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martes, 17 de febrero de 2015
SISTEMA ELÉCTRICO ALEMANIA ESPAÑA. TAN SIMILARES Y TAN DIFERENTES
Se acompaña texto que analiza las similitudes y diferencias entre los sistemas eléctricos Aleman y español. Partiendo de operativas y situaciones muy similares se detectan importantes diferencias: transparencia y apoyo coherente desde las instituciones al cambio de modelo. No saben que son las puertas giratorias, no tienen deficit de tarifa ni directivos con sueldos de 11 millones de €.
Miembros del Observatorio Crítico de la Energía y colaboradores del círculo de Economía, Energía y Ecología de Podemos
El cambio de modelo energético en Alemania
17 feb 2015
Marta Victoria y Cristóbal J. GallegoMiembros del Observatorio Crítico de la Energía y colaboradores del círculo de Economía, Energía y Ecología de Podemos
Aunque
son de sobra conocidos los problemas del sistema eléctrico español, estos se
podrían resumir diciendo que (1) es claramente insostenible económicamente, ya
que el déficit de tarifa acumula más de 30.000 millones de euros;
(2) es insostenible ambientalmente, pues basa parte de su generación en la
importación de combustibles fósiles, la instalación de renovables está
prácticamente paralizada y tiene una elevada tasa de emisiones de CO2 por kilovatio hora generado; y
(3) es insostenible socialmente, pues son muchas las familias a las que les
cuesta o directamente no pueden pagar su recibo de electricidad.
Es
obvio que el sistema eléctrico español requiere un cambio profundo que nos
encamine hacia un aumento de la sostenibilidad en las tres vertientes
mencionadas. Una buena práctica, antes de proponer un nuevo diseño, consiste en
el estudio del sistema eléctrico en otros países. Quizá esto nos ayude a
distinguir qué problemas son intrínsecos al funcionamiento del sistema
eléctrico y cuáles, por el contrario, han sido causados tanto por nuestro
conjunto normativo como por la propia idiosincrasia del caso español. Se trata,
en definitiva, de no inventarnos unas reglas partiendo desde cero, sino mirar a
nuestros países vecinos, replicar aquello que funciona y evitar, en lo posible,
aquello que ya ha fracasado.
Empezamos
nuestro recorrido haciendo un breve repaso por las características del sistema
eléctrico alemán, siempre con el objetivo de detectar qué iniciativas están
funcionado bien y qué podríamos trasladar a España.
Una
de las primeras informaciones que nos ayuda a tener una visión de conjunto es
cómo está constituido el mix de generación eléctrica. Alemania genera su
electricidad utilizando principalmente carbón (45%), renovables (24%), nuclear
(15%) y gas natural (11%). Resulta muy interesante comparar estos porcentajes
con los de principios de siglo para ver cómo el país ha sido capaz de modificar
sustancialmente las fuentes en las que basa su generación. La energía nuclear
ha pasado de suponer un 30% de la generación en 2001 a apenas un 15% en
2013. Las protestas que sucedieron al desastre de Fukushima en 2011 llevaron al
Gobierno de Merkel a ordenar el cierre de las ocho centrales
nucleares más antiguas del país (construidas antes de 1980) y a programar
el cierre de las nueve restantes para 2022.
Figura 1: Mix de generación
eléctrica en Alemania en 2001 y 2013. Fuente: Elaboración propia a partir de
los datos de Federal Statistical Office.
Destaca
también el desarrollo de las energías renovables que han pasado de suponer un
7% a cubrir el 25% de la demanda. Aunque el porcentaje de generación renovable
todavía está lejos del 43% que alcanzamos en 2014 en España, el desarrollo de las
renovables que ha conseguido Alemania en poco más de una década es reseñable.
En particular, energías como la fotovoltaica han pasado de tener un papel
meramente testimonial a principios de siglo, a suponer actualmente un 5% del
mix de generación eléctrica. Cada verano, con la llegada del máximo de
radiación solar, Alemania bate su record de generación fotovoltaica. El pasado
9 de junio dicha tecnología supuso el 50,6% del consumo eléctrico, una cifra nada
testimonial.
