No quiero criticar la solución del Gobierno. Solamente exponer las razones que me llevan a pensar que mi solución es mejor.
Vídeo completo en You Tube del interesantísimo programa Salvados de Jordi Évole
'Oligopoly: el juego de la energía' emitido por la Sexta el 18/11/2012.
Explica con mucho detalle alguno de los temas que trata esta entrada
y pone énfasis sobre que el precio al que se está pagando la electricidad
no tiene nada que ver con su coste, y que habría que aproximarlos.
Mi propuesta era:
Tiene que existir un impuesto a la producción de electricidad, dependiente de cada central y del coste fijado por la subasta cada día, cuyos ingresos vayan a cubrir el déficit de tarifa.
Un ejemplo: supongamos que el 28 de septiembre de 2011 OMEL fija para el día siguiente un precio P de 60 €/MWh.
La central nuclear de Ascó II tiene este año un coste de producción C de 18 €/MWh, contando todo: coste de las instalaciones, IBI, amortizaciones, personal, seguros, combustibles, residuos... Todo. Este coste de producción lo fijaría anualmente el Estado para cada central (hidroeléctrica, térmica) teniendo en cuenta dichos costes, la cantidad de electricidad producida el año anterior y la esperable el año en curso.
Entonces esta central debería pagar por la electricidad producida el 29 de septiembre de 2011 (y que, recordemos, le sería retribuida a 60 €/MWh) un impuesto
I = P – C * 2 * Interés legal del
dinero
La ley de Presupuestos Generales de cada año se encarga de fijar y actualizar a los valores de mercado el tipo de interés legal del dinero (ILD). En los presupuestos para el año 2011 este tipo se fijó en el 4%. Por tanto, el impuesto para esa central ese día sería 60 – 18*(1 + 0,04*2) = 40,56 €/MWh.
Según el editorial de El País del 23 de agosto de 2012, el plan del Gobierno consiste en el establecimiento de impuestos con tipos de gravamen diferente en función de cada tecnología generadora de energía eléctrica. Más concretamente, en el artículo del día anterior en que se basa dicho editorial, La propuesta incluía un impuesto del 4% a las térmicas, del 11% a la generación eólica y otro del 19% a la fotovoltaica y del 13% a la termosolar. Nucleares e hidráulicas también tendrían su propio gravamen (10 y 15 euros por megavatiohora). En total, pretendía recaudar 6.800 millones de euros al año y compensaba a las eléctricas con concesiones más amplias.
El primer problema de estos gravámenes fijos es que se podrían trasladar a los precios, con lo que el déficit de tarifa no solo no se resolvería, sino que se agravaría. Mi sistema, donde el impuesto depende del precio, no adolece de ese peligro.
El segundo problema es que trata de forma igual a instalaciones que son muy diferentes, unas recién construidas y otras completamente amortizadas. Incluso las que empezaron a operar en fecha parecida pueden tener tecnologías de muy distinto rendimiento. Los impuestos fijos pueden no solo conducir a algunas instalaciones a la quiebra mientras otras obtienen beneficios altísimos, sino que además, precisamente por esta razón, los tribunales pueden echarlos abajo.
Precisamente por esta razón, los impuestos fijos se han tenido que establecer por la mínima: es decir, si hay 10 instalaciones de un tipo (por ejemplo, nucleares) y un impuesto de 20 euros por MWh haría no rentable una sola de ellas, se tiene que bajar el impuesto para que TODAS sean rentables. Las otras se ven así muy beneficiadas, y la electricidad sigue sin pagarse al precio que realmente cuesta producirla.
De modo que estaríamos ante un sistema subóptimo, que no conseguiría eliminar el déficit de tarifa, solo reducirlo, mientras que mi planteamiento, que se ajusta a la rentabilidad de cada instalación, sí eliminaría el déficit.
La gran dificultad, pero solo aparente, de mi sistema, es que el Estado establezca fiablemente los costes de producción reales de todas las instalaciones de generación eléctrica de España, desde la más pequeña hidroeléctrica hasta la mayor nuclear. Es posible. Existen ya múltiples datos de instalaciones de energías renovables, de nucleares y de hidroeléctricas.
Se tendría que unificar toda esa información y ponerla en una base de datos. Cada responsable de cada instalación, accediendo por firma electrónica, podría ver, y en su caso, corregir o aportar, los datos de fecha de puesta en servicio de la instalación, cantidad anual de electricidad producida, precio de la instalación cuando se puso en servicio, inversiones de ampliación o modificación que se han ido haciendo a lo largo de los años y coste de mantenimiento anual. Suponiendo un plazo de amortización de 20 años, se calcularía automáticamente el coste de producción de la instalación. Todo lo declarado a la base de datos tendría que poder ser justificado documentalmente por el responsable en caso de inspección. Detectar los fraudes sería muy sencillo: bastaría con inspeccionar las instalaciones cuyo coste de producción declarado fuera más de un 25% superior a la media de las instalaciones de la misma tecnología. Las instalaciones que mintieran sobre sus costes declarados o no pudieran justificarlos serían multadas con el triple de la cantidad presuntamente defraudada y la inhabilitación permanente de su responsable. Los fraudes serían imprescriptibles.
