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Las Cortes Generales han
convalidado el Real Decreto que inicia la reforma energética, una de las
principales promesas del Gobierno Rajoy. Las críticas del sector y de
los consumidores, son unánimes aunque por diferentes motivos. Para el
Partido Socialista, la norma sigue la estela de la Ley Wert, sin el
consenso mínimo que la haga viable y sin abordar los problemas
principales.
Los españoles estamos a la cabeza de Europa en la factura de la luz, acompañados de Chipre e Irlanda. La reforma no reducirá ese elevado coste ni las causas que lo producen, derivadas del exceso de intervencionismo estatal, con peajes que multiplican el coste real de la producción de electricidad. Es tan evidente el interés recaudatorio que se anuncia ya una nueva subida de la energía para agosto, en un 3´2%.
La reforma no resuelve ninguno de los problemas importantes. Ni garantiza la seguridad del suministro, como denuncian las grandes compañías, ni reduce la dependencia exterior de los combustibles derivados del petróleo, ni mejora la competitividad de la industria, ni avanza en el cumplimiento de los compromisos medioambientales, ni incrementa la seguridad jurídica de los inversores. Y en especial, hace inviable el desarrollo de las energías renovables, cuando, siguiendo la tendencia de los demás países, debería priorizarse su impulso y crecimiento.
El diseño del mercado eléctrico español es inadecuado: establece un único precio horario para toda la generación, que resulta superior al coste de algunas centrales cuyos costes de inversión han sido recuperados durante los años anteriores mediante pagos regulados. La sobreretribución de estas centrales es en gran parte responsable del Déficit Tarifario del sector eléctrico.
En el contexto actual, el precio refleja los costes de de las centrales existentes de más alto coste, con el cual se retribuye toda la generación térmica, nuclear e hidroeléctrica con independencia de cuales sean sus costes y del grado de competencia existente que pueda ajustar la rentabilidad de una u otra inversión. Este mercado requiere una profunda reforma.
Existe además un exceso de capacidad de generación eléctrica, particularmente en centrales que producen electricidad con gas. Desde 2002, la inversión en plantas de ciclo combinado ha duplicado las necesidades. La sobrecapacidad, unida a la caída de la demanda, explican el escaso número de horas de funcionamiento de estas centrales.
Las medidas adoptadas en el ámbito energético por el actual Gobierno del PP han priorizado lo urgente (el Déficit Tarifario eléctrico) frente a lo importante (una adecuada política energética). El coste de generación de la electricidad solo explica la mitad de la factura eléctrica, siendo el resto un conjunto de peajes atribuidos al sistema, más de diez actualmente, entre ellos:
- Titulización, colocación y financiación del Déficit Tarifario
- Derechos de emisión de CO2 entregados gratuitamente y cobrados a través de los mayores precios de la electricidad
- Cuantía de los pagos por capacidad
- Intervención en la generación de las centrales que consumen carbón nacional
- Sobrecostes insulares y extra-peninsulares no sometidos a auditoría
- Sobrecostes generados por la regulación de las subastas de electricidad (CESUR) para la determinación de la Tarifa de Último Recurso (TUR)
Además, los costes de generación actuales están determinados por un mercado que, al fijar un único precio horario, ignora la diversidad tecnológica que subyace . Esto genera ciertos efectos que pueden resultar paradójicos:
a) El coste del suministro eléctrico para los consumidores es el mismo siempre que sean las mismas centrales las que determinen el precio de mercado, independientemente del coste real de producir esa misma electricidad.
b) Por la misma razón, la prolongación de la vida útil de una central nuclear no redunda en beneficio de los consumidores. Su cierre no alteraría de forma sensible el precio de mercado a pesar de que el coste del suministro sería menor por tratarse de una central cuya inversión ha sido ya recuperada.
c) Aparentemente las energías renovables parecen más caras, aunque están reduciendo el precio para los consumidores. La razón es que el anterior sistema de primas obraba efectos perversos.
Además de la retribución del mercado, las centrales eléctricas perciben otros precios regulados que reciben el nombre de "pagos por capacidad" para las centrales térmicas de gas y carbón importado, mientras que las de carbón nacional tienen cantidades y precios protegidos por el BOE.
Las centrales hidroeléctricas y nucleares además de percibir un precio de mercado muy superior a sus costes, también reciben complementos regulados. Las nucleares han venido recibiendo hasta 2009 “pagos por capacidad” y las hidroeléctricas reciben “pagos por disponibilidad”.