Estos
dos cambios tan notables, es decir, la reducción a la mitad de la generación
nuclear y el desarrollo de las renovables, no han ocurrido por arte de magia
sino como resultado de aplicar políticas y normativas apropiadas. La primera
legislación que favorecía la instalación de renovables fue la Electricity Feed-in
Act (StrEG) promulgada en 1991 y que supuso el despegue de la energía eólica en
el país. Sin embargo el verdadero espaldarazo a la instalación de potencia
renovable fue la
German Renewable Energy Act que no solo garantizaba una
retribución fija (feed-in tariff) sino que además reconocía el derecho de cobro
durante 20 años. Esta ley publicada en el año 2000 ha sido actualizada en
numerosas ocasiones. La
Bundesnetzagentur (Agencia Federal Alemana equivalente a la Comisión Nacional
de los Mercados y la
Competencia) publica cada dos meses las tarifas que se
pagarán por cada nueva instalación renovable en una hoja Excel descargable.
La
retribución ha sido modificada (en algunos casos sustituida por una prima que
se paga sobre el precio del mercado) en las sucesivas enmiendas de la ley,
adaptándose a la evolución de costes de generación de las diferentes
tecnologías. Si algo ha caracterizado el sistema de primas alemán ha sido su
rápida capacidad de reacción (evitando instalaciones masivas sobrerretribuidas,
también conocidas como “booms”). Además, la continuidad legislativa
trasmitía a los inversores la sensación de seguridad jurídica necesaria para
poner su dinero en instalaciones de energía renovable. Al igual que ocurre en
España, las tarifas que reciben estas instalaciones no son subsidios públicos
(no se pagan de los Presupuestos Generales del Estado) sino que son sufragados
por los consumidores eléctricos a través de su factura.
En
este punto, los datos de Alemania nos permiten desmentir una idea muy extendida
y que resulta completamente errónea: aquella que indica que la energía
renovable en España se ha pagado mucho más cara que en otros países. La
siguiente figura muestra la retribución media que ha recibido la energía
renovable que percibe alguna ayuda: en Alemania aquella que genera bajo la Renewable Energy
Act y en España aquella que pertenece al régimen especial. En ambos países la
retribución media por kilovatio hora generado ha ido aumentando con los años.
La razón principal es que a medida que pasa el tiempo la eólica o biomasa, que
son más baratas, van perdiendo peso conforme se instala fotovoltaica, más cara.
Sin embargo, la gráfica también muestra un aspecto importante y es que, en
media, la retribución a la energía renovable en Alemania siempre ha sido mayor
que en España. Existen factores climáticos que pueden justificar estos datos;
por ejemplo, como el número de horas de sol es menor en Alemania la prima que
debe recibir la fotovoltaica para ser rentable es mayor. Además, la proporción
sobre el total de fotovoltaica, que es la que recibe una mayor retribución, es
mayor en Alemania. Pero esto no invalida el hecho de que los alemanes han
pagado y están pagando más, por unidad de generación, para propiciar la
transformación de su modelo energético.
Figura 2: Retribución de las
energías renovables en Alemania y España. Los datos para España provienen de la Comisión Nacional
de los Mercados y la
Competencia. En el caso de Alemania son suministrados por el Working Group on Renewable Energy-Statistics (AGEE-Stats).
Por
último, el uso del carbón, tanto en forma de antracita como de lignito, era y
es la principal fuente de energía eléctrica de Alemania que importa gran
cantidad de este combustible fósil de las cercanas minas polacas. La decisión
de cerrar las centrales nucleares ha supuesto que las renovables sustituyan a
la generación nuclear y que, por tanto, el uso de carbón para generación
eléctrica no haya disminuido prácticamente su importancia en el mix energético.