Yo creo que el enfoque impositivo es un error. Se debería asignar un coste por una subasta para cada tecnología: una subasta para la nuclear, otra para la hidroeléctrica, otra para la fotovoltaica, etc.
ResponderEliminarEn el artículo de El País sobre el cierre de Garoña se ilustra este inconveniente del sistema impositivo fijo: "Tras vender durante años que mantendría el empleo, la tecnología, la seguridad de suministro y la independencia energética, Endesa e Iberdrola se desmarcaban y no pedían la prórroga. Estas esgrimían que, como la reforma energética no está cerrada, no saben cuánto tendrán que pagar en impuestos, aunque los cálculos internos hablan de que entraría en pérdidas."
ResponderEliminarSi el impuesto fuera variable y siempre dejara beneficios no se produciría este efecto. Aprovecho para pedir que, sea del tipo que sea, la reforma energética se promulgue ya, porque la incertidumbre que causa su retraso (¡Cinco meses!) está posponiendo las inversiones necesarias para mantener el sistema energético español en un estado óptimo.
* 6% de tipo fijo sobre la venta de energía para todo tipo de tecnologías que generará 571,7 millones de ingresos de las empresas tradicionales y 688 millones de las empresas de energías renovables;
ResponderEliminar* impuesto a la generación de residuos nucleares de 2.190 euros por kilo de residuo por el que se recaudarán 269 millones en tres años;
* canon del 22% a la energía hidroeléctrica (304 millones en tres años);
* impuesto especial al gas de 2,79 céntimos por metro cúbico (804 millones);
* céntimo verde al carbón (14,97 euros por tonelada) por el que se ingresarán 268 millones,
* y céntimo verde también para el fuel (sexto impuesto) y el gasóleo (séptimo impuesto) que se utilicen para producir electricidad, que generarán otros 38 millones para las arcas del Estado.
En primer lugar, los precios finales de la electricidad deben determinarse por mecanismos de mercado basados en las condiciones de oferta y demanda. Ello implica poner fin a las intervenciones administrativas que limitan la formación de los precios finales y distorsionan el precio de mercado.
ResponderEliminarEn segundo lugar, es necesario diseñar un mecanismo de apoyo a las renovables sostenible y con un horizonte de largo plazo. El cambio climático no es un problema coyuntural. España ha logrado grandes avances en la promoción de energías renovables pero los esquemas de apoyo a las mismas se han demostrado financieramente insostenibles.
Por último, se deben establecer incentivos de mercado que fomenten la inversión en infraestructuras de generación cuando existan riesgos de falta de suministro (y que dejen de hacerlo cuando la inversión sea excesiva, como es el caso actual). Asimismo, la seguridad de suministro se garantiza aumentando la integración del mercado español de electricidad en el mercado europeo.
Los precios finales de la electricidad deben determinarse por mecanismos de
ResponderEliminarmercado en base a las condiciones de oferta y demanda. Ello implica poner fin a
las intervenciones administrativas que limitan la formación de los precios finales
y distorsionan el precio de mercado. Para ello, se deben potenciar los mercados
mayoristas de electricidad eliminando los sesgos a favor de algunas tecnologías
(como las medidas a favor del uso del carbón nacional adoptadas en 2010).
Asimismo, se debe potenciar la formación de precios mayoristas del gas por
mecanismos de mercado. El gas es un importante insumo en la generación de
energía eléctrica y, en la actualidad, sus precios siguen en gran medida ligados
a los precios del petróleo sin que exista un verdadero mercado líquido de gas.
Por último, se debe garantizar una correcta traslación de los precios mayoristas
a los minoristas eliminando trabas administrativas y se deben determinar de
forma apropiada aquellos costes del sistema ajenos a las fuerzas del mercado
así como garantizar su recuperación.
La formación de precios de la electricidad debe desligarse de la solución al
déficit tarifario acumulado cuya solución no debe lastrar el futuro del sector. El
tratamiento del déficit tarifario acumulado y el proceso de formación de precios
de la electricidad deben analizarse de forma independiente.
La des-carbonización del sector eléctrico debe llevarse a cabo mediante la coordinación
de dos instrumentos:
1. Un esquema de promoción y apoyo de las energías renovables que sea
sostenible en el largo plazo, al tiempo que flexible para incorporar nuevos
desarrollos tecnológicos y para detectar y dejar de financiar tecnologías
fallidas.
2. Un precio del CO2 que promueva la adopción de tecnologías más limpias.
Tienen sentido los mecanismos que garantizan que la capacidad de generación
sea suficiente para asegurar el suministro, pero es importante que estos
mecanismos se rijan por las leyes del mercado y que remuneren la disponibilidad
en función de la necesidad o excedente de capacidad. Es decir, que la remuneración
sea mayor ante las perspectivas de falta de capacidad (con el fin de estimular
nuevas inversiones) y sea menor cuando exista exceso de capacidad.
