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La primera subasta de interrumpibilidad. Parece que ha primado la facilidad para interrumpir frente a la necesidad de lograr precios competitivos. Algo hay que cambiar

La pasada semana se celebró la subasta de interrumpibilidad organizada por REE. Los resultados más relevantes se recogen en el cuadro a continuación, y me voy a apoyar en ellos para razonar y reflexionar. Los datos son todos oficiales, salvo los precios de salida, que me los han comentado. Primero voy a resumir mi opinión sobre los resultados, pensando en el  Ministerio, REE y empresas para, luego, reflexionar porque a mi juicio ha pasado lo que nos temíamos que podía pasar, que primarían las interrumpibilidades baratas frente a las necesarias para competir. Creo que hay que volver al diálogo, una vez vivida la experiencia de esta primera subasta.

Imagen1Una reflexión sobre opiniones del Ministro Soria: Me han preocupado mucho los comentarios en el sentido de que todas las empresas han acudido a la subasta “en las mismas condiciones” y que la situación interna de la compañía depende “única y exclusivamente de la propia empresa” y que “no hay que establecer ningún tipo de vinculo entre las decisiones que se tomen en el ámbito interno de una empresa, sea cual sea, y un mecanismo que el Gobierno ha aprobado y que introduce mayor competencia entre las empresas”

¿Por qué me han preocupado? Porque si todas las empresas interrumpibles fuesen parecidas el Ministro tendría razón, pero me temo que no le han explicado suficientemente que cara a la competitividad eléctrica las empresas interrumpibles son muy distintas, y que hay que tener en cuenta SUS condiciones tecnológicas, el peso de la electricidad en SU valor añadido, SU dependencia real de la exportación, etc, y que no hay UN precio eléctrico competitivo, sino uno para cada producto. O sea, tiene razón el Ministro cuando dice que la subasta introduce mayor competencia entre las empresas a la hora de valorar la interrumpibilidad, pero hay que tener en cuenta que las empresas no se dedican a “fabricar” interrumpibilidad, sino acero, cobre, aluminio, papel, cemento, química, gases, etc, y ahí si compiten bien contando con la interrumpibilidad como herramienta de competitividad, pero no como objetivo.

¿Qué ha pasado?: Tal como yo lo veo, si para unos interrumpir es fácil y hay casos en los que su competitividad eléctrica está incluso conseguida, mientras que otros están en el extremo contrario en ambas cosas, la subasta da más poder a los primeros, a los que les bastan precios de interrumpibilidad que para los otros son inviables, con lo que se pierde el objetivo clave de la interrumpibilidad regulada, que fue siempre que cada empresa encontrase SU propio equilibrio entre el esfuerzo para interrumpir y la compensación necesaria para conseguir SU competitividad, dentro del margen global de valoración anual del producto interrumpibilidad.

Los resultados globales: Me imagino que para REE todo bien. Subasta más rápida que lo esperado, toda la potencia colocada y precios bajos, pero para las empresas no. Importante que en el producto 90 MW una empresa sólo colocó la mitad de lo esperado, porque se asignaron 9 mientras que las empresas pretendían 12. ¿Cómo se soluciona esto, porque no creo que en un año, salvo cierres, puedan conformarse con 9?. Y en el producto 5 MW una veintena de empresas fuera, y las de dentro a un precio infinitamente inferior al preplanteado incluso en el BOE. O sea, parece que se confirma que las empresas de interrumpibilidad con baja importancia en sus resultados, o las que les es fácil interrumpir, tienen peso suficiente para conducir a este resultado, que por tanto se repetirá?¿Y qué hacemos con las empresas excluidas pero tecnológica y funcionalmente competitivas salvo en precios eléctricos… que cierren?

Precios y productos: Entiendo que para la gestión de REE se valore en positivo un nivel alto de potencia interrumpible a nivel empresa, y que por eso el producto 90 MW sea más caro de salida que el 5 MW, pero eso no justifica la diferencia de precios medios finales, que probablemente responde a lo que hemos comentado antes. En el producto 90 las empresas no son iguales pero tecnológicamente todas muy complejas y supersometidas a competencia global, luego la competitividad via interrumpibilidad tiene que valer lo que vale para ellas, pero en el producto 5 hay mucha variedad de sector, tamaño y condición, luego el precio ha podido estar muy influido por la interrumpibilidad fácil, con lo que el producto 5 MW supone el 60% de la potencia asignada, pero menos de un tercio del coste global.

Pero hay más. Voy a poner un ejemplo que me lleva a la conclusión de que en esto de los bloques hay que hacer algo: Imaginemos dos empresas del mismo sector, una capaz de ofrecer el producto 90 y la otra, un poco más pequeña, que por ejemplo “sólo” puede ofrecer 80 MW, para lo cual consigue adjudicarse en la subasta 16 productos 5 MW. El resultado final es que una obtiene una compensación por interrumpibilidad de 26.5 millones de € y la otra 7,5 millones de €, creando un problema de competencia interna en el propio sector provocada por una cosa regulada y, además, esos 10 MW interrumpibles valdrían 1,9 Millones de €, 5,5 veces más que el precio de salida. Aunque el número 80 es un invento mío, me consta que hay problemas de este tipo al menos en siderurgia y química.

La subasta “complementaria”: No me atrevo a opinar. Por supuesto podría valer para reincorporar empresas que resultaron excluidas, pero no veo cómo conseguir precios suficientes para ellos que no provoquen protestas de los ya “adjudicados” la semana pasada. Y que sólo sirva para resolver el problema del producto 90 MW me parecería injusto.

Mi propuesta: Recordar que el esquema base no buscaba una interrumpibilidad barata,  sino un esquema de colaboración empresas-REE neutro, ahorro en el diseño y gestión del sistema comparable a lo recibido por las empresas. En estos momentos puede parecer que la interrumpibilidad no es imprescindible, pero no es lo único en lo que la gran industria puede colaborar con REE a cambio de garantía de competitividad. Pero ante lo que ha pasado en la subasta se me ocurre:

  • Aprovechar la experiencia para replantear el formato de la subasta, de forma que no sea la tecnología la que eche a las empresas y que la frontera 5-90 no cause problemas intersectoriales.
  • Buscar nuevas posibilidades de gestión de demanda no para que aumente el coste anual, sino para que las empresa y REE puedan encontrar nuevos caminos cuya suma a nivel empresa pueda ayudar a resolver los problemas que ha generado la subasta.
  • Aunque en algunos sectores solo tenemos una empresa, ¿se podría pensar en subastas de interrumpibilidad a nivel sectorial, aplicando a todos el mejor precio resultante para ahorrar?. Francamente, no lo he pensado lo suficiente, pero ahí queda.
  • Supongo que una cosa como esta no se resuelve de aquí a final de año, pero no veo dificultades para prorrogar durante por ejemplo un trimestre el esquema de pagos previo a la subasta, limitado a lo presupuestado para 2015, y dedicar estos cuatro meses a corregir los problemas que han aparecido con la subasta
  • ¿Cómo? Volviendo al diálogo que ha presidido siempre todo lo referente a interrumpibilidad, incluidos los últimos 12 meses.
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Los objetivos 2030 sobre cambio climático asumidos por el Consejo Europeo el 23-24 de octubre 2014 endurecen las condiciones de gestión de las empresas. Gobierno y empresas tienen que empezar a trabajar

El Consejo Europeo celebrado los 23-24 de octubre aprobó la propuesta de la Comisión de pasar del 20-20-20 el año 2020 a un 40% de reducción de CO2 y un 27% de renovables en 2030. Respecto de la eficiencia, en principio sin definir, tras el Consejo  se plantea un 27% de mejora, y se contempla un 30%. Todo ello se refleja en el documento de conclusiones publicado el 24

http://www.consilium.europa.eu/press/press-releases/latest-press-releases/newsroomrelated?bid=76&grp=25371&lang=es

El origen de todo esto parte del compromiso de la UE de presentar su contribución a la mejora del cambio climático durante el primer trimestre de 2015, dentro del plazo acordado en Varsovia por las Partes en la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, con la intención de lograr un acuerdo global sobre el clima en la reunión a celebrar en París en diciembre 2015.

