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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?.
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¿La energía al servicio de la industria o la industria al servicio de la energía?

A principio de mes ASPAPEL, la patronal de los papeleros, celebró su asamblea anual incluyendo un debate sobre energía, al que me invitaron como uno de los ponentes. Se nos dieron a cada uno 10 minutos para exponer el cómo y por qué de la situación actual eléctrica española, ya que el objetivo no era el lucimiento personal sino el debate entre empresarios preocupados, con razón, por los precio y demás cosas eléctricas. El formato me pareció magnífico ya que obligaba a sintetizar y “provocar”. Por ello, voy a trasladar a texto escrito lo que allí dije, incluyendo algunas cosas resultado del debate. El esquema fue, y va a ser, encadenar una serie de razonamientos y preguntas para acabar con propuestas

Liberalización y mercado: Bruselas liberaliza la generación eléctricas a fin de los 90 buscando un mercado único UE, como en casi todo, pero lo hizo mal porque no había, ni hay, infraestructuras de transporte  suficientes a  nivel UE para un mercado real de un producto no almacenable y, en lugar de asumirlo y corregirlo, Bruselas acepta mercados locales y solo trata de coordinarlos.

El formato de mercado: Si un mercado funciona provoca suficiente competencia como para inducir las mejores tecnologías a favor del cliente. Pero en electricidad no: mercados cerrados, muchas tecnologías a la vez, mix diferente en cada sitio y beneficios muy distintos dado que el precio es único, pero esas diferencias no decantan la inversión hacia las tecnologías más baratas. Un ejemplo, la hidráulica: ya no caben nuevas inversiones, luego el que ya tenga hidráulica tiene un beneficio garantizado y, quien lo dude, que pregunte a los noruegos. ¿Es mercado un beneficio garantizado para según quien?. Pero, además:

  • No hay garantía de la inversión necesaria: Quien lo dude que pregunte a los ingleses. ¿Será porque en mercados cerrados los productores pueden tener más poder si posponen sus inversiones que si las adelantan?. En mercados reales abiertos es al revés.
  • Un mercado tipo pool, siempre vivo, es imprescindible para los ajustes: Sí, y más porque la  luz no se almacena, pero el pool actual no puede ser la referencia para todo. ¿Recordamos que en España +/- un 80% se ofrece a precio cero?¿Puede ser esto un mercado?¿Y los mercados a futuro que, al final, vienen a ese pool a comprar?
  • No hay mercado real si no hay equilibrio razonable proveedor-consumidor: En el pool el consumidor es “precioaceptante”. No participa en el proceso de fijación de precios y sólo puede reaccionar dejando de consumir, si es que puede prescindir de la electricidad.

Opción medioambiental: Prácticamente a la vez, Bruselas formaliza su gran apuesta CO2 y diseña el triple 20% el año 20, gravando a fuego la necesidad de equilibrio entre seguridad de suministro, respeto medioambiental y competitividad en el abastecimiento y uso de energía primaria.

Pero el equilibrio nace desequilibrado: La necesidad de garantizar el suministro de energía primaria viene de lejos y se apoya en la política, porque la dependencia europea de energía primaria exterior es muy alta, lo que requiere buscar suministro diversificado y competitivo y mantener la mejor relación posible con los países origen. Pero cuando a esa lógica se le suma la apuesta CO2 todo cambia, porque si el objetivo es ir renunciando a las energías altas en carbono, que es lo que importamos, la opción cambia a inducir energías autóctonas renovables, con lo que seguridad de suministro y respeto medioambiental se “hermanan”. Yo estoy de acuerdo con esta opción, pero el ritmo hay que someterlo a las posibilidades tecnicoeconómicas con el objetivo de ganar, no perder, competitividad.

El triple 20% y la realidad: Esa realidad es que transporte y edificación, nosotros incluidos, suponen más de 2/3 del consumo de energía primaria, y se comprobó rápidamente que en los dos casos forzar ese 20% de renovables, conseguir el 20% de mejora de eficiencia y controlar y rebajar la emisión de CO2 era técnica y políticamente muy complicado porque hablamos directamente de las condiciones país y sus redes de transporte, muy estructuradas, y del ciudadano, votante, de su forma de vivir, cómo es la casa que compró hace 20 años, donde trabaja, que coche tiene, vive en el campo o en ciudad, etc.