Por
supuesto, las políticas de apoyo a las renovables suponen un coste que los
consumidores eléctricos deben asumir. Así, el precio total de la electricidad
(incluyendo impuestos) para consumidores domésticos fue de 29 céntimos de euro
por kilovatio-hora en Alemania en 2013 mientras que en España fue de 22
céntimos (datos de Eurostat). Pero no sería justo acabar este párrafo
sin mencionar un aspecto de suprema importancia no incluido en estos dos
números: los consumidores alemanes no deben más de 30.000 millones de euros a
las compañías eléctricas, como sí ocurre en España. El concepto de déficit de
tarifa, inventado por Rodrigo Rato en 2002, es una de estas cosas “marca
España” de las que en Europa jamás han oído hablar.
Si
observamos ahora el funcionamiento del mercado eléctrico alemán, liberalizado
en 1998, podemos ver que funciona de manera similar al español. Existe tanto un
mercado mayorista, que se celebra para cada hora con un día de antelación, como
la posibilidad de acordar contratos bilaterales. Tal y como ocurre en España,
unas pocas empresas dominan el mercado en régimen oligopólico (el porcentaje
del mercado que copan las tres mayores empresas es del 76% para España y 85%
para el caso alemán.) Las principales empresas que operan en el mercado alemán
son E.ON, RWE, Vattenfall (propiedad en su totalidad del estado sueco) y EnBW (cuyo propietario mayoritario es el estado de
Baden-Württemberg).
En
definitiva, una vez analizado a grandes rasgos el sistema eléctrico alemán, no
parece que exista una diferencia estructural que justifique, por ejemplo, la
desigual evolución de las energías renovables en ambos países. Una de las
estrategias alemanas que sin duda deberíamos copiar ha consistido en mantener
un apoyo continuado a la implementación de renovables tanto desde el punto de
vista legislativo como económico.
Por
un lado, el desarrollo de las renovables supone numerosas ventajas como la
reducción de emisiones de CO2 o el aumento de la soberanía energética del país.
Por otro, el apoyo económico ha supuesto evidentemente un coste que los
consumidores han asumido pero, eso sí, en este caso ni han oído hablar de un
concepto tan español como el déficit de tarifa. En definitiva, lo que nos
enseña el modelo alemán es que es posible hacer política energética. Se puede
modificar sustancialmente el mix eléctrico aumentando la generación renovable.
Y se pueden cerrar las centrales nucleares de un país en una década. ¿Por qué
se puede en Alemania y no en España? La respuesta a esta pregunta no es obvia
pero existen varias claves que nos pueden ayudar a encontrarla. En primer
lugar, en Alemania no existe esta absurda politización de la energía que en
España lleva a cualquier político de derechas a posicionarse en contra de las
renovables. En segundo lugar, en Alemania si ha habido una apuesta decidida por
mantener una industria productiva dentro de la cual las energías renovables se
han entendido como una oportunidad de futuro. Por último, la existencia de una
ciudadanía más concienciada probablemente disminuya su tolerancia a unos
políticos cuyas decisiones están secuestradas por las grandes compañías
eléctricas.
DESMONTANDO MENTIRAS : LA MORATORIA NUCLEAR
Se acompaña texto publicado en el periodico económico 5 Dias, en el que explica con toda claridad que lo que se nos vendio, por parte del PSOE, a la opinión pública, como una MORATORIA NUCLEAR por razones medioambientales, realmente fúe un rescate financiero que hemos estado pagando durante más de 30 años. Beneficiarios Las empresas del oligopólio eléctrico, perjudicados: todos los españoles, importe cerca de 5.700 millones de €.
La moratoria
nuclear, aquel rescate financiero
de las eléctricas.