O sea, queda claro que la presión medioambiental sobre la industria va a seguir muy viva durante 15 años, por lo que me parece conveniente repasar aspectos clave que España tiene que seguir cuidando, impulsando o inventando para no perder competitividad. Para hacerlo más fácil, primero voy a esquematizar y resumir las conclusiones del Consejo UE sobre el CO2 y su comercio, las renovables y la eficiencia, para luego aportar alguna reflexión sobre la situación española, y acabar con  propuestas.

Consejo UE: CO2. Reducción de emisiones y régimen de comercio:

  • El Consejo Europeo ha refrendado el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de la Unión por lo menos un 40 % en 2030 con respecto a los datos 1990
  • El principal instrumento europeo para alcanzar este objetivo será un régimen de derechos de emisión (RCDE) reformado y que funcione correctamente.
  • La asignación gratuita de derechos de emisión se mantendrá después de 2020 mientras otras economías importantes no realicen esfuerzos comparables
  • El factor anual de reducción del límite máximo de emisiones permitidas pasará del 1,74 % al 2,2 % a partir de 2021.
  • Los indicadores que regirán las asignaciones gratuitas se revisarán periódicamente en función de los progresos tecnológicos en los sectores de actividad respectivos.
  • Se tendrán en cuenta los costes tanto directos como indirectos de las emisiones de carbono, en consonancia con las normas de la UE sobre ayudas públicas.
  • A fin de mantener la competitividad internacional, es importante que las instalaciones más eficientes en estos sectores no tengan que asumir costes de carbono excesivos que den lugar a fugas de carbono.
  • Las asignaciones futuras deberán garantizar una adaptación más adecuada a las variaciones de los niveles de producción en los diferentes sectores.
  • Se tendrá en cuenta la necesidad de garantizar unos precios asequibles para la energía y de evitar beneficios sobrevenidos.

Consejo UE: Fuentes de energía renovables:

  • Se fija el objetivo mínimo del 27% de cuota de energías renovables dentro del consumo total de energía de la UE en 2030.
  • Este objetivo será vinculante a escala de la UE, sin impedir que los Estados miembros fijen sus propios objetivos nacionales más ambiciosos y apoyen su consecución, en consonancia con las directrices sobre ayudas públicas.
  • La integración de niveles cada vez mayores de energías renovables intermitentes requiere un mercado interior de la energía más interconectado y un respaldo adecuado, que debe coordinarse según sea necesario a nivel regional.

Consejo UE: Eficiencia energética:

  • Se fija a escala de la UE un objetivo indicativo consistente en que la eficiencia energética mejore al menos en un 27 % en 2030 con respecto a las previsiones de consumo energético futuro sobre la base de los criterios actuales.
  • Se revisará antes de 2020, teniendo en mente un nivel del 30 % para la UE.
  • La Comisión propondrá sectores prioritarios en los que puedan cosecharse ganancias significativas de eficiencia energética.

Consejo UE: Realizar un mercado interior de la energía que funcione plenamente y esté plenamente conectado:

  • La Comisión Europea, respaldada por los Estados miembros, tomará medidas urgentes para alcanzar un objetivo mínimo del 10 % de las interconexiones de electricidad existentes a más tardar en 2020, incluso un 15% en 2030, al menos para los Estados miembros que no hayan logrado un nivel mínimo de integración en el mercado interior de la energía, los Estados Bálticos, Portugal y España
  • La Comisión revisará los avances e informará al Consejo Europeo en relación con todas las posibles fuentes de financiación, incluso las posibilidades de financiación de la UE, para garantizar el cumplimiento de dicho objetivo del 10 %.

Los esfuerzos comparables: El reciente pacto CO2 EE.UU-China, que es el que van a defender en Paris 2015, supone para EE.UU un -25% en 2030 respecto de 2005 y para CHINA empezar a bajar emisiones a partir de 2030. Obviamente los esfuerzos no son comparables y si, además, sabemos que las emisiones UE son sólo el 10% del total mundial, y CHINA+EE-UU casi el 50%, ¿se planteará la UE un reajuste de los nuevos objetivos? Ojalá alguien con información crea que si.

Mi primera reflexión marco: El documento vuelve a dejar claro que Bruselas sabe que sus propuestas medioambientales afectan a los precios energéticos y a la competitividad, pero a mi me parece que se van perfilando criterios que le “permiten” sus fuertes posicionamientos medioambientales largo plazo. Algunos ejemplos:

  • El concepto energía competitiva se cubre con el de “precio asequible”.
  • es importante que las instalaciones más eficientes en estos sectores no tengan que asumir costes de carbono excesivos”. Nadie, ni el más eficiente, puede contar con sobrecostes 0, y el cuanto se irá definiendo.
  • Una vez diseñadas las “guidelines” para ayudas públicas en temas medioambientales y energéticos para el periodo 2014-2020, que incluyen su adaptación cara a 2030, Bruselas puede plantear sus propuestas con más tranquilidad puesto que los gobiernos pueden sacar adelante a sus sectores más afectados mediante ayudas públicas legales. (Dediqué el artículo del mes de julio a este tema)
  • Las interconexiones, necesarias para la “integración de niveles cada vez mayores de energías renovables intermitentes”, reciben un impulso importante luego el objetivo de renovables puede subir al 27% en 2030.

Mi visión de España ante estos cuatro criterios:

  • La electricidad “asequible”: Suponiendo que la reforma eléctrica logra el déficit de tarifa 0 y rebaja la factura de las renovables al entorno de los 7.000 Millones €/año, para una demanda final en el entorno de los 235 TWh/año el sobrecoste se va hasta los 30 €/MWh, y así hasta cubrir las primas que faltan hasta el final de vida útil de las tecnologías renovables, unos 150.000 Millones de €.
  • Obligar a pagar al más eficiente por temas CO2: No lo entiendo. Si el mercado de derechos se inventa para obligar a la empresa a reducir emisiones para ahorrar costes, y yo ya he hecho lo más posible, ¿por qué tengo que pagar CO2?¿por existir como empresa, aunque sea eficiente?¿solo para que el mercado CO2 alcance dimensión suficiente?
  • Las ayudas públicas como solución: Es una muy mala solución cara al mercado interior UE de los diversos productos, porque algunos países tienen margen positivo de déficit y otros, como España, están todavía ajustándolo a la baja, luego es previsible que las compensaciones por sobrecostes derivados del esquema medioambiental diseñado por Bruselas sean distintas para empresas comparables según el país. O sea, ¿Dónde queda el mercado único UE, la base de la UE?
  • El mercado interconectado: Las interconexiones suficientes son imprescindibles para que el mercado UE funcione, pero no es la única condición. Supongamos que si funciona, y que Francia absorbe un flujo de renovables españolas, ¿quién pagará esos 30 €/MWh de sobrecoste de la electricidad renovable española?¿alguien piensa que los franceses?. Y al mercado eléctrico UE le pasan otras cosas. Por ejemplo, el precio medio OTC (Platts) enero-septiembre 2014 para el contrato año siguiente ha sido en Alemania de 35,30 €/MWh, en Francia 42,41 €/MWh y en España 48,57 €/MWh. ¿Es esto un mercado entre Alemania y Francia?¿Y la presión a la baja de las renovables sobre los precios en España?

Mi conclusión: La industria básica española y el gobierno llevan años de esfuerzos increíbles para digerir la apuesta renovable, uno intentando déficit 0 y que el precio resulte “soportable” y los otros haciendo lo imposible para pagarlo y seguir vivas, luego quiero pensar ya hay mucha experiencia, y como queda mucho tiempo y las  empresas necesitan visibilidad a largo plazo, lo lógico sería que por fin ambas partes se sienten para llegar a un planteamiento largo plazo analizando a la vez las tres partes clave, lo regulado, el nuevo asunto de las ayudas públicas y el mercado, para que la suma de las tres conduzca a ese precio competitivo con el esfuerzo de todos.