La industria, la electricidad y el CO2: O sea, todo se volcó en la industria, la eléctrica incluida, porque ese 20% de renovables en 2020 sólo se podía conseguir vía electricidad renovable, 40% en España, y a toda velocidad, porque el plazo era el plazo, y cara al CO2, se creó el comercio de derechos de emisión como fórmula para forzar la bajada de las emisiones industriales. O sea, por un lado adiós a precios eléctricos competitivos y por otro más sobrecostes sólo para las empresas UE, ya eficientes por estar sometidas a la competencia global

¿Eficiencia provocada por la competencia o fijada por la política?: Para mí no hay dudas. Que el político garantice un mercado competitivo con reglas comunes para todos, por ejemplo emisiones máximas por tecnología, y que no permita actuaciones fuera de competencia.

¿La industria al servicio de la energía?: Es obvio que la energía está en la base de todo y, por tanto, la energía debe estar al servicio de todo y todos, pero la realidad reciente está poniendo a la industria europea al servicio de los objetivos energéticos, precisamente coincidiendo con la consolidación del comercio global y del liderazgo de países hasta ahora emergentes. ¿Tiene alguna lógica exigir de esa forma a la industria europea precisamente en esta situación mundial?¿Alguien, además de los que defienden un mercado CO2 local, piensa que el mercado único UE de bienes y servicios es suficiente para el pleno desarrollo de la industria europea y, en consecuencia, de nuestra renta por cabeza, incluido el estado del bienestar?

¿Pudo influir la liberalización eléctrica UE en la toma de decisiones de los gobiernos?: A mi juicio si. Al liberalizar la generación eléctrica se rompe el esquema previo de todo lo eléctrico planificado y pactado con el sector, y parece que los gobiernos se sintieron liberados y se apuntaron a esa libertad de inversión incluso sin contar con los eléctricos clásicos. Por ejemplo el juego electoral nuclear alemán y, en nuestro caso, dos preguntas: ¿Se hubiese producido ese descontrol renovable y esa decisión de que los costes de la apuesta política los pagase directamente el consumidor con una electricidad liberalizada pero pactada a largo plazo por los políticos y gestionada año a año en condiciones de seguimiento del pacto?¿Ha sido positiva esa liberalización de la generación eléctrica sin contar con un acuerdo político serio largo plazo sobre electricidad?

Y otra pregunta más general: ¿Se hubiesen podido tomar este tipo de decisiones políticas locales en un mercado eléctrico real UE, con los flujos eléctricos fundamentalmente determinados por los contratos proveedor-cliente con independencia de su situación geográfica, garantizados los márgenes necesarios para asegurar el equilibrio oferta-demanda en todo lugar?. Yo creo que no, pero no estamos en ese mercado real, y tardaremos mucho.

CONSIDERACIONES CARA AL FUTURO

Bruselas: No va a dar marcha atrás en la liberalización, pero tienen que ser activamente conscientes de la realidad: no habrá mercado de electricidad UE mientras no haya conexiones suficientes desde la perspectiva del mercado, no de los tratados, y, por tanto, se tienen que concentrar en conseguir esa interconexiones y en ir diseñando un mercado eléctrico único UE real. Por cierto, ¿tiene alguna lógica que la UE lleve décadas hablando de seguridad de suministro pero que no haya impulsado a tope las conexiones de gas para “enchufar· Rusia con el norte de África. Lo que está pasando con Ucrania responde con un claro no a esa pregunta.

Liderazgo medioambiental y CO2:  Bruselas no puede seguir con soluciones internas negativas para la competitividad. Tiene que ejercer ese liderazgo convenciendo a los demás para objetivos y soluciones comunes consensuadas, pero no autofijandose objetivos fuera de contexto.

Competitividad: Que Bruselas, y Madrid, y los demás, la pongan en su sitio sin matices ni trucos largo plazo, porque sin competitividad la economía real europea no podrá financiar ninguno de los planes que lleguen a plantearse.

Energía pactada a largo plazo a nivel político: Imprescindible. Sin comentarios, porque ya sabemos lo que pasa cuando cada gobierno quiere ir por libre en “su” electricidad.

Contratos largo plazo físicos: Impulsarlos, porque el consumidor sólo puede negociar condiciones y precios en contratos largo plazo, no inmediatos, y mejor directamente con el generador para que este sienta la presión de la competencia. En los mercados actuales el precio es el que es, y debajo hay de todo, pero cada generador tiene su mix y, por tanto, si se siente presionado por la competencia real al negociar directamente con los consumidores, reaccionara compartiendo las ventajas de su mix con sus clientes, para no perderlos.