Una de las claves que ayuda a comprender el origen del Déficit Tarifario se remonta a los denominados Costes de Transición a la Competencia (CTC’s), estimados por la Ley en 8.600 M€. Los CTC’s se crearon para asegurar que las centrales existentes recuperarían la totalidad de su inversión durante un período transitorio tras el cambio regulatorio. La recuperación de la inversión se articularía a través de la tarifa eléctrica si en el mercado percibían un precio inferior a los 36 €/MWh, o a través del mercado si el precio superaba esa cifra. Esta recuperación se ha producido más allá de cuales hayan sido las prácticas contables de unas u otras empresas.
Sin embargo, y en contra de las recomendaciones del Libro Blanco de 2005, ni en ese año ni en posteriores se produjo revisión alguna del régimen retributivo de las centrales históricas, que siguen cobrando unos precios de mercado muy superiores a sus costes remanentes reales. Y es la diferencia entre los precios de mercado (50-60 €/MWh) y los costes remanentes de las centrales históricas (aprox. 10 €/MWh para hidroeléctricas, 20 €/MWh para nucleares), la que permite afirmar que estas centrales están sobre-remuneradas.
En resumen, los consumidores españoles no están pagando por la electricidad los costes de producirla. No debería pues hablarse de un déficit en las tarifas, sino más bien un superávit en las retribuciones reconocidas.
Debiera ser una prioridad para España conseguir una política energética que persiga la sostenibilidad -en su doble versión económica y medioambiental-, con capacidad para contribuir al cambio del modelo productivo, aportando independencia energética (por razones de Balanza de Pagos y de seguridad en el suministro), tejido industrial y empresarial, innovación tecnológica y empleo de calidad.
Las energías renovables, que van a ser las que experimenten un mayor crecimiento en los próximos años en todo el mundo y en las que España tiene ventaja comparativa, contribuyen de forma crítica a la consecución de estos objetivos. Las energías renovables ya empiezan a ser competitivas frente a sus alternativas térmicas
Para el Partido socialista, los ejes de la reforma deberían de ser los siguientes:
1. Mantener el mercado spot de la electricidad y la libertad de establecimiento a precios de mercado. El mercado spot optimiza la utilización de los recursos energéticos primarios y genera competitividad en los mercados de abastecimiento de combustibles fósiles.
2. Restablecer para todas las inversiones realizadas los principios regulatorios bajo los que fueron decididas y efectuadas. Ésta medida acabará con los beneficios inesperados y las normas retroactivas, que han perjudicado a los consumidores en unos casos y a los inversores en otros, creando problemas de inseguridad jurídica y consiguiente pérdida de confianza en las normas.
3. Crear para las nuevas inversiones en renovables un mercado de subastas para cada tecnología, que permita determinar de manera competitiva su régimen retributivo.
4.Retribuir las instalaciones de generación hoy existentes, a través de contratos por diferencias entre la retribución determinada en su específico marco retributivo y los precios del mercado spot. Esta técnica, propuesta en el Reino Unido, permite que la socialización de las pérdidas -representada por las primas térmicas y renovables- tenga una contraparte que socialice los sobre-beneficios que ese mismo mercado también genera en hidroeléctricas y nucleares. Se trata en definitiva de recuperar el mercado para la electricidad bajo un nuevo diseño que contemple las singulares características de la electricidad y de las diversas tecnologías que concurren en su producción.
5.Revisar conceptos inflacionistas, como las actuales Tarifas de Último Recurso (TUR) fijadas en el BOE a partir de subastas inflacionistas (CESUR). Se trata de que las tarifas para los pequeños consumidores sean establecidas por los precios del nuevo mercado, antes citado, que indicará el coste del mix energético y no el coste marginal del sistema, siempre muy superior,
6.Sustituir los Comercializadores de Último Recurso (CUR), que solo pueden ser cinco filiales de las cinco grandes empresas eléctricas, por comercializadores libres
7.Desarrollar reglamentariamente el autoconsumo bajo un régimen de derechos y obligaciones no discriminatorio, mediante modalidades singulares de suministro que fomenten la producción distribuida de energía eléctrica destinada al autoconsumo.
8.Fomentar la elasticidad y gestión de la demanda de los consumidores para aplanar la curva de carga del sistema y facilitar la integración de la producción renovable facilitando al mismo tiempo la competitividad de los consumidores industriales que prestan servicios de gestión de la demanda.