  • La parte regulada: No se trata sólo de los accesos, sino también el CO2, la interrumpibilidad, las condiciones de gestión, el tratamiento de las cogeneraciones, el conjunto de impuestos, centrales y autonómicos, etc. Hay mucho que hablar.
  • Las ayudas públicas: Hay que empezar porque las “guidelines” prevén 14 motivos de ayuda, 65 sectores y empresas en otros 150 sectores. Todo depende de Hacienda, y habrá que convencerles empezando por el CO2 indirecto, que ya está en marcha. Pregunto: ¿Se han hecho las cuentas a nivel sectorial y agregado?. No creo que la suma pueda llegar, ni de lejos, a ser un problema para los presupuestos anuales pero, en todo caso, mucho menos problema para Hacienda que los causados por empresas tendiendo a cerrar.
  • El mercado interconectado: Por supuesto a favor, pero en el día a día en España sigue sin funcionar la lógica de que las eléctricas y la industria básica se relacionen vía contratos largo plazo indexados a variables energéticas globalizadas que tengan en cuenta la situación y mix de las empresas ofertantes y las necesidades y capacidad de compromiso de las industrias consumidoras, que es lo normal en el resto de Europa. Hay que impulsarlos.

Carta abierta de la siderurgia europea a los Jefes de Gobierno y Presidentes de la Comisión y Parlamento, pidiendo compromiso concreto de que los objetivos medio-ambientales UE no irán en contra de la competitividad de la industria eficiente

La semana pasada el diario El Pais publicó una carta abierta firmada por los CEOs de 60 grupos siderúrgicos europeos y dirigida a los Jefes de Gobierno y Presidentes del Parlamento Europeo, de la Comisión y del Consejo Europeo. Aunque está firmada por siderúrgicos, sus propuestas y conclusiones se refieren a toda la industria manufacturera eficiente europea. De la carta voy a empezar con algunos datos aportados para, a continuación, destacar reflexión, argumento y solicitud concreta, copiadas directamente en cursiva. Luego añadiré algunas reflexiones mías sobre eficiencia y competencia.

LA CARTA

Datos: (no siempre referidos a la siderurgia)

  • La industria intensiva en consumo energético da empleo directo a 4 millones de personas. (que yo creo que perfectamente se pueden multiplicar por 2 para incluir el empleo indirecto)
  • El régimen de derechos de emisión de CO2 de la UE, tal como está planteado, podrá suponer para la siderurgia europea entre 70.000 y 100.000 millones de € en el periodo 2020-2030
  • Los precios de electricidad que paga la industria europea ya son del orden del doble de los que se pagan en otras regiones geográficas

Reflexión; Una ambiciosa política europea en materia de lucha contra el cambio climático requiere de una política que impulse una industria sólida capaz de proporcionar los productos, puestos de trabajo e ingresos necesarios para que su aplicación pueda llevarse a cabo con éxito…

…Nuestros productos y sus aplicaciones, así como nuestros empleados, constituyen los cimientos para una sociedad europea próspera, con reducidos niveles de emisión de dióxido de carbono y elevada eficiencia energética.

Argumento: ¿Acaso es pedir demasiado que al menos los fabricantes europeos más eficientes en términos de emisiones de CO2 no deban verse confrontados a una situación de desventaja competitiva frente a sus competidores a escala mundial, por efecto de las políticas de la UE en materia de lucha contra el cambio climático?

Solicitud: Lo que solicitamos de la cumbre de la UE que se celebrará los días 23 y 24 de octubre 2014 es sencillo: que se concrete una orientación clara que establezca que el nuevo marco de actuación sobre cima y energía de la UE no imponga a las industrias europeas más eficientes costes directos o indirectos vinculados a las emisiones de CO2 que mermen su competitividad a escala mundial.

REFLEXIONES SOBRE EFICIENCIA

Como se ve, hay varias referencias a las empresas eficientes, y se centra el problema en los sobrecostes relacionados con las emisiones de CO2 en unas empresas, todas, sometidas al Régimen de Comercio de Emisiones, sobrecostes que sus competidores a nivel mundial no tienen que soportar. Pero hay que recordar que la reducción de emisiones de CO2 es para la UE la clave de toda su filosofía energético-medioambiental, y que consideran el Régimen de Comercio de Emisiones como catalizador tecnológicamente neutro, rentable y a escala de la UE de inversiones hipocarbónicas.

Y es esta “definición” del comercio de emisiones CO2 lo que me ha hecho tratar de distinguir entre los orígenes de la eficiencia empresarial, energética y no energética.

Para hacerlo fácil, y partiendo de la base de que en una empresa la eficiencia se consigue con personas controlándose a si mismas y gestionando tecnologías y equipos, propongo dos esquemas cada uno con dos posibilidades:

  • Eficiencia alcanzada con tecnologías horizontales o específicamente sectoriales
  • Eficiencia alcanzada por presión regulatoria o impuesta por la competencia global

Un ejemplo fácil de eficiencia conseguible vía regulación puede ser el paso de bombillas incandescentes a leds, que evidentemente se puede regular sin problemas porque el usuario de esa nueva tecnología sólo tiene que cambiar la bombilla por el led, y ya está, con la eficiencia garantizada en cuanto active el interruptor igual que siempre, sin ninguna mejora de gestión.

Pero en el otro extremo, cuando hablamos de tecnologías sectoriales muy específicas, las cosas cambian porque, primero, las posibilidades de elegir tecnología están muy limitadas, si es que existen, segundo porque hay muy pocas personas que saben entenderlas, aplicarlas y mejorarlas, y la mayoría están en las empresas, desde luego no en el regulador, y tercero, cuando hablamos de las empresas que las aplican en un mundo globalizado, es la competencia con empresas comparables la que obliga a mejoras en la gestión de esas tecnologías, o sea la eficiencia empresarial, ya que de esa gestión depende llegar a una  eficiencia suficiente para seguir compitiendo o a la desaparición de la empresa.

Todas las empresas a las que hace referencia la carta, intensivas en energía, están en esta opción, por lo que no entiendo que Bruselas se siga creyendo diez años después (el comercio CO2 empezó en enero 2005) que un sobrecoste vía comercio de emisiones interno UE provocaría inversiones hipocarbóricas en estos sectores. Es más, aunque existiesen y fuesen  viables esas posibles tecnologías hipocarbónicas para producir acero, metales, cemento, química básica etc, tardarían años en desarrollarse y otros más en expandirse y, mientras, sus competidores fuera de la UE encantados porque tienen a su favor la ventaja de no costes CO2 y, por tanto, perspectivas de crecimiento en el mercado global, porque las inversiones en la UE tenderán a desaparecer si Bruselas no entra en razón y, por tanto, para nada pensando en nuevas tecnologías.

Y vuelvo a preguntarme, ¿por qué Bruselas sigue metiendo en el mismos saco a toda la industria, a la que le bastaría con los led y a la industria básica, la que necesita competir para vivir?

LAS “CESIONES” DE BRUSELAS: Es cierto que Bruselas ha asumido que hay que tener cuidado con los sectores más sometidos a competencia global y, para ello, en el coste del CO2 indirecto, el incluido en las facturas de la electricidad, autorizó dineros públicos para compensarlos, pero siempre bajo un esquema lleno de fórmulas y coeficientes cuyo resultado es que la industria consumidora nunca recupera el 100% del sobrecoste CO2 de la factura eléctrica. Y en el caso del CO2 directo, el emitido por la empresa, Bruselas mantiene derechos gratuitos de emisión de CO2 pero también con coeficientes reductores, al principio del 1,74% cada año y, a partir de 2020, del 2,2%, y sin que nadie sepa cuanto será dentro de 5 años, por ejemplo.