Sobrecostes: En un mundo globalizado un gobierno debería tener prohibido trasladar directamente a los precios sobrecostes políticos. Nuestra electricidad es una demostración: ni hay competitividad ni se consigue dominar el déficit de tarifa, que ya alcanza niveles del 3% del PIB. Probablemente es demasiado para asumirlo vía presupuestos anuales, pero ¿y vía deuda?. Entiendo que con ella se financian temas fundamentales para el país, y la electricidad y la “sanidad” financiera de los generadores lo son. En todo caso, no el consumidor.

Las condiciones de las renovables: Dejando el precio aparte, ¿Es lógico que instalaciones de las eléctricas clásicas se tengan que poner a disposición del generador renovable, su competidor?¿No debería plantearse que el necesario back-up se configure bajo estructuras empresariales comunes con el objetivo de consolidar la estabilidad de la oferta?¿De verdad tiene que asumir toda la responsabilidad REE y, encima, sufrir todas las críticas del mundo si tiene que parar alguna renovable para sostener el sistema?

La nueva fórmula de fijación de la tarifa para consumidores por debajo de 10 kW. Si se busca un esquema que pueda influir en los hábitos de demanda, el pool no vale.

La apuesta del Ministerio por poner al ciudadano directamente delante del pool para pagar sus consumos eléctricos entiendo que se puede resumir en tres aspectos clave: que ya está claro que los intermediarios financieros no aportaban nada más que sobrecostes, que defienden, con lógica, que el consumidor tenderá a cambiar sus hábitos de consumo cuando sepa el coste hora a hora, y que siguen considerando sagrado el mercado pool, a pesar de que el propio Ministerio quiere cambiarlo.

Tras analizar la situación, y muchos de los no se cuantos artículos y opiniones que han llenado los periódicos estos días, mis primeras reflexiones se resumen en tres preguntas, cuya respuesta adelanto sobre la marcha,  y luego trataré de justificarlas aportando información:

  • ¿Por qué se ha tardado tanto en comprobar que los intermediarios sólo aportaban sobrecostes?. No lo entiendo, pero más vale tarde que nunca.
  • ¿Asumirá  el ciudadano normal, y los medios de comunicación, la volatilidad del pool a la hora de fijar precios? Está claro que el pool está ofreciendo precios más baratos que los mercados a plazo, pero el “precio” de esa posibilidad es no saber cuánto voy a pagar cada mes, y si esa diferencia va a jugar siempre a mi favor.
  • ¿De verdad los precios pool responden a la curva de demanda diaria del sistema? No. Además de que el consumidor no cuenta para nada en la fijación de precios pool, porque no le queda más remedio que aceptar el precio que salga, la realidad es que es normal que la curva de precios diarios del pool no siga una tendencia paralela a la curva de demanda del sistema. Es decir, el pool se dedica a otra cosa, o bien le es imposible digerir el peso de las tecnologías no controlables.

La volatilidad: He preparado dos gráficos que cubren el periodo enero 2008-diciembre 2013, o sea la crisis con el conocido resultado de demanda a la baja. El primero ofrece la media aritmética de precios medios del pool durante el mes, y el segundo el porcentaje de variación de ese precio mes a mes.

1En el primero se ven precios con  tendencia ligeramente decreciente, lo que ojalá respondiera a la caída de demanda durante la crisis, pero lo que está claro es que esa caída de demanda, y la propia crisis, no han subido y bajado a  machetazos, mientras los precios bajaban de 70 a 20 en menos de dos años, volvían a subir a 60, bajaban de nuevo a 20 y subían de nuevo para superar los 60, por cierto esta vez en sólo 8 meses.

 Y el segundo gráfico pone sobre la mesa la volatilidad porcentual mes a mes, y precisamente con 2013 más enloquecido que el resto de años. Estamos hablando de variaciones “normales” del 10%, pero que pueden pasar de +10% a menos 10% de un mes a otro, variaciones 2frecuentes del 20%, esporádicas del 40% y extremas del 140%. Insisto, ¿lo soportará el ciudadano normal, las asociaciones de consumidores, la prensa, la radio?. Puede que el ciudadano pragmático si, pero asumir pragmatismo en asociaciones y medios de comunicación en un tema como la electricidad me parece mucho asumir.