El ministro de Industria, José Manuel Soria, anunció el 20 de noviembre de 2012 que el Gobierno trabaja en una "reordenación" del sector eléctrico para que el precio que pagan los usuarios refleje solo el gasto de la "generación, la distribución y el transporte" de la electricidad y "no otros costes".
ResponderEliminarSoria ha explicado en unas jornadas sobre industria organizadas por la CEOE que las medidas adoptadas hasta ahora por el Gobierno en materia energética han ido encaminadas únicamente a "taponar" la hemorragia del déficit de tarifa eléctrica y no a reformar el sector.
En julio de 2005 publiqué, por encargo del Gobierno, un Libro Blanco sobre la reforma del sector eléctrico. Sus principales recomendaciones eran cuatro.
ResponderEliminarPrimera, dejar funcionar correctamente al mercado mayorista, reduciendo el dominio de las dos mayores compañías –Endesa e Iberdrola– y desacoplando el precio de este mercado del pago de unas compensaciones acordadas con las empresas por el cambio regulatorio que en 1998 introdujo competencia en la generación eléctrica.
Segunda, que las tarifas recogiesen la totalidad de los costes reconocidos a las empresas y así acabar con el despropósito del déficit tarifario.
Tercera, que ya no era preciso seguir con las citadas compensaciones a las empresas productoras, sino que, al contrario, debieran limitarse a futuro los ingresos que en el mercado eléctrico fueran a recibir centrales construidas largo tiempo atrás –mucho antes de la introducción del mercado– y con previsiones de funcionamiento muy superiores a sus periodos de amortización –nucleares e hidráulicas–.
Cuarta, enmarcar la reforma y las futuras decisiones sobre el sector en un plan energético de largo plazo, sostenible, debatido en público con transparencia y adoptado como política de estado.
Ahora hay dos grandes tareas pendientes. Una es acabar con ese cáncer del sector que hemos creado con el déficit tarifario.No es materia de expertos en regulación: no tiene solución técnica, sino política. No hay quien lleve ya la cuenta del cúmulo de arbitrariedades que, a favor y en contra de las cuentas de las empresas y de los consumidores, se han realizado desde la eliminación de las compensaciones en 2006. Los políticos, que crearon el déficit, deberán reunirse –aunque sea, por última vez, a puerta cerrada– entre ellos y con las empresas y consumidores, y encontrar una salida pragmática que minimice daños.
La otra tarea es acometer la prometida reforma del sector eléctrico. Hay que volver a acometer con urgencia un nuevo proyecto de plan energético como el de 2008, pero con amplia participación y transparencia. Necesitamos disponer de una visión integral estratégica de largo plazo para poder definir y poner en vigor los instrumentos regulatorios adecuados que permitan trasladar los principios generales y declaraciones de objetivos a medio y largo plazo a acciones concretas.
En el artículo "Qué hacer si la factura miente" de Dinero y Derechos (publicación de la Organización de Consumidores y Usuarios) de enero-febrero 2013, la OCU pide:
ResponderEliminar- El fin de la facturación eléctrica con consumos estimados. Deben sustituirse por consumos reales, terminando así con los muchos problemas y quejas que las estimaciones provocan.
- La puesta en marcha de contadores con gestión a distancia, para que no sea precisa la entrada en el domicilio con el fin de efectuar la lectura.
- Una competencia real y efectiva entre compañías.
- Un organismo administrativo único, específico y especializado que emita resoluciones vinculantes sobre las muchas reclamaciones de los consumidores.
En 2002 se tomó otra decisión trascendental al aprobarse la planificación de infraestructuras gasistas, regasificadoras, gasoductos, almacenamientos y centrales de gas en régimen liberalizado. Sin prever los objetivos vinculantes de renovables para 2010 de la Ley 54/1997 ni los aprobados para 2020 por el Consejo Europeo en 2007, las previsiones de crecimiento de la demanda fueron tan incoherentes y erróneas que cuando a partir de 2007 comienza a descender el consumo de electricidad por efecto de la crisis se siguen ejecutando las inversiones gasistas hasta su paralización por el RDL 13/2012. El desastre de la planificación gasista se describe en el preámbulo de ese decreto y expresa la incongruencia de cómo bajando la demanda de gas desde 2007 se han incrementado las importaciones de gas. El resultado es una sobrecapacidad del sistema y un constante incremento de los pagos por capacidad y por restricciones técnicas para rentabilizar las inversiones, como han denunciado REE y la Comisión Europea.
ResponderEliminarLos anuncios de reformas que se hicieron al principio de 2012 han terminado con la solución más inverosímil: incrementar la recaudación con una tasa a la generación eléctrica y trasladar a los presupuestos del Estado el resto del déficit.