OBJETIVOS 2030: En CO2 pasar de un -20% en 2020 a un -40% en 2030, en ambos casos en comparación con 1990. El primer objetivo supone reducir un 20% en 30 años, pero el último bajar un 20% adicional en sólo 10 años, es decir un esfuerzo anual 3 veces superior, y más de la mitad de ese esfuerzo se quiere conseguir a través del comercio de emisiones. O sea, Bruselas sigue queriendo presentarse al mundo como líder en la solución del cambio climático  pero no queriendo asumir que la globalización económica no permite objetivos contrarios a la competitividad. Por cierto, ¿es líder la UE en cambio climático?¿tiene una voz única?¿con quién negocian USA o China? Las respuestas son evidentes.

ULTIMA REFERENCIA A LA CARTA:  Esta claro que estoy 100% de acuerdo con ella, incluso cuando reclaman que lo que yo he llamado “cesiones Bruselas” se aplique al 100%, sin coeficientes, a las empresas más eficientes, pero lo que me preocupa es que si la siderurgia, un sector tan amplio y con tantos años de experiencia en todo el mundo, decide en Europa mandar una carta abierta a los Jefes de Gobierno y a los presidentes de la Comisión, el Parlamento y el Consejo, lo que pasa es que la relación técnica con la Comisión no sirve para nada, y eso no puede ser.

REFLEXIÓN FINAL: Bruselas no se puede mantener como un thinktank de ideas superavanzadas, acertadas o no, sin ningún contacto real con los afectados por esas ideas, y con desprecio total del mandato de la globalización, que también afecta directamente a esos planes porque solo una Europa competitiva podrá pagar la puesta en marcha de esas ideas, aunque sean buenas. Insisto, no puede ser pero, como soy optimista, quiero pensar que haber unido medioambiente y energía  en la Comisaría encargada a Miguel Arias Cañete podría ser un primer paso en sentido positivo. Ojala pero, desde ya, hay que corregir lo que hay que corregir Y, como primer paso, hágase caso a lo solicitado en la carta, que es simple, concreto y útil, y seguirá reforzando la eficiencia y competitividad de la industria europea, esa que se quiera que crezca.

La CNMC ha publicado en el BOE la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad. La herramienta técnica es buena, pero la falta de diálogo con la industria consumidora crerá problemas.

El siguiente párrafo, en cursiva, que copio de la Circular publicada en el BOE el 19 de julio pasado, resume los motivos y objetivos de esta nueva metodología de cálculo de los peajes:

La metodología de peajes de transporte y distribución establecida en la presente Circular consiste en la definición de unas reglas explícitas para asignar los costes del transporte y la distribución de forma objetiva, transparente, no discriminatoria y siguiendo criterios de eficiencia en el uso de las redes…incentivando el uso de redes en periodos donde la saturación de redes es menor y desincentiva el uso de las redes en periodos horarios de mayor demanda del sistema eléctrico donde la probabilidad de saturación de las redes es más elevada.

Dos cosas a destacar, que hablamos específicamente de los costes de transporte y distribución, aislándolos del resto de costes regulados, y que la metodología no los evalúa sino que establece un procedimiento matemático para distribuirlos entre la potencia y energía demandadas por cada uno en función de la tensión de alimentación y los diferentes periodos horarios a partir de unos  valores absolutos determinados por el Ministerio.

Como herramienta de trabajo la metodología me parece bien planteada, pero a la hora de definir el número de horas punta y su distribución, los meses de temporada alta o baja, la distribución del resto de horas y los coeficientes de imputación de coste correspondiente echo de menos dos cosas fundamentales, información amplia sobre la capacidad máxima de las redes disponibles y sobre los máximos y mínimos de potencia demandada, y diálogo suficiente con los consumidores, sobre todo con las empresas que llevan años reduciendo consumo en horas punta y aumentándolo en horas valle, porque las decisiones finales, fuerte incremento de horas punta y disminución de horas valle  va en contra de las posibilidades de gestión de esas empresas, que según datos de la propia CNMC, ahorran ahora más de 2.000 MW en la punta, y va a suponer problemas, supongo que no deseados, para las empresas interrumpibles. 

La realidad de nuestras redes y la de la potencia que distribuyen: Hay que recordar que las redes no se ponen o quitan en función de la demanda. Pasa como con las carreteras, están siempre puestas, por la noche vacías y a algunas horas de algunos días saturadas. Para ver esa foto de las redes peninsulares,  no tengo información sobre capacidad de las redes de transporte y distribución, pero si puedo aportar datos de REE de las potencias  máxima y mínima demandadas en la península en 2012, para hacernos una idea.

43.527 MW     Máxima instantánea el 20 de febrero a las 20:21 horas

17.664 MW     Mínima instantánea el 26 de diciembre a las 03:52 horas

28.734 MW     Media necesaria para atender la demanda en barras de central

Son datos 2012 porque la metodología utiliza ese año. El máximo está recogido en los informes de REE, el mínimo es el menor dato de demanda que he encontrado en 2012 revisando los datos diarios de REE y la media es el resultado de dividir el consumo peninsular 2012 en barras de central por las 8.760 horas del año. Es decir, las redes han sido más que capaces de asumir 43.500 MW, un instante, pero el resto del tiempo están muy infrautilizadas.

Imagen6En cuanto a la curva de consumo diario aporto dos, la de la izquierda es la normal en días laborables desde septiembre a mediados de mayo, con dos jorobas la de las +/-20h unos 1.500-2.000 MW más alta que la otra, a las +/- 11h, y la de la derecha la equivalente  en
los días laborables en verano, con una sola joroba +/- a las 12-13h. pero siempre claramente más baja que la de las 20h de invierno.

Una aclaración, las escalas no son las mismas: la punta de la izquierda eran los 43.527MW, y la la de la derecha, mes de junio, era solo 33.672 MW.

El resumen de información más destacable que aporta la CNMC en cuanto a potencias demandadas está recogido en el cuadro 18, Imagen7centrada en la máxima potencia demandada en los 6 periodos y la hora a la que se produce, y en dos calendarios distintos, el actual y el que propone en la metodología, con cambios diversos que, al final, a efectos prácticos se concretan  en el aumento las horas punta, periodo 1, de 644 a 832, porque pasan de 6 al día laborable, en los meses de diciembre, enero y febrero, a 8 al día incluyendo noviembre y marzo como meses con horas punta, y bajando las horas valle, periodo 6, de 5000 a 4664 al no considerar agosto como mes valle.

La verdad es que entiendo poco este cuadro porque, si lo que se pretende es ajustar a la baja los consumos en horas punta, periodo 1, no veo mucha ventaja en saber que la demanda máxima en los periodos 2 a 5 se produce por la mañana o a medio día, con niveles de entre 35.000 y 40.000 MW, si ya sabemos que los 43193 MW de la punta se pasaros con margen de seguridad suficiente y que los 38300 del periodo 6 sería un sábado de mucho frio, porque lo que hay que rellenar empieza en el mínimo del año, los 17600 MW .

La falta de diálogo con la industria que lleva décadas gestionando demanda: Estoy hablando de falta de diálogo, no de información, porque la memoria aporta un cuadro, que copio a continuación, con las potencias contratadas por periodos y tensiones en 2014, que me parece que demuestra que los datos base estaban encima de la mesa.

Imagen5Los niveles de tensión son los en vigor, NT0  <1000V, NT1 de 1000 a 36000, NT2 de 36000 a 72500, NT3 de 72500 a 145000, y NT4 >145000, y los números demuestran que al menos algunas de las empresas conectadas a NT3 y NT4 cumplen las dos condiciones, rebajas de demanda en periodo 1, la punta, y subidas en el periodo 6, el valle, con una diferencia de nada menos que 2.126 MW, un 5% de la punta. Además son bastante indiferentes al resto de periodos en los que si la potencia sube es, más que probablemente, por la exigencia legal de potencias crecientes periodo a periodo. Visto esto, desde la perspectiva del consumidor industrial, el agente de la gestión, ¿por qué seis periodos?