La llegada al
Gobierno del Partido Socialista en 1982 tuvo una consecuencia
inmediata sobre el ambicioso programa de energía nuclear iniciado
por las eléctricas españolas en la década de los 70. El Gobierno
de Felipe González, que había prometido en su programa electoral
“limitar” la energía atómica, se hizo eco de las tendencias que
llegaban de Estados Unidos, cuya tecnología contrataron las
centrales españolas, y decidió imponer una moratoria sine
die
para los proyectos en marcha.
El parón del
programa nuclear
se incluyó en el Plan Energético Nacional (PEN) de 1983. El
principal argumento del Gobierno fue que había que adecuar la
construcción de nuevas plantas a una demanda que se había resentido
tras la crisis del petróleo de los años 70. Las nucleares españolas
(se proyectaron hasta un total de 25 y solo llegaron a funcionar una
decena) se iniciaron casi en paralelo a dicha crisis, a la que
sucedió un periodo inflacionista y problemas con el tipo de cambio
que hicieron que Estados Unidos repercutiese en su tecnología (los
reactores Westinghouse, esencialmente) los cambios regulatorios
derivados de su propio parón, que acabaron pagando las eléctricas
españolas.
Por tanto, fue la
caída de la demanda y el incremento de los costes financieros
de unos proyectos cuya construcción podía durar hasta una década,
las qu motivaron la llamada moratoria nuclear, que supuso la
paralización de siete nucleares en marcha: los dos grupos de Lemóniz
(en Vizcaya) y de Valdecaballeros (Badajoz), respectivamente, y el
Trillo II (Guadalajara). Finalmente, se salvaron del cierre Trillo I
y Vandellós II.
Un rescate
financiero en toda regla que ha costado a los usuarios eléctricos
5.717,91 millones desde 1996, de los cuales, 1.334 millones
corresponden a los intereses pagados por una deuda colocada entre los
bancos. Aunque las eléctricas hablan de una compensación por los
proyectos parados, el Gobierno la calificó de rescate. El que fuese
ministro de Industria desde 1993, Juan Manuel Eguiagaray, recordó en
su día cómo “el sector público hubo de rescatar financieramente
a las eléctricas, que se habían embarcado en un proceso de
inversión faraónico
derivado de una planificación delirante, en total contradicción con
las necesidades de la demanda”. Yañadió que “los costes de la
paralización, así como el saneamiento financiero de las empresas
han recaído en los consumidores durante largos años, mediante un
recargo en el recibo de la luz”, que ha llegado hasta nuestros
días. En 2015 se saldan en la factura los últimos 67,7 millones.
Iberdrola,
propietaria del 100%de Lemóniz (a través de la antigua Iberduero) y
del 48% de Valdecaballeros (a través de Hidroeléctrica Española,
que se fusionaría con aquella) fue la que más recibió: 3.256
millones.
De los problemas
financieros del sector, excepto en el caso de la entonces eléctrica
pública, Endesa, a la que se excluyó del pastel nuclear, dan cuenta
el intercambio de activos entre las compañías al que obligó el
Gobierno (de ahí, que distintas empresas compartan el capital de
muchas de las actuales centrales, como Garoña, Vandellós, Trillo o
Almaraz) o la quiebra que amenazó a algunas, como la catalana Fecsa,
después filial de Endesa.
En un primer
momento, se estableció un recargo para compensar las pérdidas
derivadas de la moratoria, hasta que el siguiente PEN, el de 1991, la
convirtió en obligatoria al apostar por la generación eléctrica
con gas. En este plan se reconoció una compensación de 3.800
millones por los activos paralizados: a Iberduero -después
Iberdrola-, por Lemóniz;a Sevillana de Electricidad -después filial
de Endesa- por Valdecaballeros, y a Uión Fenosa, por Trillo).
Posteriormente, la
Ley de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional (Losen), de 1994,
estableció que estas compañías serían
compensadas con un recargo en la facturación
por venta de energía a los consumidores, que se fijó en un máximo
del 3,54% y por un plazo máximo de 25 años. Además, admitía la
posibilidad de ceder el derecho de compensación a terceros de una
deuda cifrada ya en 4.278,8 millones. Una medida que se aplicó en
1996 a través del Fondo de Titulización de Activos Resultantes de
la Moratoria Nuclear, que este año será liquidado tras haber sido
pagada la deuda con antelación.