Por otro lado, llevamos meses escuchando la promesa de que las facturas eléctricas serán fáciles de entender y contrastar, pero pretender que el ciudadano pueda comprobar si la factura se corresponde con la realidad de los precios pool y sus consumos me parece una utopía. Por supuesto que si sabe de electricidad y sus conceptos, se mueve bien con ordenadores e internet, le dedica tiempo y no se equivoca en todo el proceso, puede lograr su objetivo pero, ¿cuántos de los 7 millones de contratos hasta ahora TUR, y a partir de ahora ya CVPC (Contrato Voluntario del Pequeño Consumidor) con contador inteligente ya instalado cumplen con ese perfil? Y, además, todo ese trabajo puede servir para comprobar que la última factura es correcta, pero para nada a la hora de prever la próxima.

La opción de contrato anual: He defendido siempre la lógica de ampliar el periodo de subasta CESUR, y ahora el Ministerio ofrece la posibilidad de un contrato a un año, obligando a las comercializadoras a hacer públicas sus condiciones. Como quiero ser coherente conmigo mismo, lógicamente estoy a favor de este paso al frente, aunque todavía no se en qué ambiente se producirán esas ofertas públicas, pero ahora lo que me preocupa es que el Ministerio ya ha explicado que ese contrato será más caro que pagar día a día los precios pool, porque hay que cubrir los riesgos de futuro, y me pregunto: ¿no estamos volviendo a lo que hemos querido evitar eliminando a los intermediarios? Porque las comercializadoras también son intermediarios que necesitan cubrir sus espaldas, no sea que de repente suba el pool. O sea…¿tras este lío vamos a volver a lo mismo?

Los contadores inteligentes: Suponiendo que uno de sus objetivos es ayudar al consumidor a racionalizar su consumo, sólo una reflexión: ¿alguien pensó en el consumidor, que es quien los paga, cuando los diseñó?¿puede una pareja en su casa superponer de forma fácil sus consumos horarios con los precios del pool, para poder tomar decisiones racionales y desplazar consumos?. Y, aunque pueda, el mes que viene las cosas se pueden poner al revés. O sea, queda mucho por hacer, pero me temo que aquí hemos hecho como con las renovables. Mientras parece que ingleses y alemanes están probándolos en una serie de “casas piloto”, aquí ya tenemos 7 millones instalados y con la CNMC enredada para determinar el alquiler justo, pero todavía no su eficiencia real para el consumidor.

El precio pool y el de la electricidad que yo compro: Alguien tendrá que explicar a ese  consumidor, y al resto, que al precio pool que vea en una pantalla hay que sumarle el coste de los ajustes del  sistema, ese trabajo imprescindible que aporta REE para garantizar que todos y en todo momento tenemos luz en casa. En 2013, 11,48 €/MWh como media según  REE. Y, por otro lado, lo que se compra en el mercado no es lo que mide mi contador sino lo que le compro al generador, luego a lo que diga mi contador tengo que sumarle las pérdidas que sufre mi paquete de energía al pasar por las redes para llegar a casa. Un 14% según el BOE. O sea, con datos medios 2013, al precio que diga el pool hay que añadirle, como media, un 41%, y lo tendré que tener siempre en cuenta, según lo que toque cada año y, luego, añadir los accesos y los impuestos.

El pool actual no puede ser la referencia en precio horarios: Además de lo que vengo defendiendo sistemáticamente en el sentido de que el pool no cubre las condiciones básicas de un auténtico mercado porque los clientes son cautivos porque no pueden renunciar a comprar, porque no induce competencia entre las tecnologías, y porque tampoco garantiza inversión a futuro para cubrir la seguridad de suministro, lo que también ocurre es que es evidente que los vaivenes de precios que hemos visto antes no responden a oscilaciones de la demanda mensual, sino más bien de la oferta, luego el problema está en que en el pool el  equilibrio oferta-demanda no está siendo la clave para la fijación de precios cada hora.

4Para explicarlo he recogido en un cuadro, con datos REE, las potencias máximas y mínimas, y sus horas, de 4 días de febrero 2014, dos domingos y dos miércoles, o sea dos días de demanda baja y dos de demanda alta, y un gráfico con los precios horarios del pool de esos cuatro días, con datos OMIE.

Pues bien, mientras que en el cuadro se comprueba que las demandas punta y valle de los dos domingos y los dos miércoles fueron muy parecidas entre si, y que las horas en que se produjeron también, el gráfico pone de manifiesto que los precios horarios siguieron pautas totalmente distintas, el domingo 2 con máximos superiores a 50 €/MWh, y el 9, solo una semana 3después, casi a 0 todas las horas, y los dos miércoles, también separados sólo una semana en la misma quincena, con precios máximos el día 5 a las 20 horas, y el día 12 a las 10 horas, y el resto de precios con sendas distintas. No pretendo sacar conclusiones definitivas sólo con la información de cuatro días, pero está claro que los precios no reaccionaron a la demanda, y si alguien tiene dudas, sugiero que entre en la página web de OMIE que, de forma muy simple y rápida, permite ver con facilidad que, entre otras cosas, las curvas de energía total comprada no coinciden con las curvas de demanda del sistema, y que muchos días al año, los precios máximos no coinciden, ni de lejos, con las horas de demanda punta.