No todas las empresas alimentadas a esos niveles de tensión pueden asumir esos cambios de potencia porque sus condiciones técnicas lo impiden salvo, quizá, con periodos de punta muy cortos, pero las que si lo hacen han venido invirtiendo y aprendiendo a organizar sus instalaciones para demandar más en el 6 y menos en el 1, y no pueden soportar de golpe aumentos de las horas punta porque producirán menos y si, a la vez, baja el número de horas valle pues peor, porque disminuye la posibilidad de producir más con luz más barata para compensar el coste de esa gestión. Para que se entienda, antes de la crisis había quienes funcionaban con potencia P1 un 10% de la potencia P6.

Pues bien, eso es lo que se ha hecho, y sin ningún diálogo o consulta específica, y se lo he preguntado a varias empresas. Por supuesto que ha habido el trámite de audiencia obligatorio a través del Consejo Consultivo de la CNMC, pero no estoy hablando de ese trámite sino de que igual que la CNMC ha pedido y recibido información de los agentes eléctricos, debería haber hecho lo mismo con los agentes consumidores con experiencia en eficiencia y gestión de demanda, porque de eso saben más que la CNMC.

La falta de diálogo con la industria interrumpible: Y la reducción de horas periodo 6 afectará a las empresas interrumpibles porque una de las condiciones para poder ser interrumpible es que el consumo en periodo 6 sea superior al 55% del total, y el nuevo periodo 6 se queda en el 53% del total de las horas del año, mientras que antes estaba en el 57%. ¿Por què se puso ese límite? Pues porque una empresa de consumo plano todo el año es positiva para la eficiencia de uso de la red sólo por ese motivo, y se dejó un pequeño margen, ese 2%, como seguridad ante incidentes, pero ahora ese margen ha pasado a negativo. Es obvio que si hubiese habido ese diálogo esta situación no se hubiese producido, al menos sin solución concreta,  porque no creo que la CNMC haya pretendido eliminar la interrumpibilidad de forma indirecta.

Mi conclusión: Lo que ha pasado creo que refuerza mi insistencia en que la CNMC, el regulador independiente, tiene que ganar formación técnica para entender a la industria consumidora y, además, incorporarla como norma en sus esquemas de diálogo y solicitud de información, como hace ahora con los eléctricos. Y es que decidir sin más aumentar el número de horas punta para el ajuste a la baja de la demanda máxima puede acabar en un fiascono, ¿O es que el objetivo es otro , más recaudación?. Quiero pensar que no.

Un ejemplo de la necesidad de experiencia industrial y diálogo: No pretendo dar clases a nadie sino, como siempre, justificar mis afirmaciones y, para ello, esta vez invento una teórica propuesta a debatir consistente en que, partiendo de un dato razonable de margen de potencia a favor de REE, intentar que las horas punta de calendario se limiten solo a las de mayor probabilidad de generar los máximos, la joroba de la tarde en invierno, e intentarlo sólo con tres horas punta de calendario por dia laborable de diciembre a febrero a partir de las 18:30h. Y ante el riesgo de que, alguna vez, la punta se produzca antes o después, ofrecer a REE fórmulas adicionales para que su margen pueda permanecer intacto por si aparecen problemas sobrevenidos. La primera, por ejemplo, dada la enorme experiencia de REE a la hora de predecir demandas, aceptar una cierta movilidad de esas tres horas de forma que puedan ser de 18 a 20 horas o de 20 a 22 horas, o un día de marzo, si REE prevé que la punta de demanda se va a desplazar respecto del calendario establecido y lo avisa con antelación suficiente. Y la segunda, por si acaso la punta se retrasa por sorpresa, aceptar mantener la potencia P1, a solicitud de REE, hasta que se supere esa punta esa vez. O sea, algo normal en las “smartgrids”. Y la tercera, por supuesto,.la interrumpibilidad, que desde luego no se ha tenido en cuenta en la metodología.

Y si funciona, y se consigue que las dos jorobas sean normalmente iguales, vuelta al diálogo y nueva solución.

Espero que haya quedado claro que una propuesta como esta sólo sería negociable en un marco franco entre la CNMC, REE y las empresas si el regulador contase con expertos capaces de razonar desde la perspectiva industrial y en un clima de confianza con los representantes de la industria. No me refiero a REE en este sentido porque las dos cosas son ya una realidad.

 

Las Guidelines de abril 2014 sobre ayudas de estado por razones ambientales o energéticas. Algunos datos, preguntas y reflexiones, porque creo que pueden afectar negativamente al concepto de mercado interior UE y a la industria española.

Como ya expliqué hace un par de meses, en abril la Comisión Europea publicó las Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014-2020. http://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/eeag_en.pdf , que prevén su entrada en vigor el 1 de julio de 2014 y durar hasta el fin de 2020. Entonces me limité a razonar sobre la gestión de demanda, para mi positiva, pero esta vez, tras revisar el conjunto de ayudas previstas, creo que abrir la puerta de ayudas estatales directas a un inmenso bosque de empresas traerá problemas de discriminación entre empresas y de fallos del concepto de mercado único UE, que queda garantizado con el artículo 107 del Tratado de la UE que, en principio, prohíbe cualquier ayuda pública que pueda falsear esa competencia. El documento, que justifica las ayudas por la necesidad de hacer posibles los objetivos energético-medioambientales UE compensando vía ayudas públicas las pérdidas de competitividad de la industria europea, se apoya en una de las “excepciones” previstas en el artículo 107, la 3(c, que abre la puerta a ayudas destinadas a facilitar el desarrollo de determinadas actividades o de determinadas regiones económicas, pero a mi juicio la propuesta exprime esta excepción hasta el extremo porque energía y medioambiente afectan a todas las actividades. Por eso hablo del inmenso bosque de empresas.

Mi alarma ha surgido cuando he visto que se prevén 14 motivos de ayuda a energía y medioambiente, tan superhorizontales que para la aplicación de solo una de ellas, la relacionada con la compensación por la financiación de las renovables, se han identificado 65 sectores elegibles a nivel UE para recibir esas ayudas. Es decir, nos asomamos a un nuevo esquema de gestión empresarial en la que la ayuda pública será una situación “normal”, bien para recuperar sobrecostes políticos o para lanzar nuevos proyectos, lo que va en contra de ese concepto clave en la UE, mercado único competitivo sin ayudas, que es lo que ha obligado a las empresas UE, españolas incluidas, a ser eficientes y competitivas. Pero, además, el concepto de mercado único, con reglas de juego iguales para todos, podría adulterarse mucho, porque los países miembro tienen niveles de desarrollo muy distintos, con lo que su capacidad para conceder ayudas es también muy distinta y, además, unos están en crisis y otros no.

Un ejemplo fácil,: Alemania y España: Alemania tiene un PIB casi tres veces el español, superávit presupuestario y una altísima sensibilidad industrial, luego a la hora de crear un esquema de ayudas a la industria tanto para cubrir sobrecostes como para nuevas ideas, la industria alemana lo tendrá mucho más fácil que la española. Por poner algún número, si Alemania decidiese dejarse llevar al 3% de déficit público podría poner encima de la mesa para estas ayudas hasta del orden de 75.000 millones de €/año. ¿Y nuestra España, todavía ahorrando para llegar a ese 3%?.¿No supondría esto una clara posibilidad de ventajas para la industria alemana frente a la española, sea el sector que sea?¿No significaría una rotura del mercado interior UE?.¿Y si comparamos con Polonia, con un PIB 7 veces menor que el alemán? Es cierto que las Guidelines garantizan limites y condiciones iguales en cada caso para todos, pero me temo que no tienen en cuenta que unos países tienen dinero y ganas y otros problemas y déficit. De hecho la palabra crisis solo aparece una vez, en un nota relacionada con las energías renovables.

Para que se entienda mejor todo esto primero voy a copiar unos párrafos que ayudarán a entender los objetivos de las Guidelines en inglés, para no meter la pata traduciendo matices, y manteniendo la numeración de cada uno para que sea fácil encontrarlo, para acabar con razonamientos y propuestas, como siempre.