Frente a la regulación vigente, las reformas aquí propuestas suponen, en definitiva, una auténtica liberalización del Sector Eléctrico, que se concreta en una reivindicación del mercado como mecanismo eficiente de asignación de recursos, y una extensión del mercado a actividades hasta ahora sólo fijadas por el BOE.
Frente a la pretensión de las grandes compañías, España y Galicia, deben continuar apostando por las energías renovables, un sector con expectativas de crecimiento en todo el mundo y uno de los pocos en los que España tiene ventajas comparativas, tanto por disponer de abundantes recursos naturales, como de tecnología y know how propios. Hasta 2030, pueden suponer el 70% de la nueva potencia instalada y de la inversión.
Según las previsiones de Bloomberg el precio del kWh eólico descenderá un 35% adicional entre 2012 y 2030 y será inferior al del kWh de carbón y gas en 2020 en Europa y en 2030 en USA; y el precio del kWh fotovoltaico descenderá un 50% entre 2012 y 2030 y será inferior al del kWh de carbón y gas en 2020 en Europa y en 2030 al del carbón (aunque no todavía al del gas) en USA. Como es obvio esas cifras medias serán todavía más favorables en el caso de España, con ventajas comparativas en recursos renovables, tecnología propia y espacio disponible.
Para que la inversión en energías renovables se consolide, es necesario mantener un ritmo de inversión mínimo, que frene la destrucción del tejido ya creado, del know-how, y del empleo asociado, que está arrasando la industria renovable española, y así garantizar que España no perderá el tren de la eficiencia económica. Resulta imperioso revisar la política de ajustes retroactivos que viene aplicándose en los últimos años a la renovables, ya que son contrarios a las buenas prácticas regulatorias y producen un daño irreparable, no sólo para los inversores sino para la reputación de la seguridad jurídica de España y por lo tanto con repercusión negativa en su prima de riesgo.
El marco regulatorio que se propone permitiría desarrollar una política energética en el Sector Eléctrico que reduciría, desde el momento de su implementación, los costes reconocidos unitarios medios del MWh en torno a un 12%, cortando, sin necesidad de incrementar el coste para los consumidores, el aumento del Déficit Tarifario o Deuda Eléctrica.
En definitiva, el nuevo modelo permitiría un ambicioso desarrollo de las EERR, no aumentaría el coste para los consumidores a corto plazo, cortaría el incremento anual de la Deuda Eléctrica y permitiría reducir los costes para los consumidores en el medio plazo.
Los españoles estamos a la cabeza de Europa en la factura de la luz, acompañados de Chipre e Irlanda. La reforma no reducirá ese elevado coste ni las causas que lo producen, derivadas del exceso de intervencionismo estatal, con peajes que multiplican el coste real de la producción de electricidad. Es tan evidente el interés recaudatorio que se anuncia ya una nueva subida de la energía para agosto, en un 3´2%.
La reforma no resuelve ninguno de los problemas importantes. Ni garantiza la seguridad del suministro, como denuncian las grandes compañías, ni reduce la dependencia exterior de los combustibles derivados del petróleo, ni mejora la competitividad de la industria, ni avanza en el cumplimiento de los compromisos medioambientales, ni incrementa la seguridad jurídica de los inversores. Y en especial, hace inviable el desarrollo de las energías renovables, cuando, siguiendo la tendencia de los demás países, debería priorizarse su impulso y crecimiento.
El diseño del mercado eléctrico español es inadecuado: establece un único precio horario para toda la generación, que resulta superior al coste de algunas centrales cuyos costes de inversión han sido recuperados durante los años anteriores mediante pagos regulados. La sobreretribución de estas centrales es en gran parte responsable del Déficit Tarifario del sector eléctrico.
En el contexto actual, el precio refleja los costes de de las centrales existentes de más alto coste, con el cual se retribuye toda la generación térmica, nuclear e hidroeléctrica con independencia de cuales sean sus costes y del grado de competencia existente que pueda ajustar la rentabilidad de una u otra inversión. Este mercado requiere una profunda reforma.
Existe además un exceso de capacidad de generación eléctrica, particularmente en centrales que producen electricidad con gas. Desde 2002, la inversión en plantas de ciclo combinado ha duplicado las necesidades. La sobrecapacidad, unida a la caída de la demanda, explican el escaso número de horas de funcionamiento de estas centrales.