Conclusiones:  Que la reforma eléctrica iba a ser un calvario ya lo hemos comentado, y la presión va subiendo para cada opción que propone el Ministerio pero, esta vez, hay dos cosas en las que coincido, eliminar intermediarios es positivo y acercar al cliente al mercado también, pero si queremos que las cosas vayan tomando cuerpo creo que hay que asumir que el mercado pool está dando garantía de liquidez para un producto que no se almacena, pero no está valiendo para crear referencias de precio que puedan influir en los hábitos de consumo.

Soy consciente de que es muy difícil, porque mientras tengamos un 40% de generación a costes fuera de mercado, alguien tiene que encajar esa generación en los contratos “normales”, pero echo de menos ver a los generadores compitiendo entre si poniendo directamente encima de la mesa sus diferentes costes largo plazo, porque en cada caso el peso de las tecnologías es distinto. Más preguntando que opinando, ¿sería una solución inventar algo parecido a un SAREB que se encargue de encajar las renovables, y para el resto crear condiciones de competencia directa, no a través de comercializadores?

Primas especiales hacia los Presupuestos, ayudas a las empresas y precio futuro de la electricidad: aclaraciones a mi último trabajo en este blog

Mi último trabajo, en el que valoro muy positivamente que las primas al régimen especial empiecen a ser pagadas por los Presupuestos, ha generados algunos comentarios, en buena parte coincidentes, que me hacen pensar que no he sido suficientemente explícito. Básicamente las dudas se han concretando en la teóricamente escasa diferencia entre ciudadano y consumidor a la hora de pagar la luz, la necesidad de ayudar a las empresas y la imposibilidad de que el precio de la electricidad pueda dejar de subir. Voy a intentar, de forma breve, dejar aclarada mi posición.

Ciudadanos y consumidores: Como la luz la consumimos todos, puede parecer que pagar las primas, decisión política, vía recibos o vía impuestos es casi lo mismo, pero no es así, porque no se nos puede olvidar que la electricidad es, a la vez, un servicio en casa y un factor de coste en la empresa y que, a la hora de pagar impuestos, el ciudadano paga en función de lo que ingresa y en el negocio se paga en función del beneficio. Y si en el caso del ciudadano es más que probable que coincida el que más tiene con el que más consume, en las empresas para nada hay relación entre beneficio y consumo eléctrico, por lo que si tiene que pagar decisiones políticas en función de su consumo en lugar de vía impuestos, puede acabar en perdidas, directamente, y ya no pagará impuestos y, además, acabara cerrando

Pero hay más. En esto de las primas la decisión de pago directo en el recibo de la luz ha favorecido el descontrol porque en todo presupuesto hay que cuadrar gastos e ingresos, y las prioridades se van ajustando a las posibilidades, y yo estoy seguro de que si las primas hubiesen tenido que encajarse en los Presupuestos desde el principio, no se habría producido el descontrol sobre la potencia instalada, se habrían hecho las cosas en función de las posibilidades, y no habríamos llegado a que las primas previstas 2013 equivalgan a un tercio del presupuesto previsto para pagar el paro. Es decir, la decisión de hacer un bucle, y que un gasto decidido politicamente se pagase directamente vía recibo de la luz ha influido, y mucho, en el descontrol de todo el esquema.

Las ayudas a la Industria: Vaya por delante que mi vida profesional me ha enseñado que la empresa que se acostumbra a la subvención se duerme en eficiencia y, lo que todavía es peor, a medida que la subvención se alarga en el tiempo, crece en paralelo el riesgo de caer en corrupción. Esta experiencia me ha posicionado en contra de las ayudas=subvenciones, salvo para temas muy específicos, precisos, de corta duración y con control de resultados. Lo que si defiendo es que la empresa tiene derecho a trabajar e invertir, en un entorno competitivo, costes regulados incluidos, y que el regulador está obligado a preservar ese clima siempre. A eso me refiero cuando, en temas como las primas, pido a los reguladores que busquen soluciones dialogadas que garanticen ese entorno competitivo para la industria sobre todo, en todo el tema eléctrico, la intensiva en consumo de electricidad.