Párrafos significativos: Las Guidelines, 71 páginas, incluyen 255 párrafos numerados, múltiples notas y 5 anexos, por lo que está claro que no estoy haciendo un resumen sino destacar lo necesario para dar pié a mis argumentos. Por ello copio primero cuatro párrafos de la Introducción que, a mi juicio, centran perfectamente los motivos y objetivos de las Guidelines y luego el correspondiente a las 14 ayudas.

(4) On 22 January 2014 the Commission proposed the energy and climate objectives to be met by 2030. The pillars of the proposed framework are: i) a reduction in greenhouse gas emissions by 40% below the 1990 level; ii) an EU-wide binding target for renewable energy of at least 27%; iii) renewed ambitions for energy efficiency policies and iv) a new governance system and a set of new indicators to ensure a competitive and secure energy system.

(9) The Communication “A policy Framework for climate and energy in the period from 2020 to 2030 (the 2030 Framework) calls for an ambitious commitment to reduce greenhouse gas emissions in line with the 2050 roadmap. Delivery of this objective should follow a cost efficient approach, providing flexibility to Member States to define a low-carbon transition appropriate to their specific circumstances and encourage research and innovation policy to support the post-2020 climate and energy framework. The present Guidelines respect these principles and prepare the ground for the 2030 Framework.

(10) In these Guidelines, the Commission sets out the conditions under which aid for energy and environment may be considered compatible with the internal market under Article 107(3)(c) of the Treaty.

(18) The Commission has identified a number of environmental and energy measures for which State aid under certain conditions may be compatible with the internal market under Article 107(3)(c) of the Treaty:

  • Aid for going beyond Union standards or increasing the level of environmental protection in the absence of Union standards (including aid for the acquisition of new transport vehicles)
  • Aid for early adaptation to future Union standards;
  • Investment and operating aid for energy from renewable sources:
  • Aid for environmental studies;
  • Energy efficiency measures, including cogeneration and district heating and district cooling
  • Aid for resource efficiency and waste management:
  • Aid for the remediation of contaminated sites;
  • Aid for relocation of undertakings;
  • Aid in the form of tradable permits;
  • Aid for CO2 capture, transport and storage including individual elements of the Carbon Capture Storage (´CCS´) chain;
  • Operating aid in the form of reductions in or exemptions from environmental taxes;
  • Operating aid in the form of reductions in funding support for electricity from renewable sources;
  • Aid for energy infrastructure;
  • Aid for generation adequacy measures;

Queda claro que estamos ante un amplio marco de ayudas públicas cubriendo energía y el medio ambiente que, como son muy horizontales en su aplicación y uso, el número de empresas con derecho a esas ayudas será inmenso. De ahí mi planteamiento de que la ayuda pública, hasta ahora perseguida, pasará a ser una fórmula “normal”. No he sido capaz de evaluar, ni siquiera imaginar, el montante de esas ayudas, pero pensemos en el único dato que he encontrado: El documento calcula que las infraestructuras, redes, necesitarán hasta  200.000 Millones de € de aquí a 2020. Por cierto, ¿establecer ayuda a la reubicación de empresas es una previsión ante lo que Bruselas cree que va a pasar?.

También queda claro que Bruselas no cede en sus objetivos energéticomedioambientales, pero por fin es consciente de que la industria no los podrá ni impulsar ni soportar, a pesar de maravillas en la eficiencia. Pero lo que no entiendo es que para resolverlo simplemente abran la espita de las ayudas públicas a ese inmenso número de empresas mientras la UE parte de una filosofía de mercado único sin ayudas públicas, y no creo que las excepciones se entendiesen planteadles para un enorme número de sectores y empresas. Un dato al respecto: para que España pudiese entrar, 1986, en la Comunidad Europeo del Carbón y del Acero, el origen de la actual UE, una parte de la siderurgia privada tuvo que cerrar el 30% de su capacidad instalada como condición para que Bruselas asumiese como legales las ayudas públicas que había recibido otra parte del sector para su saneamiento en años previos. Y todo porque Bruselas tenía que compensar al resto de siderúrgicos CECA por esas ayudas, y España cumplir si o si para entrar en la CECA..

Los 65 sectores elegibles para ayudas relacionadas con los apoyos a las renovables: Para su identificación, Bruselas a aplicado dos condiciones medias UE, peso del coste eléctrico sobre el VABruto del 10% o más, y peso de la exportación UE del sector del 10% o más. Han salido 65, identificados en el anexo 3 de las Guidelines, y van desde la fabricación de zumos de fruta hasta la de aluminio. Además se establece la posibilidad para empresas no integradas en esos 65 sectores, pero con pesos del 20% y 4% respectivamente. El anexo 5 identifica más de 150 sectores que superan ese 4% en comercio exterior.

Me pregunto: ¿de cuantas empresas estamos hablando a nivel UE?¿de cuantas diferencias reales entre empresas en distintos países?¿de cuantas diferencias reales entre empresas parecidas?¿de cuantos pleitos posibles? Para mi se acerca al infinito, porque estamos hablando de ayudas públicas en mercados liberalizados.

Habría que salir del círculo vicioso: Bruselas fijó sus objetivos energéticoambientales sin valorar adecuadamente la globalización mundial y consecuente necesidad de competitividad interior; los países entraron en el juego cada uno a su aire; al cabo de mucho todos, países y Bruselas, se dieron cuenta de que hay pérdida de competitividad y que había que corregirla; Bruselas no propone la fórmula de replantear las cosas desde el principio, sino que primero la empresa pague y luego se la compense vía ayuda pública, y nunca al 100%. O sea, primero la empresa paga sobrecostes políticos y, luego, Dios sabe cuándo y cuanto, recibe ayudas públicas escasas como compensación.

Pasando de lo conceptual a lo práctico, las empresas que compiten en mercados globalizados no pueden soportar sobrecostes políticos pero, además, la capacidad de cada Gobierno para devolver dinero vía presupuesto público es radicalmente diferente. Un ejemplo ya real, el CO2 indirecto, ese que corresponde al CO2 emitido al producir la electricidad que consume la empresa, para cuya compensación Bruselas abrió la espita de las ayudas a partir de enero 2013: la reacción inmediata fue Alemania dedicando en sus presupuestos 2013 500 Millones de € a este fin, Reino Unido casi 200 y España sólo 1 Millón de €.

Como salir sin romper los objetivos ni el concepto mercado único ni tampoco el objetivo de reindustrialización: No me siento capaz de proponer soluciones a algo tan complejo, pero si me atrevo a plantear un criterio, huir de las ayudas públicas, y dos reflexiones:

  • En lo que lo que se refiere a la amenaza a la competitividad, visto que Bruselas es capaz de identificar los sectores “sufridores” años después, ¿por qué no se plantea la posibilidad de que lo haga antes, de forma que queden exonerados de la aplicación de las medidas que resten competitividad a cambio de medidas “empresariales”, eficiencia, compromisos de inversión, formación, etc?. Ya hay un ejemplo, el CO2 directo, aunque merece mejoras de diseño.
  • Y en la parte que siga requiriendo apoyos, para evitar diferencias entre países, y dado que la apuesta es UE, ¿por qué no pensar en el acuerdo y la dotación previa de un fondo específico,  para que todos los países miembro tengan las mismas posibilidades para reindustrializarse, incluidos los que más lo necesitan, entre ellos España?.

Contratos largo plazo: las eléctricas si con sus grandes proveedores pero no con sus grandes clientes. ¿Es que las eléctricas no necesitan “apoyarse” en el futuro de clientes potentes individualizados?. Parece que no.

Recientemente hemos sabido que algunas de las principales eléctricas españolas están estableciendo contratos a 20/30 años con proveedores de gas licuado americano, todavía no operativos pero si en el entorno de 2018. A mi me parece una apuesta excelente, no porque el concepto contrato gas largo plazo sea nuevo, sino por la lógica de dar salida al shale gas americano, hoy muy barato.

