas impulsadas para reducir el déficit de tarifa. Villarig desmintió rotundamente que las primas que reciben las energías renovables sean las causantes del déficit tarifario. Y puso varios ejemplos para explicar su tesis. En el año 2005, el déficit tarifario era de 3.830 millones, mientras que las primas que recibieron las renovables fue de 798 millones. Por su parte, en el año 2008 ese déficit alcanzó los 5.819 millones de euros, mientras que las primas eran de solo 2.423 millones de euros.

Villarig recalcó que el déficit que acumulan las eléctricas se produce porque se les “ha reconocido un coste que no ha sido repercutido al consumidor”, aunque la génesis de estos costes reconocidos son muy cuestionables. “La UE ha dicho que el mercado eléctrico no funciona en España; que no hay competencia, y que se ha producido una sobrerretribución de algunas tecnologías de electricidad, como la nuclear y la gran hidráulica, que tienen instalaciones con 30 y 40 años de funcionamiento, pero se les paga al mismo precio que a las demás”.

APPA cuestiona radicalmente el actual modelo de estructura tarifaria, que hace que el precio se forme con el coste de las tecnologías más caras. La producción de electricidad en una planta hidroeléctrica es de unos 3 euros/MWh y en una nuclear de entre 12 y 15 euros/MWh pero se les paga hasta 40, 50 o 60 euros por MWh, como a la tecnología más cara (carbón y gas). “La UE rechaza que tecnologías ya amortizadas puedan tener estos beneficios extras caídos del cielo”, dice Villarig. “Durante años, estas tecnologías han estado sobrerretribuidas”, sentencia Jaume Margarit, director general de APPA.

APPA estima que gran parte de la raíz del déficit acumulado por las eléctricas tiene que ver con el exceso de potencia instalada, sobre de las plantas de gas de ciclo combinado. Desde el año 2001, se han creado en España 27.123 MW de potencia de centrales de gas ciclo combinado (“más que todas las fuente renovables”). Pero esas inversiones, promovidas por la iniciativa privada sin cortapisas por el Gobierno, se han demostrado desmesuradas. “Estamos ante un exceso de potencia; ante instalaciones que no se utilizan. Su factor de carga es del 25%”, dice Villarig. Es como si tres de cada cuatro plantas de ciclo combinado no se utilizaran. No obstante, estas centrales reciben subvenciones por estar paradas, agregan: una situación que merece la censura total de APPA. Las centrales de gas de ciclo combinado se han presentado como las garantes de la energía eólica, pues actúan de respaldo cuando no hace viento y no se mueven los molinos. Pero APPA ve desmesurado la compensanción que reciben simplemente por estar paradas. Son costos subvencionados (“pagos por capacidad”, en confuso terminología técnica) que han pasado de 305 millones de euros en el 2008 a 1.535 millones en el 20111.

“Las primas a las fuentes renovables compensan y reconocen una actividad, algo que se ha hecho; en cambio,la subvención a las plantas de ciclo combinada retribuye algo por el mero hecho de exisstir, aunque no funciona”, sentencia Jaume Margarit.

Otros costes “incomprensibles” para APPA que se añaden a la factura eléctrica son los pagos por ininterrumpibilidad, un concepto permite bajar el recibo de la luz a las grandes empresas por el derecho a que se le corte el suministro ante una necesidad perentoria del sistema de disponer de ese suministro. Esta partida suma ya 497 millones. “En los últimos cinco años, no ha sido necesario interrumpir el suministro, pero ha aumentado esta compensación por esta eventualidad, a la que nunca ha hecho falta recurrir”, denuncia Villarig, que criticó también los fuertes incrementos de los costes de transporte y distribución de electricidad, cuando el consumo ha bajado.

APPA dijo que el Gobierno “vuelve a señalar a las fuentes renovables como causantes del déficit”; y que un ejemplo de ello es el último real decreto aprobado por el Ejecutivo, por el que se modifica el método para actualizar y acogerse a las primas de las renovables mientras se prevé reducir su retribución.

Villarig ha considerado que este real decreto recoge los planteamientos de la patronal eléctrica Unesa y supone "la guinda del pastel" de la política de acoso y derribo del Gobierno contra las renovables, a las que condena en muchos casos a la "ruina". Aún así espera que se tramite como un proyecto de ley en el Congreso para evitar “más daños”.