Precio futuro de la electricidad: No tengo ninguna bola de cristal, pero cuando busco motivos para que la electricidad tienda a bajar es que, justo tras la liberalización, final de los 90, los precios de mercado subieron muy bruscamente, y esa no es la norma cuando se producen liberalizaciones reales de mercado. Por eso espero que, a medida que el mercado eléctrico UE tienda a confirmarse como real, irá apareciendo competencia también real entre todos los proveedores eléctricos, y esa presión conducirá a los precios mejores posibles en todo el ámbito UE. Y claro, la parte regulada que sigue dependiendo de cada país tendrá que seguir la misma senda, y el anuncio del Ministro Soria de que el Estado empieza ha estar dispuesto a asumir parte de las primas me parece fundamental para que también esa parte pueda empezar a bajar de verdad.

El Ministro Soria avanza que los presupuestos empezarán a asumir parte del coste de las primas al régimen especial. Una excelente noticia que merece reflexión

El pasado el 14 de febrero, el Ministro Soria comparecía ante el Congreso para solicitar la convalidación del RDL 2/2013, de medidas urgentes en el sistema eléctrico (y en el sector financiero). Hizo una exposición detallada de lo que viene haciendo para “aplacar” la subida del déficit de tarifa, que luego resumiré, pero quiero destacar ya, copiando sus palabras en cursiva, una noticia que me parece absolutamente fundamental para el inicio de la solución de la problemática de los precios eléctricos en España:

quería decir que el real decreto-ley va acompañado de un proyecto de ley en virtud del cual el Estado consigna un crédito de 2.200 millones de euros en el presupuesto del Ministerio de Industria, con el fin de contribuir a paliar parte del coste de lo que suponen las primas del régimen especial. He ahí una contribución directa de la Administración del Estado, de los Presupuestos Generales del Estado …

Previamente el ministro había explicado que los derechos reconocidos de primas al régimen especial hasta 2020 alcanza 70.000 Millones de €, con lo que considero que las dos cosas son coherentes porque, por un lado, hay que reconocer que España no puede ignorar la importancia de esa nueva burbuja, la eléctrica y, a la vez, entender que el Estado no la puede “encajar” de golpe, pero si asumir que debe hacerlo en cuanto pueda, al ritmo máximo posible, porque los sobrecostes regulatorios específicamente “hispanos”, apuesta renovable incluida, nunca debieron hacerse recaer directamente sobre los consumidores.

Y la noticia me parece tan fundamental que, aunque sigo defendiendo que el retorno a la competitividad y seguridad de suministro del sistema eléctrico español necesita una revisión global del sistema, primas y mercado incluido, pactada con proveedores y consumidores, debo reconocer que la realidad del momento, marcado por extrema tensión y desacuerdo entre los agentes eléctricos, obliga a un esquema de retoques y recortes sistemáticos y, por fin, a que el Gobierno reconozca que debe empezar a asumir los costes de sus decisiones políticas, en lugar de trasladárselas directamente al consumidor. Por ello, en el presente trabajo pretendo “imaginar” 2020 tras explicar y aplicar un conjunto de objetivos a los distintos factores de coste, a partir de esta noticia y de los datos de mi trabajo anterior en este blog. En función de todo ello, en este trabajo me voy a someter al siguiente esquema:

  • Un resumen de la exposición del Ministro el 14 de febrero en el Parlamento con datos 2012 y 2013
  • Una estimación de coste eléctrico medio 2020 a partir de un conjunto de “objetivos de coste”
  • Reflexiones sobre los resultados

RESUMEN DE LA EXPOSICIÓN DEL MINISTRO, REFERIDA A LAS ACTUACIONES “ANTI DÉFICIT” EN 2012 y PREVISTAS 2013 (En cursiva palabras textuales)

 2012: el Ministro explica que a fin de 2011 el déficit era de 24.000 millones de €, con una previsión 2012 de 5.000 adicionales, 3.500 más que el límite establecido por normativa y que, para corregirlo, se adoptaron las siguientes grandes decisiones BOE:

  • RDL 1/2012, de 27 de enero por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos. “…lo que este Decreto perseguía era, sencillamente, no seguir incrementando el flujo de primas o derechos de primas porque el incremento que ya se había producido en años anteriores hace que a día de hoy tengamos aproximadamente unos derechos reconocidos en primas de unos 70.000 Millones de € hasta el año 2020, y lógicamente esa es una cantidad que el sistema dificilmente puede soportar…” 
  • RDL 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista. ”…como consecuencia de este RDL las disminuciones de costes que se obtuvieron fueron de 1.764 Millones de €” 
  • OM 843/2012, de peajes a partir de 1 de abril. “…se incrementó la luz a todos los consumidores un 5,1% de media y se obtuvieron unos ingresos adicionales de 1.380 Millones de €…” 
  • RDL 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad. “…que adicionalmente comportaba otra reducción de costes y otro incremento de ingresos …en total, 630 Millones de €”