Es decir, nuestras eléctricas, con toda lógica, se preocupan de garantizar su futuro contando con suficiente control sobre la evolución de sus factores fundamentales, tanto cantidad como  coste, pero lógicamente esto también lo necesitan sus grandes clientes, sobre todo aquellos para los que la electricidad es factor clave de coste y competitividad y que también invierten a largo plazo. Pero en España la industria básica lleva años reclamando contratos bilaterales largo plazo, la última vez en el Foro AEGE del pasado mayo, en el que todos los ponentes industriales, representantes de multinacionales de diversos sectores, volvieron a insistir en la necesidad de electricidad “competitiva y visible” a largo plazo mediante indexaciones a parámetros energéticos internacionales, porque ambas condiciones son necesarias para que sus matrices puedan optar por España a la hora de decidir inversiones.

Lo que voy a intentar hoy es repasar la situación de los precios de mercado a los que se tienen que “atar” las empresas españolas, para acabar con reflexiones y alguna sugerencia. Los datos serán de Platts, Omie y Omip.

Una reflexión previa:Toda empresa necesita presupuestar su año siguiente, y establecer previsiones coherentes para los siguientes cinco, por ejemplo, y más si es industria básica con inversión permanente y retorno largo, luego sus factores de coste fundamentales tienen que poder predeterminarse con razonable seguridad, y más si responden a condiciones locales, como es en nuestro caso la electricidad. De ahí la necesidad de la industria básica de  contar con electricidad previsible a largo plazo tanto en disponibilidad como en precio.

Los precios “año siguiente” en Alemania, Francia y España: La información es de Platts, el mercado es OTC y corresponde al precio base y contrato año siguiente, con formato medias mensuales desde 2002. Como se ve España

Imagen3va un poco a su aire, al principio plana y cara por los compromisos de precio máximo derivados de los Costes de Transición a la Competencia, después se “pega” a los precios alemán y francés, aprovechando la subida, a partir de 2007 se sitúa por debajo, probablemente por la presión de las renovables y desde mediados 2012, hace ya dos años, los tres mercados se divorcian, Alemania apuntando a 35 €/MWh, Francia a 42 y España en 50, a pesar de que las renovables han crecido. ¿Alguna explicación para este divorcio?¿Responde al peso de las tecnologías, el carbón en Alemania y la nuclear en Francia, y el aislamiento en España?¿Existiría ese divorcio en un auténtico mercado UE?. Lo que si se es que los contratos bilaterales proveedor-cliente industrial son más que normales en Francia y Alemania, pero aquí no.

Los precios pool en España comparados con Platts y OMIP año siguiente: Los datos siguen siendo “baseload” contrato año siguiente y del precio pool diario, y el formato medias anuales correspondientes al año de consumo. Por 5eso OMIP, curva guiones, empieza en 2008 con los datos de contratación de un año antes, cuando empezó. He añadido a los precios OMIP los Platts, curva amarilla  porque, como se comprueba, son plenamente coincidentes, con lo que tenemos un periodo un poco más amplio, 11 años, para comparar la relación precio spot-precio a plazo, ambos muy variables año a año respecto de si mismos y comparados con el otro. Para evaluar esas diferencias he preparado el siguiente cuadro, que recoge los precios medios por periodos de consumo. La diferencia 2008-2013 a favor de nuestro pool respecto de OMIP año siguiente, casi un 10%, parece ir en contra de la demanda de contratos bilaterales largo plazo, pero debemos recordar dos cosas, que el contrato año siguiente no es ni de lejos un contrato largo plazo, y que en productos con larga vida liImagen6beralizada y globalizada la experiencia demuestra que los precios a muy corto plazo oscilan al alza y a la baja alrededor de la línea base de tendencia largo plazo y la media de valores spot en periodos amplios tienden a coincidir con esa línea de tendencia, pero nunca resultando sistemáticamente inferiores. En todo caso, lo que no es lógico es que una empresa para la que la electricidad es determinante tenga que presupuestar su flujo de caja sabiendo que se equivocará, porque el precio eléctrico puede duplicarse o dividirse por dos de un año para otro.

La variación interanual de los precios OMIP: Los datos utilizados en el gráfico y cuadro anteriores responden a la media anual de los valores diarios, pero eso no es lo que paga el cliente, que normalmente no contrata todos los días sino, por ejemplo, una vez al año para un consumo comprometido para el año siguiente, y aquí aparece otro problema, 4que es que los precios que se definen cada día son muy diferentes dentro del año. Para visualizarlo he preparado otro gráfico,  que recoge los máximos y mínimos de cada año de los precios OMIP contrato año siguiente, además del precio medio, y pregunto: ¿Tiene el comprador información transparente que le permita saber si esta en época de precios caros o baratos?. Yo creo que no, con lo que un industrial se puede encontrar que ha contratado para todo el año siguiente electricidad hasta un 40% más cara que su competidor, que tuvo suerte y acertó en el momento. Solución, ¿comprar todos los días la parte que toque, para asegurar por lo menos el precio medio anual? No es lógico.

Conclusión: Creo que está claro que los mercados OMIE y OMIP no garantizan “competitividad previsible a largo plazo” del precio eléctrico en España porque oscilan demasiado y por motivos coyunturales, y que las multinacionales de empresas intensivas lo necesitan para seguir invirtiendo en nuestro país ya que si lo encuentran en otros países cerca y lejos de nuestro entorno, luego es imprescindible desarrollar fórmulas contractuales que resuelvan ese problema, sabiendo que la isla eléctrica no ayuda.

¿Cómo?: Del principio de mi vida profesional, años 80, recuerdo que los siderúrgicos japoneses, país claramente importador, y los mineros brasileños, claramente excedentarios, se reunían cada equis tiempo para pactar las condiciones de contratación del mineral de hierro, y que los resultados servían de referencia para el resto del mundo. Partiendo de ese recuerdo y de la realidad de que las eléctricas grandes y la industria básica tienen experiencia más que suficiente de contratación a largo plazo de sus materias primas y productos finales, se me ocurre proponer que la CNMC prepare un grupo de trabajo que integre expertos de los dos lados y con el encargo firme de consensuar y desarrollar condiciones contractuales marco que conduzcan a una electricidad española competitiva y previsible a largo plazo y, si se detectan medidas legales necesarias para hacerlo real y útil, que el Ministerio se encargue de desarrollarlas. Seguro que hay mil fórmulas más, pero yo propongo esta porque sigo convencido de que, en estas cosas, todo es mejor a partir del acuerdo entre grandes proveedores y grandes consumidores con experiencia.

Bruselas propone un nuevo esquema de ayudas de estado por razones ambientales o energéticas y apoya la gestión de demanda. ¿Importante para la interrumpibilidad? A mi juicio si

En abril la Comisión Europea publicó las Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014-2020. http://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/eeag_en.pdf Está todavía a nivel consulta, y en 71 páginas primero reconoce que los Gobiernos tendrán que ayudar a las empresas intensivas en energía y sometidas a competencia global porque, si no, mientras la UE mantenga sus objetivos energético-ambientales se perderá industria, por mucho que se hable del objetivo de  20% de peso industrial en el PIB UE en 2020. Después, el documento establece el cómo, quien y en qué condiciones podrá recibir esas ayudas sin romper la unidad de mercado de los sectores correspondientes. Los apartados previstos como objetivo de esas ayudas son las energías renovables, la eficiencia, la gestión de residuos, el almacenamiento de CO2, la compensación de impuestos relacionados con las renovables, las infraestructuras energéticas, la adecuación de la generación, el comercio de CO2, o similar, y la reubicación de empresas. O sea, objetivos amplios y complejos, de los que hoy sólo quiero destacar que en el punto Aid for generation adequacy aparecen, entre otros, dos planteamientos relacionados con la gestión de demanda que se pueden resumir en:

  • Gestión de demanda como herramienta para que los operadores puedan complementar la generación.
  • Posibilitar que en esa “Generation adequacy” puedan intervenir operadores de otros países miembro, donde sea físicamente posible

Para España la cosa es muy directa, por nuestra experiencia en gestión de demanda y por nuestra situación de isla eléctrica. Por ello voy a agrupar por temas situaciones y opiniones recientes de Bruselas, Gobierno, REE y los empresarios para, al final, hacer reflexiones y, si caben, propuestas respecto de ambos planteamientos UE aplicados al mercado ibérico.