La Fundación Renovables (www.fundacionrenovables.org) ha presentado sus propuestas para la transición hacia otro modelo energético que pasan por una planificación energética consensuada a largo plazo basada en el cierre ordenado de centrales térmicas y una apuesta decidida por la generación distribuida, el ahorro de energía y el cumplimiento de las directivas europeas de renovables, eficiencia energética y reducción de emisiones. Pero cualquier cambio debe partir de un objetivo claro, que la salida de la crisis necesita un nuevo modelo energético y que si las decisiones racionales en una economía moderna pasan por apoyar sus recursos propios frente a los ajenos, se debe dejar de incentivar el consumo de la energía que no tenemos y eliminar las barreras que impiden el mayor consumo de las únicas fuentes de energía de que disponemos a coste cero: el ahorro de energía y las fuentes renovables.
La Fundación Renovables, ante la ausencia de una política energética en España, plantea seis propuestas concretas de actuación:
ResponderEliminar1. Planificación energética consensuada que incluya un plan de desmantelamiento ordenado de las centrales térmicas convencionales.
2. Plan de estímulos al autoconsumo.
3. Apuesta decidida por el ahorro y la eficiencia con la transposición de las directivas europeas correspondientes.
4. Prohibición de explotaciones de gas y crudo no convencional.
5. Regulación del principio de corresponsabilidad en el sector energético; y 6. Plan especial para Canarias y Baleares.
En España vivimos una llamativa y gravosa paradoja: se produce electricidad a un precio inferior al de la media europea, pero los consumidores la pagan más cara que la media de los ciudadanos de La Unión. ¿Cómo es posible? ¿Por qué ocurre eso? La respuesta se encuentra, o se esconde, según se mire, dentro del recibo de la luz. Un recibo que tiene dos partes claramente diferenciadas. Aproximadamente, la mitad de su importe corresponde al pago de la energía, y la otra mitad, a los “peajes”, concepto que engloba los costes derivados de todas las decisiones de política energética adoptadas a lo largo de los años. Ahí están las subvenciones a las energías renovables o al consumo del carbón nacional o la anualidad del déficit de años anteriores.
ResponderEliminarPara más inri, ese elevado precio que se paga en España por la electricidad no llega ni siquiera para cubrir el conjunto de los costes regulados del suministro (el de los peajes), sino que anualmente se genera un déficit que solo en 2012 ascendió a 5.200 millones de euros.
La política energética es estratégica para un país con una visión a largo plazo, y el nuestro necesita un marco capaz de arbitrar un sistema sostenible y competitivo que garantice la calidad y continuidad del suministro, el crecimiento, la competitividad industrial y la posibilidad de que las empresas eficientes sean capaces de conseguir una rentabilidad razonable con la venta de sus servicios, aunque sean eléctricos.
El déficit de tarifa eléctrica desbordó en 2012 las previsiones del Gobierno. Según la liquidación provisional de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) fue de 4.281 millones de euros, muy lejos de los 1.500 millones que Industria se había fijado como objetivo a comienzos de año.
ResponderEliminarLa Comisión Nacional de Energía (CNE) ha situado el déficit de tarifa de 2012 en 5.609 millones de euros, un 45,7% superior al de 2011, debido principalmente a los costes del régimen especial (renovables y cogeneración) y de los sistemas extrapeninsulares (Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla).
ResponderEliminarEl informe apunta que las dos partidas que más han contribuido a disparar el déficit en 2012 han sido la desviación en los costes del régimen especial -las primas han ascendido a 8.586 millones de euros, un 22,9% más que en 2011- y la compensación insular y extrapeninsular, que ha pasado de ser una cuota a una cantidad fija.
En su intervención ante el auditorio, el Ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, cifró en 4.000 millones de euros el déficit de tarifa estructural que su departamento intentará atajar en la reforma que presentará "en tres o cuatro semanas", y adelantó que como parte de la misma se igualarán las rentabilidades de los costes regulados, que son las primas al régimen especial, la distribución, el transporte y las actividades extrapeninsulares.
ResponderEliminarAl ser preguntado por la prensa tras su intervención acerca de esta última cuestión, indicó que el Gobierno fijará una "rentabilidad razonable sobre el coste de la inversión" y no "sobre otras cosas que no se pueden cargar al recibo de las familias". Esta rentabilidad sería la del "Tesoro más una serie de puntos básicos", señaló.
Sobre la posibilidad de que los nuevos recortes puedan provocar la insolvencia de algunos productores de renovables, especialmente los solares, aseguró que "no es el objetivo que haya un default ni cosas por el estilo".
Los cambios incluyen la supresión de las primas a las renovables estableciendo un nuevo marco que fija una “rentabilidad adecuada” del 7,5%, lo que supone ahorrar unos 1.500 millones. Esta rentabilidad está basada en las obligaciones del Tesoro a 10 años más 300 puntos básicos para las renovables y un 6,5% para el resto (las mismas obligaciones más 200 puntos básicos). A partir de ahora, las renovables van a vender directamente al mercado. Esta retribución afectará a la vida útil de las 55.000 instalaciones.