O sea, entre estos tres casi 3.800 Millones de €, suficientes para que el déficit se quedara por debajo de los 1.500 previstos como máximo legal. Pero el Ministro explica que al menos tres cosas se torcieron: las primas al régimen especial superaron las previsiones en 1.200 Millones de €; los Presupuestos Generales del Estado no asumieron 1.800 millones del extracoste peninsular; la demanda fue inferior a la prevista, con la consiguiente reducción de ingresos. “…Frente a este déficit adicional real, qué hace el Gobierno para el año 2012?…”. Pues el siguiente RDL 

  • RDL 29/2012, de 28 de diciembre, de mejora de gestión y protección social en el Sistema Especial para Empleados de Hogar y otras medidas de carácter económico y social. El Ministro explica que se han incluido dos cosas a efectos eléctricos, negar el derecho a prima a instalaciones no culminadas y permitir que el déficit final resultante se titulice.

2013: Y cara al año ya en curso, el Ministro resume tres actuaciones

  •  Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética. “…Para el año 2013 el déficit debería ser cero, porque la Ley 15 de medidas fiscales y sostenibilidad aprobada en diciembre supone unos incrementos de ingresos de……5.150 Millones de €”. Pero “…para el año 2013, la previsión de la CNE es que surjan desajustes adicionales…” 
  • RDL 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero. “…pero en caso de que surjan el Gobierno nuevamente tiene dos alternativas: subir la luz -lo descartamos- o ir a medidas adicionales, que son las que se incluyen en este Real Decreto, cuya convalidación, en nombre del Gobierno, solicito a esta cámara…”. El ministro explica que el objetivo energético de este RDL se basa en dos medidas, actualización de las primas en función de la inflación subyacente descontados impuestos y modificación del régimen de primas al régimen especial, eliminando primas en las ventas a mercado.
  • Proyecto de Ley, sin especificar: Repito sus palabras “… quería decir que el RDL va acompañado de un proyecto de Ley según el cual el Estado consigna un crédito de 2.200 Millones de € en el presupuesto del Ministerio de Industria, con el fin de contribuir a paliar parte del coste de lo que suponen las primas al régimen especial…” Importantísimo este anuncio, que supone un 25% de la previsión 2013 de las primas

Es decir, parece claro que, además de seguir en proceso de retoques para bajar costes y reducir déficit, el Ministro anuncia que el Estado empieza a estar dispuesto a asumir el coste de sus decisiones políticas, en lugar de trasladárselas a los consumidores 

ESTIMACIÓN DE COSTE ELÉCTRICO MEDIO 2020 A PARTIR DE UN CONJUNTO DE SUPUESTOS DE EVOLUCIÓN FUTURA DE COSTES BAJO PRESIÓN A LA BAJA

Contando con esa decisión, a continuación voy a proponer y explicar un conjunto de criterios de ajuste de los costes eléctricos que, aplicados a los datos 2013 explicados en mi artículo anterior, nos permitirá llegar a un supuesto 2020 comparando coste a coste con la situación actual.

  • Precio de mercado: Incorporo tres criterios de ajuste a la baja: que nuestro Gobierno eliminará en cuanto pueda los impuestos y tasas a la generación; que se notará la presión a la baja del precio del gas, debido al crecimiento del no convencional; que el Gobierno propiciará algo que nos falta, la contratación bilateral proveedor-cliente a largo plazo. El conjunto me permite pensar que la electricidad, un producto sometido a competencia a nivel europeo, tiene que empezar a dar señales a la baja. Por eso planteo, por ejemplo, entre 45 y 50 €/MWh en 2020.
  • Costes del sistema: Se han disparado y deberían volver a niveles menores. Me consta que REE está en ello. ¿Pensamos en 5-7 €/MWh.?
  • Pérdidas: Si ahora son del +/-9,5%, ¿se puede pretender que en 2020 se limiten al 9%?
  • Transporte y distribución: Las redes necesitan nuevas inversiones, pero su crecimiento en términos relativos debe ser lógicamente inferior a la subida de la demanda. Pongamos una proporción del 50%
  • Primas al régimen especial: Entiendo que el Gobierno, después del anuncio del Ministro, seguirá por la vía de que los consumidores vayan pagando menos. ¿Podemos plantear una reducción media anual del 15%, dado que el país se va “asentando” financieramente hablando?
  • Anualidad del déficit de tarifa: De alguna forma está relacionado con lo anterior. Quizá sea más lógico establecer un límite a la anualidad acumulada que al déficit absoluto, de forma que todos los agentes sepan que, si se pasan, tendrán que ajustar el calendario de cobros. Pongamos 2.000 Millones de €/año
  • Resto de costes: Mantener la presión a la baja, de forma que en 2020 no superen los 1.500 Millones de €
  • Crecimiento de la demanda: Dado que somos un país cada día más electrificado, si el PIB deseado debería ser al menos del 2%, la demanda eléctrica crecería más. Pongamos un 10% más, o sea, un 2,2% como media anual 2014-2020 