La moratoria acabó
en 1997 y desde entonces hay libertad para construir este tipo de
centrales. Las grandes inversiones que requieren y la seguridad
parece haber disuadido al capital.
Aunque hay quien
sostiene que la moratoria nuclear en España se debió al rechazo
social a la energía nuclear, fueron razones económicas y
financieras (alguna eléctrica estuvo al borde de la quiebra) las que
llevaron al Gobierno de Felipe González a decretarla. Si bien es
cierto que el parque atómicos se diseñó y autorizó en plena
dictadura franquista, el rechazo durante la transición política no
fue comparable al de Estados Unidos, donde los crecientes movimientos
ecologistas y el grave accidente de Three Mile Island, desencadenó
una fuerte contestación. Cuando se produjo el siniestro de Chernóbil
(Ucrania), en 1986, la moratoria española ya estaba en marcha.
A la hora de elegir
qué plantas se cerrarían, la de Lemóniz fue la primera candidata
por razones de seguridad. En mayo de 1986, meses antes de la llegada
del PSOE al poder, la banda terrorista ETA asesinó a José María
Ryan, ingeniero jefe de la central vizcaína propiedad de la antigua
Iberduero. Tanto en esta planta como en la de Valdecaballeros, que
también se clausuró, se habían realizado inversiones de más de
2.000 millones de euros. Mucho menor fue la que se había destinado
en Trillo 1 (66 millones), donde apenas si se había removido el
terreno. Teniendo en cuenta la propiedad, las empresas que más
dinero recibieron con la titulación nuclear fueron Iberdrola (3.256
millones); Endesa (unos 1.070 millones) y Fenosa (42 millones).
El fondo de
titulización fue modificado en 2006 para aligerar la carga en la
tarifa de una deuda ya muy reducida (el recargo bajó al 0,33%). Esta
se liquida este año, tras haberse acelerado la amortización de los
préstamos con los que se financió el rescate a las eléctricas,
cinco años antes de lo previsto, en 2020.
miércoles, 11 de febrero de 2015
OTRA PRUEBA MÁS DE QUE LAS RENOVABLES ABARATAN LA ELECTRICIDAD
En enero, una
quincena con mucho viento y la otra no: ¿en
cuál crees que has
pagado la luz más cara?
ER
Lunes,
02 de febrero de 2015
La Asociación
Empresarial Eólica (AEE)
se hace hoy una de esas preguntas que se entienden muy bien. Y que
tiene una respuesta clara: ¿ cuando sopla el viento baja el precio de
la electricidad. ?
Fuente:
REE, OMIE y elaboración AEE
La generación
eólica en enero ha sido de 4.958 GWh y ha cubierto el 21,4% de las
necesidades de los españoles de electricidad, lo que la sitúa como
la segunda tecnología del sistema en el mes (detrás de la nuclear).
Mientras en la primera quincena de enero apenas sopló el viento, en la segunda sí lo hizo, lo que ha provocado precios en el mercado mayorista considerablemente más altos en los primeros quince días.
En la primera quincena, la cobertura de la demanda con eólica fue escasa, del 13,7%, y el precio medio del mercado diario se situó en 55,67€/MWh.
Mientras en la primera quincena de enero apenas sopló el viento, en la segunda sí lo hizo, lo que ha provocado precios en el mercado mayorista considerablemente más altos en los primeros quince días.
En la primera quincena, la cobertura de la demanda con eólica fue escasa, del 13,7%, y el precio medio del mercado diario se situó en 55,67€/MWh.
En la segunda quincena (16 días incluido
el 31), con una cobertura de la demanda con eólica de más del
doble, del 29%, el precio bajó un 14% respecto a los
primeros quince días, hasta 47,78 €/MWh.
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