ResponderEliminarLa reforma establece una regla de estabilidad financiera, mediante un sistema automático de revisión que evitará la aparición de nuevos desajustes y limita la introducción de nuevos costes en el sistema sin que venga acompañada de un aumento equivalente de los ingresos. Aquellos sobrecostes generados por las normativas autonómicas o locales deberán ser asumidos por estas.
También incluyen recortes de hasta 1.000 millones en los pagos regulados que se reciben por gestionar las redes de media y alta tensión y se disminuye la retribución actual de los pagos por capacidad que perciben las centrales de ciclo combinado en 200 millones de euros.
1.- Debe ejercerse presión sobre el Gobierno para frenar la irracionalidad de las normativas energéticas que atentan directamente contra el desarrollo de las energías renovables y que además no se encaminan hacia una cultura energética que fomente el ahorro, la eficiencia y la racionalidad.
ResponderEliminar2.- Debe romperse la barrera informativa impuesta por los medios de comunicación que, en manos del lobby energético convencional, han trasladado eficazmente a la ciudadanía que las energías renovables son caras e ineficientes.
Muchas personas con conocimientos y experiencia del sector pensamos que en realidad no existe un déficit tarifario eléctrico, sino un “superávit de retribuciones reconocidas”. El desequilibrio final es el mismo, pero la consecuencia es que no hay que aumentar las tarifas, sino reducir los ingresos a las centrales hidroeléctricas y nucleares, que superan los que la regulación les reconoció cuando realizaron sus inversiones.
ResponderEliminarAdemás, hay un orden arbitrario en el reparto de los ingresos por venta de electricidad. Primero se retribuye a las centrales convencionales la energía producida y sus costes regulados, mientras que las renovables se liquidan luego (absurda, pero interesadamente) junto con el transporte y la distribución. Por eso una recaudación insuficiente genera un déficit que, contablemente, aparece asociado a las renovables, aunque haya sido producido por la sobrerretribución a hidroeléctricas y nucleares.
El mercado spot puede ser un mecanismo eficiente para determinar la producción de las distintas centrales. Pero ello no implica que todas ellas deban remunerarse al precio de un mercado que es ajeno a las normas existentes cuando se construyeron y a sus costes remanentes.
Un sector tan regulado y con un déficit tan cuestionable no puede continuar con la opacidad existente en sus costes reconocidos y en la distribución de ingresos entre los agentes del sector. Es inexcusable implantar una transparencia que, partiendo de una auditoría del conjunto del sistema regulatorio, vaya más allá de las cuentas de las empresas, para restaurar la confianza perdida y servir de base a la reforma regulatoria que sigue pendiente... porque lo hecho no es reforma alguna, sino más de lo mismo.
Martín Gallego Málaga, Jorge Fabra Utray Alberto Carbajo Josa, Francisco Maciá Tomás y Gerardo Novales Montaner. Todos han ocupado puestos de responsabilidad en el Ministerio de Energía, la Comisión de la Energía y el Operador del Sistema Eléctrico
El Gobierno dijo que el déficit de tarifa eléctrica debía cubrirse mediante un esfuerzo compartido entre el Estado, las empresas y los consumidores. Pero cuando ha llegado el momento de la verdad,el Grupo Parlamentario Popular en el Senado presentó el 29 de noviembre de 2013 varias enmiendas que retiran los 3.600 millones que corrían de parte del Estado.
ResponderEliminarAdemás, las empresas eléctricas acusan al Gobierno de un desconocimiento profundo del sector.
Esto no puede ser. El árbitro de un sistema necesita tener autoridad y credibilidad. Cuando se trata de resolver un problema tan complejo, debe estudiarlo a fondo y, si es necesario tomar decisiones duras, adoptarlas y hacerlas cumplir. ¡Pero no echarse atrás cuando le llega la hora de cumplir su parte!
La solución al déficit eléctrico en España se condensa en seis palabras:
ResponderEliminarretribuir cada generación a su coste
RETRIBUIR CADA GENERACIÓN A SU COSTE
Retribuir Cada Generación A Su Coste
retribuir cada generación a su coste
RETRIBUIR CADA GENERACIÓN A SU COSTE
Retribuir Cada Generación A Su Coste
retribuir cada generación a su coste
RETRIBUIR CADA GENERACIÓN A SU COSTE
Retribuir Cada Generación A Su Coste
retribuir cada generación a su coste
RETRIBUIR CADA GENERACIÓN A SU COSTE
Retribuir Cada Generación A Su Coste
retribuir cada generación a su coste
RETRIBUIR CADA GENERACIÓN A SU COSTE
Retribuir Cada Generación A Su Coste
Todo lo demás son detalles.
El déficit de tarifa no solo no desaparecerá, sino que probablemente acabará 2013 subiendo a 30.000 millones. La credibilidad del Ministerio de Industria queda bajo mínimos. Ha sido el Ministerio de Hacienda el que ha negociado con las compañías la titulización con garantía del Estado del déficit anual.