Imprescindible competitividad eléctrica: Aunque por fin es un tema asumido por todos, todavía no es real ni está garantizado. Bruselas la promete, los gobiernos de cada país reaccionan en función de su sensibilidad industrial, pero para la industria electrointensiva es imprescindible y de forma visible a largo plazo, porque el  coste eléctrico, pagando la electricidad a precios locales, es el factor más diferenciador al competir en un mundo globalizado.

La importancia de la gestión de demanda para España: No podemos olvidar que la globalización de la industria básica española se ha producido con unos precios eléctricos “atemperados” por la compensación al esfuerzo de gestión de demanda, la regulada en cada momento, que hacía que a más esfuerzo más compensación, ya que el concepto de “precio eléctrico competitivo” depende de sector, producto, tecnología, situación geográfica, luego es específico para cada empresa. No voy a repetir de nuevo todo lo que ya he explicado respecto de la gestión de demanda en España, pero si un resumen. Se creó en los 80 precisamente porque España se enfrentaba a problemas de escasez de potencia eléctrica instalada y la solución que se decidió fue complementar la potencia instalada vía gestión de demanda asumida por la industria básica y con el objetivo de que el esfuerzo correspondiente condujese a la empresa a “su electricidad competitiva”. Justo lo que ahora propone Bruselas, pero con 30 años de experiencia.

Nuestra gestión de demanda hoy: Ya sabemos que hemos pasado de interrumpibilidad+modulación+reactiva a sólo interrumpibilidad, y que estamos en pleno proceso de cambio hacia la asignación por subasta y a una interrumpibilidad no sólo técnica sino, también, por motivos económicos de gestión del sistema, y que habrá que esperar para saber si el nuevo sistema resulta mejor o peor que el anterior desde los dos puntos de vista, buena herramienta para el Operador del Sistema y competitividad para la industria básica. Lo sabremos en pocos meses, pero creo que no hace falta decir nada más para que quede claro que en España la interrumpibilidad es clave para la competitividad.

Algún dato para tener una referencia: He defendido en más de una ocasión que las únicas que saben de verdad la situación de precios eléctricos en cada sitio son las multinacionales, y que las que más “espabilan” son las más intensivas que más lo necsitan. De toda la muy interesante información aportada Imagenpor los ponentes en el Foro de AEGE (www.aege.biz) del pasado 7 de mayo, he seleccionado los datos de Ferroatlántica porque se trata  de  una empresa superintensiva en electricidad, que ya produce en  cinco países y empieza en el sexto, Canadá, y que es de las que más necesita esforzarse en interrumpir y modular, y lo hace. Bueno, pues a pesar de todo su esfuerzo de gestión de demanda, en 2013 pagó un precio un 40% superior al de 2007 y un 28% superior a la media de lo que paga en los otros cinco países,.

Isla eléctrica: La industria intensiva coincide en el sentido de que, en tanto en cuanto no se llegue a un mercado único real UE, España tiene que hacer lo mismo que hacen otros países, soluciones específicas que garanticen la competitividad eléctrica largo plazo.

Los peajes y las interconexiones: Ya nadie duda que, sin interconexiones suficientes, no hay mercado real, pero a mi me sale una duda adicional. Supongamos que, algún día, España consigue interconexiones suficientes con Francia, y que una empresa española consigue un bilateral físico con una eléctrica alemana en condiciones mejores que con las españolas. Pregunta: ¿Tendrá que pagar la empresa española los peajes alemanes, franceses y españoles?¿sólo la parte del transporte de los tres países, más la distribución en España?¿sólo un “peaje europeo”, todavía por inventar incluso conceptualmente?. En el caso de los productos normales el coste del transporte depende de la distancia, pero en electricidad, con los operadores de sistema perfectamente coordinados e informados de esos bilaterales físicos, la electricidad que entre por el contador la cobrará el alemán, pero normalmente procederá de centrales próximas, luego igual que ahora los peajes son los mismos en cada país, esté donde esté el consumidor, ¿No habrá que pensar en un futuro peaje europeo único, al menos en lo correspondiente a transporte y distribución, para hablar de verdad de un mercado único?. Eso sí, con los operadores trabajando a tope´.

La gestión de demanda y el Operador del Sistema: Es obvio que un auténtico esquema de gestión de demanda, no una mera subvención encubierta, tiene que tener en cuenta las necesidades del Operador del Sistema y las posibilidades técnicas de las empresas. Así se planteó en España desde el principio, en un ambiente de transparencia y buenas relaciones entre la industrias y REE. Dentro de esta buena relación, REE ha ido explicando a las empresas interrumpibles de diversas zonas y autonomías la situación y fechas de previsible aplicación del nuevo esquema de interrumpibilidad, contando con un amplio margen de tiempo para preguntas y reflexiones. La última tuvo lugar en Sevilla el 6 de Mayo, coordinada por la Directora General de Industria, Energía y Minas de la Junta de Andalucía. Asistí, pero no voy a hacer un “acta” de la reunión, pero si señalar tres reflexiones del Director General de Operación de REE:

  • En una situación de isla energética y mucho peso de electricidad no gestionable, para  REE es positivo contar con gestión de demanda fiable.
  • La interrumpibilidad y la modulación no son dos productos contradictorios, sino distintos.
  • El mercado ibérico ofrece precios en Portugal y España cada vez más acoplados, más coordinados y, desde el punto de vista físico, las interconexiones se van reforzando, con lo que se abre la posibilidad de que aunque sea un mercado con dos operadores de sistema, estos vayan profundizando en su colaboración contando con las mismas herramientas a ambos lados, gestión de demanda incluida.

Reflexiones: Los dos primeros puntos no son nuevos, pero para mí sí lo fue el tercero, y no puedo estar más de acuerdo porque cualquier mercado tiene que garantizar suministro y, en electricidad, esa garantía sólo es posible si la operación del sistema funciona bien en todas las circunstancias, incluyendo los flujos derivados de las contrataciones bilaterales físicas, estén donde estén proveedor y cliente. Por eso, si de verdad queremos hablar de un auténtico Mercado Ibérico, la coordinación de los dos operadores, en Portugal REN y en España REE, es perfectamente lógica y tendrá que ser tan intensa como sea necesario. Y si entramos en el concepto de “isla eléctrica ibérica”, como Portugal es +/- el 20% de España en electricidad, ese famoso 10% de interconexión mínima a través de Francia debe ser de más de 5.000 MW, o sea todavía más lejos en el tiempo, luego la única posibilidad durante años de mercado real UE es, para nosotros, sólo Mercado Ibérico. Y como Portugal también tiene mucho peso de renovables, una gestión de demanda potente, coordinada y diseñada en función de la situación conjunta sería positiva para la seguridad de ese sistema común y para la competitividad interna, dentro de la península, y externa de las electrointensivas ibéricas.

Conclusión: Tras este repaso, y dado que en las Guidelines origen de este trabajo Bruselas propicia la gestión de demanda y la coordinación entre operadores, ¿no merece la pena empezar a trabajar en esa mayor coordinación entre REE y REN y, con el objetivo de un mercado ibérico real y competitivo, ir buscando soluciones a los problemas que vayan surgiendo, como el de los accesos, incluyendo una gestión de demanda adaptada al nuevo esquema, Iberia, y de aplicación coordinada? Mi respuesta es que si, desde ya, con el valor añadido de que podríamos ir por delante de Bruselas, pero no a espaldas, en conclusiones, condiciones y soluciones válidas para hacer posible un auténtico mercado eléctrico supranacional, precios regulados incluidos, y con la visibilidad largo plazo que demanda toda la industria básica y que el mercado ibérico hoy no ofrece.