Las medidas adoptadas en el ámbito energético por el actual Gobierno del PP han priorizado lo urgente (el Déficit Tarifario eléctrico) frente a lo importante (una adecuada política energética). El coste de generación de la electricidad solo explica la mitad de la factura eléctrica, siendo el resto un conjunto de peajes atribuidos al sistema, más de diez actualmente, entre ellos:
- Titulización, colocación y financiación del Déficit Tarifario
- Derechos de emisión de CO2 entregados gratuitamente y cobrados a través de los mayores precios de la electricidad
- Cuantía de los pagos por capacidad
- Intervención en la generación de las centrales que consumen carbón nacional
- Sobrecostes insulares y extra-peninsulares no sometidos a auditoría
- Sobrecostes generados por la regulación de las subastas de electricidad (CESUR) para la determinación de la Tarifa de Último Recurso (TUR)
Además, los costes de generación actuales están determinados por un mercado que, al fijar un único precio horario, ignora la diversidad tecnológica que subyace . Esto genera ciertos efectos que pueden resultar paradójicos:
a) El coste del suministro eléctrico para los consumidores es el mismo siempre que sean las mismas centrales las que determinen el precio de mercado, independientemente del coste real de producir esa misma electricidad.
b) Por la misma razón, la prolongación de la vida útil de una central nuclear no redunda en beneficio de los consumidores. Su cierre no alteraría de forma sensible el precio de mercado a pesar de que el coste del suministro sería menor por tratarse de una central cuya inversión ha sido ya recuperada.
c) Aparentemente las energías renovables parecen más caras, aunque están reduciendo el precio para los consumidores. La razón es que el anterior sistema de primas obraba efectos perversos.
Además de la retribución del mercado, las centrales eléctricas perciben otros precios regulados que reciben el nombre de "pagos por capacidad" para las centrales térmicas de gas y carbón importado, mientras que las de carbón nacional tienen cantidades y precios protegidos por el BOE.
Las centrales hidroeléctricas y nucleares además de percibir un precio de mercado muy superior a sus costes, también reciben complementos regulados. Las nucleares han venido recibiendo hasta 2009 “pagos por capacidad” y las hidroeléctricas reciben “pagos por disponibilidad”.
Una de las claves que ayuda a comprender el origen del Déficit Tarifario se remonta a los denominados Costes de Transición a la Competencia (CTC’s), estimados por la Ley en 8.600 M€. Los CTC’s se crearon para asegurar que las centrales existentes recuperarían la totalidad de su inversión durante un período transitorio tras el cambio regulatorio. La recuperación de la inversión se articularía a través de la tarifa eléctrica si en el mercado percibían un precio inferior a los 36 €/MWh, o a través del mercado si el precio superaba esa cifra. Esta recuperación se ha producido más allá de cuales hayan sido las prácticas contables de unas u otras empresas.
Sin embargo, y en contra de las recomendaciones del Libro Blanco de 2005, ni en ese año ni en posteriores se produjo revisión alguna del régimen retributivo de las centrales históricas, que siguen cobrando unos precios de mercado muy superiores a sus costes remanentes reales. Y es la diferencia entre los precios de mercado (50-60 €/MWh) y los costes remanentes de las centrales históricas (aprox. 10 €/MWh para hidroeléctricas, 20 €/MWh para nucleares), la que permite afirmar que estas centrales están sobre-remuneradas.
En resumen, los consumidores españoles no están pagando por la electricidad los costes de producirla. No debería pues hablarse de un déficit en las tarifas, sino más bien un superávit en las retribuciones reconocidas.
Debiera ser una prioridad para España conseguir una política energética que persiga la sostenibilidad -en su doble versión económica y medioambiental-, con capacidad para contribuir al cambio del modelo productivo, aportando independencia energética (por razones de Balanza de Pagos y de seguridad en el suministro), tejido industrial y empresarial, innovación tecnológica y empleo de calidad.
Las energías renovables, que van a ser las que experimenten un mayor crecimiento en los próximos años en todo el mundo y en las que España tiene ventaja comparativa, contribuyen de forma crítica a la consecución de estos objetivos. Las energías renovables ya empiezan a ser competitivas frente a sus alternativas térmicas
Para el Partido socialista, los ejes de la reforma deberían de ser los siguientes:
1. Mantener el mercado spot de la electricidad y la libertad de establecimiento a precios de mercado. El mercado spot optimiza la utilización de los recursos energéticos primarios y genera competitividad en los mercados de abastecimiento de combustibles fósiles.