ResponderEliminarLa consecuencia de esta mala gestión es que la reforma eléctrica está muerta antes de nacer.
No todos los kilovatios son iguales aunque al encender la lámpara lo parezcan. La energía se produce de varias formas, cada una a su precio. Al pulsar el interruptor, todas se hacen presentes en la bombilla después de haber viajado a la velocidad de la luz desde su central de generación pero, mientras una parte procede del viento, otra lo hace de una presa construida hace 70 años, y una tercera, de una central que funciona con un gas cuyo precio depende de mil conflictos internacionales. Y, sin embargo, toda esa energía la paga el ciudadano al mismo precio.
ResponderEliminarEn un mercado electrónico llamado OMIE, las generadoras van ofreciendo cada mañana la energía que producirán cada una de las horas del día al precio que les parece más cercano a sus costes. Primero se venden las que tienen los costos variables más bajos (renovables —su fuente es gratuita—, hidroeléctricas y nucleares —el coste de construcción de las centrales ya se recuperó—) y, cuando estas se acaban, se venden las que los tiene más altos (carbón y gas, por el precio del combustible). Para que a todos los actores les interese participar, al final se les abona el mismo precio: el de la producción más cara del día.
La paradoja de este mercado, creado en 1997 con la liberalización del sistema eléctrico, es que pagaríamos lo mismo en nuestra factura si, en lugar de mezclar fuentes baratas y caras, toda la energía se produjera al precio de las costosísimas centrales de gas. “Es como si en una lonja pagaras el besugo al mismo precio que la sardina”, explica Jorge Fabra, economista. "Sé que resulta contraintuitivo decir que la culpa del alto precio de la energía la tienen las más baratas; pero es así, porque lo que las eléctricas ahorran en producción no repercute en precios bajos, sino en que sus ganancias sean mayores. La hidroeléctrica tiene beneficios del 700%, y la nuclear del 200%”, calcula. “Si se les pagara lo que les cuesta la energía, el sistema se equilibraría. El déficit es en realidad esa ganancia excesiva que se embolsan”.
Los expertos aseguran que hay soluciones. Algunos, como Fabra, sugieren la necesidad de fragmentar los mercados según tecnología para fomentar la pugna técnica y recompensar a los productores más competitivos. Otros sugieren que en lugar de que la subasta de un día marque el precio de todo un trimestre, lo haga solamente un mes.
Habría que actuar sobre la propiedad de las compañías (romper la integración vertical) e imponer un nuevo modelo de fijación de precios en función de cada una de las tecnologías. Referir los precios a mercados marginalistas es un error; los hechos han demostrado que es un mecanismo inmanejable. La volatilidad dispara los precios que, sin razón, acaban repercutiendo en rentas crecientemente bajas.
ResponderEliminarSe pueden fijar referencias más representativas, como por ejemplo, indexarlos con la media de precios del pool.
No es solo cuestión de costes y bochorno; es que se pierden oportunidades para corregir un problema que ya es una alarma social. Las opciones son limitadas. La mejor y casi única es proceder a una reforma del mercado eléctrico que incluya, al menos, estas líneas de acción:
ResponderEliminar1. Negociar una quita del déficit con las eléctricas (antes de la titulización de los 3.600 millones).
2. Suprimir cualquier indexación de la tarifa doméstica a mercados marginalistas; el fracaso de la fórmula, largamente advertido, ha conducido a este desbarajuste. O se vuelve a fórmulas de reconocimiento de costes (Marco Legal Estable) o se fija el precio según la media de precios del pool en periodos anteriores
3. Retirar del mercado las tecnologías amortizadas. Deben competir las tecnologías similares (gas, fuel); el precio de la electricidad renovable debe fijarse mediante subasta y la electricidad amortizada (agua, nuclear) ha de destinarse a contratos de larga duración con la industria.
4. Romper la integración vertical de las eléctricas.
El Gobierno ha modificado la forma en que retribuye a quienes tienen instalaciones productoras de energías renovables. La idea del Gobierno es que los propietarios pasen a percibir una “rentabilidad razonable”, que llegará al 7,5% antes de impuestos en los casos de las instalaciones más eficientes.
ResponderEliminarPara llegar al 7,5% de rentabilidad —que se quedaría en un 5,2% quitándole los impuestos, según cálculos de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF)— se tienen en cuenta una larga lista de parámetros como las cantidades que ya se han percibido durante la vida de la planta, “los costes e inversiones que respondan exclusivamente a la actividad de producción de la energía eléctrica” o el valor de las Obligaciones del Estado, que servirán de referencia para bajar o subir ese 7,5% cada seis años.
A partir de abril de 2014 desaparecen las subastas y se tomará como precio de la energía el que efectivamente haya habido en el mercado eléctrico durante el periodo de consumo del recibo, que puede ser mensual o bimestral. Se fijará de acuerdo al precio del mercado mayorista. Las variaciones responderán al verdadero coste de la energía. Aunque en el cómputo anual el precio será inferior, con toda probabilidad, al que resultaba hasta ahora.