2. Restablecer para todas las inversiones realizadas los principios regulatorios bajo los que fueron decididas y efectuadas. Ésta medida acabará con los beneficios inesperados y las normas retroactivas, que han perjudicado a los consumidores en unos casos y a los inversores en otros, creando problemas de inseguridad jurídica y consiguiente pérdida de confianza en las normas.
3. Crear para las nuevas inversiones en renovables un mercado de subastas para cada tecnología, que permita determinar de manera competitiva su régimen retributivo.
4.Retribuir las instalaciones de generación hoy existentes, a través de contratos por diferencias entre la retribución determinada en su específico marco retributivo y los precios del mercado spot. Esta técnica, propuesta en el Reino Unido, permite que la socialización de las pérdidas -representada por las primas térmicas y renovables- tenga una contraparte que socialice los sobre-beneficios que ese mismo mercado también genera en hidroeléctricas y nucleares. Se trata en definitiva de recuperar el mercado para la electricidad bajo un nuevo diseño que contemple las singulares características de la electricidad y de las diversas tecnologías que concurren en su producción.
5.Revisar conceptos inflacionistas, como las actuales Tarifas de Último Recurso (TUR) fijadas en el BOE a partir de subastas inflacionistas (CESUR). Se trata de que las tarifas para los pequeños consumidores sean establecidas por los precios del nuevo mercado, antes citado, que indicará el coste del mix energético y no el coste marginal del sistema, siempre muy superior,
6.Sustituir los Comercializadores de Último Recurso (CUR), que solo pueden ser cinco filiales de las cinco grandes empresas eléctricas, por comercializadores libres
7.Desarrollar reglamentariamente el autoconsumo bajo un régimen de derechos y obligaciones no discriminatorio, mediante modalidades singulares de suministro que fomenten la producción distribuida de energía eléctrica destinada al autoconsumo.
8.Fomentar la elasticidad y gestión de la demanda de los consumidores para aplanar la curva de carga del sistema y facilitar la integración de la producción renovable facilitando al mismo tiempo la competitividad de los consumidores industriales que prestan servicios de gestión de la demanda.
Frente a la regulación vigente, las reformas aquí propuestas suponen, en definitiva, una auténtica liberalización del Sector Eléctrico, que se concreta en una reivindicación del mercado como mecanismo eficiente de asignación de recursos, y una extensión del mercado a actividades hasta ahora sólo fijadas por el BOE.
Frente a la pretensión de las grandes compañías, España y Galicia, deben continuar apostando por las energías renovables, un sector con expectativas de crecimiento en todo el mundo y uno de los pocos en los que España tiene ventajas comparativas, tanto por disponer de abundantes recursos naturales, como de tecnología y know how propios. Hasta 2030, pueden suponer el 70% de la nueva potencia instalada y de la inversión.
Según las previsiones de Bloomberg el precio del kWh eólico descenderá un 35% adicional entre 2012 y 2030 y será inferior al del kWh de carbón y gas en 2020 en Europa y en 2030 en USA; y el precio del kWh fotovoltaico descenderá un 50% entre 2012 y 2030 y será inferior al del kWh de carbón y gas en 2020 en Europa y en 2030 al del carbón (aunque no todavía al del gas) en USA. Como es obvio esas cifras medias serán todavía más favorables en el caso de España, con ventajas comparativas en recursos renovables, tecnología propia y espacio disponible.
Para que la inversión en energías renovables se consolide, es necesario mantener un ritmo de inversión mínimo, que frene la destrucción del tejido ya creado, del know-how, y del empleo asociado, que está arrasando la industria renovable española, y así garantizar que España no perderá el tren de la eficiencia económica. Resulta imperioso revisar la política de ajustes retroactivos que viene aplicándose en los últimos años a la renovables, ya que son contrarios a las buenas prácticas regulatorias y producen un daño irreparable, no sólo para los inversores sino para la reputación de la seguridad jurídica de España y por lo tanto con repercusión negativa en su prima de riesgo.
El marco regulatorio que se propone permitiría desarrollar una política energética en el Sector Eléctrico que reduciría, desde el momento de su implementación, los costes reconocidos unitarios medios del MWh en torno a un 12%, cortando, sin necesidad de incrementar el coste para los consumidores, el aumento del Déficit Tarifario o Deuda Eléctrica.
En definitiva, el nuevo modelo permitiría un ambicioso desarrollo de las EERR, no aumentaría el coste para los consumidores a corto plazo, cortaría el incremento anual de la Deuda Eléctrica y permitiría reducir los costes para los consumidores en el medio plazo.
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