ResponderEliminar* Mónica Melle, profesora titular de Economía Financiera de la Universidad Complutense, apuesta por modificar el tipo de mercado mayorista, al estilo de otros países europeos donde “una parte importante del consumo eléctrico industrial se realiza a través de contratos bilaterales o a largo plazo”, lo que permitiría adaptar más los precios a los costes reales. Pero para ello, la profesora de la Complutense cree imprescindible “realizar auditorías de costes de las eléctricas en generación y distribución” y activar un “mercado a largo plazo”.
ResponderEliminar* José Luis Martínez, estratega de Citigroup para España, propone “fijar límites en función de los precios spot durante un periodo determinado previo”.
* José García Solanes, catedrático de Análisis Económico de la Universidad de Murcia, defiende una subasta para cada tipo de tecnología y dar entrada en las mismas a las empresas extranjeras, así como incluir en la factura los conceptos relacionados con la producción, distribución y comercialización de la electricidad incluyendo los impuestos y las subvenciones a la energía solar y termovoltaica. “Pero esto último requeriría métodos que compaginen la seguridad jurídica de los inversores con la renovación de la instalaciones utilizando las tecnologías más eficientes”, admite.
* Miguel Ángel García, profesor colaborador de la Universidad Rey Juan Carlos, sostiene que el sistema español está viciado de origen al no estar apoyado en el coste real de producción sino en los ingresos que necesitan las empresas productoras para hacer rentable mantener una capacidad potencial de producción desproporcionada a las necesidades de consumo, en un 60% superior. Lo lógico —dice García— sería construir un sistema nuevo, de forma que el recibo de la luz recogiera el coste real incurrido en la producción más una tasa de rentabilidad razonable del productor.
* Juan Ramón Cuadrado, catedrático de Economía Aplicada de la Universidad de Alcalá, sostiene que “Lo que necesitamos es una reforma del mercado que impulse y garantice la competencia”. Se deberían reducir al mínimo las tarifas reguladas en beneficio de algunos segmentos de usuarios y fijando umbrales de potencia más altos que los actuales. Pero si se mantiene una tarifa regulada, “es obvio que debe existir un mecanismo de fijación de los precios de la energía durante el tiempo para el cual las tarifas eléctricas sean reguladas”. Propone cambiar el sistema actual para fijar precios por subastas mensuales trimestralizadas (como dicen las autoridades de competencia) o por subastas anuales flexibilizadas dentro de unos márgenes.
De acuerdo a la propuesta de ley sobre la revisión de precios en contratos públicos, esta "rentabilidad razonable del proyecto" será el rendimiento medio en el mercado secundario de la deuda del Estado a 10 años incrementado en un diferencial de 200 puntos básicos. Por ejemplo, para 2015 este rendimiento se fijó en 2,6%, por lo que la rentabilidad razonable del proyecto en 2015 sería 4,6.
ResponderEliminarEl Ministerio de Industria, Energía y Turismo de España espera que el sistema eléctrico arroje superávit de tarifa tanto en 2014 como en los años sucesivos hasta 2020 sin necesidad de subidas en los peajes, esto es, en la parte regulada del recibo de la luz.
ResponderEliminarSegún fuentes de Industria, el ejercicio 2014 ya cerrará en positivo, con un superávit de entre 100 y 200 millones, con lo que el sistema eléctrico registrará superávit por primera vez desde 2004 y dejará de generar una deuda que, en términos acumulados, ronda los 28.000 millones de euros.
La regulación de las energías renovables eléctricas y la cogeneración establece que las centrales han de obtener una rentabilidad equivalente a las obligaciones del Estado a 10 años más 300 puntos básicos, que en agosto de 2016 es del 7,4 % antes de impuestos.
ResponderEliminarEse porcentaje se consigue a partir de la suma de los ingresos obtenidos por la venta de la energía en el Mercado Eléctrico -o pool- y de una retribución específica, equivalente a las antiguas primas.
En lugar de acometer su reforma, se ha aumentado su complejidad. En 1997, las primeras reglas de mercado ocupaban 20 folios. En la actualidad, ocupan más de 100 páginas del BOE. El Operador del Mercado (OMIE) publica a diario las curvas agregadas de oferta y demanda para las 24 horas del día siguiente. Cualquiera con mínimos conocimientos de Excel puede comprobar, en un par de minutos, que los resultados de la casación diaria no son precios marginalistas.
ResponderEliminarSencillamente, el pool ibérico no es marginalista. En enero, la complejidad ha encarecido la electricidad en 300 millones de euros. El precio marginalista hubiera sido de 55,9 euros/MWh, pero el algoritmo de OMIE y sus reglas complejas lo elevaron un 28 %, a 71,5 euros/MWh. Este sobrecoste, además, es estructural: 290 millones en diciembre, 230 millones el anterior enero...
Las baterías de Litio para uso doméstico de la empresa Ampere Energy llevan un sistema de control que analiza los hábitos de consumo del hogar donde se instalan y está además conectado al sistema de precios de la electricidad a lo largo del día. Con estos datos, automáticamente, las baterías toman electricidad de la red a las horas en que está más barata. Cuando está más caras, en lugar de dejar que el hogar tome electricidad de la red, hacen que la tome de las baterías.
ResponderEliminarEn junio de 2017 el precio de la electricidad generada en España marcó en torno a 50 euros por megavatio hora (MWh). En ese mismo periodo, en los países del norte de Europa, la media aproximada fue de 30 euros Mwh. Veinte euros es un abismo. ¿Por qué se produce esa diferencia? Una de las razones que más pesan en el precio final del pool es la persistencia en las condiciones de casación de precios de condiciones específicas que se arrogan las compañías al ofrecer su electricidad al mercado. Por ejemplo, cuando una compañía presenta una oferta para vender sus megavatios, puede exigir la condición de que esté garantizado un ingreso mínimo (en forma de horas casadas) que cubra los costes del arranque; si no, retira su oferta y mantiene parada esa producción. Otra compañía pone otras condiciones, y así sucesivamente. Las casaciones de precios exigen muchas repeticiones (iteraciones) y, después de varias retiradas, el precio final es siempre muy superior al que resultaría de un mercado sin tanta letra pequeña condicional. En dinero, la letra no es tan pequeña. Como media, encarece la tarifa en unos diez millones de euros diarios.
ResponderEliminarHay otras razones, faltaría más. La volatilidad se ha adueñado del precio de la electricidad. Una explicación evidente de la volatilidad es el crecimiento de la producción renovable. Cuando no hay producción eólica o solar, los arranques de la producción convencional elevan bruscamente el precio final del pool. Pero no son la única causa de que el precio del pool sea tan alto y disfuncional. Apenas explican la mitad de la diferencia entre España y Europa.
El pool no es un mercado real; apenas llega a simulacro. Si se quiere que la economía española compita y que los consumidores dejen de sufrir es obligado reformarlo. Como mínimo, liquidando la posibilidad de condiciones autoconcedidas y practicando una fiscalidad sana, que no acumule impuesto sobre impuesto.
La vía más eficiente para gestionar los desequilibrios del sistema es dotar al operador del sistema, además de la gestión de la interrumpibilidad, de la gestión de la hidroelectricidad, del bombeo en las centrales hidroeléctricas reversibles y de las interconexiones internacionales en conjunto.
ResponderEliminarA mediados de mayo de 2018 el precio de la electricidad en España estaba en 30-35 euros MWh. El 5 de junio había subido a 62,77 euros MWh, cuando ha llovido muchísimo y los embalses están llenos. Y la producción nuclear, a pesar de paradas técnicas y otros contratiempos menores, está en niveles razonables.
ResponderEliminarComo el mercado eléctrico es un mercado de casación de ofertas presentadas por las empresas —y no, como parecería lógico en un mercado cuyos activos de producción han sido financiados por los consumidores, por un operador independiente que dispusiese libremente de la electricidad producida para optimizar el precio final—, estas utilizan el agua, pautando sus ofertas para casación, para sustituir la tecnología más cara (que hoy es la electricidad generada por gas); de forma que la electricidad que sale del mercado hacia hogares y empresas, aunque proceda de un embalse hidráulico, se paga al precio de la central de ciclo combinado, en torno a los 60 euros MWh.
Imaginemos que, en vez de las tres grandes compañías eléctricas que se reparten la mayor parte del mercado, fuesen empresas cárnicas con manos libres para fijar los precios del producto que se compone de varios tipos de carne mezclada que se vende en paquetes uniformes. Pongamos que el precio se marca teniendo en cuenta el valor de la carne más cara (por ejemplo, el buey Kobe, a 100 euros el kilo), que ese tipo de carne sea una parte insignificante del total de carne vendida y el 99 % restante fuesen despojos que se pueden conseguir por un euro el kilo. Conclusión: negocio redondo en el que los beneficios serían inmensos. Son inmensos. Más o menos así funciona el mercado eléctrico.
ResponderEliminarSe necesita una política energética que, utilizando mecanismos de competencia, promueva el despliegue de centrales renovables (mediante subastas con contratos a largo plazo al precio ganador), sistemas de distribución inteligentes, instalaciones de recarga y vehículos y transporte eléctrico. Además hay que afianzar la intermitencia y aleatoriedad de las renovables con una gestión unificada del almacenamiento, especialmente de las grandes hidroeléctricas.
ResponderEliminarPara reducir los precios al consumidor eléctrico, también hay que eliminar cargas fiscales, concebidas como impuestos a las empresas para compensar beneficios extraordinarios, pero que luego han sido trasladadas a los precios finales. Y por supuesto, acabar de una vez con dichos beneficios extraordinarios, remunerando a las centrales hidráulicas y nucleares en función de sus costes.