Imagen1

El resultado 2020 es sólo lo que es, un análisis teórico, pero si los supuestos son razonablemente  razonables  por fin podemos ver el inicio del retorno a la competitividad de la electricidad española.

REFLEXIONES 

  • Además del crecimiento de la demanda, en la bajada de coste medio en términos de MWh tiene importancia fundamental la progresiva reducción de la parte de primas a pagar por los consumidores cada año, sea vía presupuestos o cualquier otra. Pero es que, sin ello, toda opción es imposible porque, insisto en mi mensaje, en mundos globalizados la regulación debe influir positivamente en la competitividad de la parte regulada de cualquier coste, electricidad incluida, y no al revés, como hasta ahora con las primas, decididas por política y pagadas directamente por los consumidores.
  • Sigo creyendo que el sistema eléctrico requiere de una revisión en profundidad de todo el proceso liberalizador, Bruselas incluida pero, tal como dije al principio, es necesario entender que la situación real española, la eléctrica y la financiera, obliga a aplicar medidas drásticas “sobre la marcha”, todas urgentes, aunque no siempre coherentes.
  • El problema, a mi juicio, es que si se va a seguir por esta vía de ajustes y retoques, hay que identificar y explicitar los objetivos, uno a uno, para que el consumidor, el pagador, sepa por donde van los tiros y no parezca que estamos en un “pim-pam-pum” anti sorpresas sobrevenidas.
  • Y una cosa que hay que tener muy en cuenta son los daños colaterales no deseados. Estoy pensando, por ejemplo, en el caso de empresas que ya estén superando el efecto de la crisis, o reenfocandola, pero ante tal avalancha de decisiones eléctricas sus matrices o dueños no tienen más remedio que parar programas e inversiones y esperar. Y como España no está para que la industria deje de invertir, creo que el Ministerio, que también es de Industria, debe establecer un cauce para atender esas situaciones, que su parte Energía no pudo prever al decidir básicamente con perspectiva eléctrica antiburbuja urgente.

Qué y cuanto se incluye en el recibo de la luz, y por qué. Unos datos para entender la enorme dificultad a la que se enfrenta el equipo del Ministro Soria

Ya que el tema de la electricidad y sus costes está todos los días en la prensa y en el BOE, creo que es bueno saber que es lo que se incluye en ese coste. Por eso, mi objetivo hoy es explicar los diversos conceptos y valorar la importancia de cada uno, añadiendo el apellido de si son costes regulados, liberalizados o a medias. Tras ello voy a acabar con un cuadro que recoge la situación comparada 2009, 2011 y 2013, bajo un formato distinto del normal, ya que he querido distinguir los costes que responden a la física del producto, su transporte y su precio en el mercado, o sea, los “impepinables”, que se pagan aquí o en cualquier otro país, de los costes generados por objetivos políticos o regulatorios internos españoles.

Y de ese cuadro quiero destacar desde ya dos datos: en la previsión 2013, la parte regulada es prácticamente el 60% del coste total, lo que suena a muchísimo en un producto liberalizado, y esos costes “político-regulatorios” españolas se acercan ya a los 50 €/MWh, sobrecoste que prácticamente duplica al precio del producto en el mercado. ¿De verdad puede la economía española asumir este sobrecoste? Yo creo que no, y me explico en la reflexión final..

 Los diferentes costes, identificados en el cuadro: 

Imagen1Electricidad en el mercado: No hay nada que explicar. Es el precio del producto que queremos comprar, y responde a un esquema liberalizado. Podemos discutir o no si esa liberalización es real, o mejorable, pero no es el objetivo hoy. En todo caso, +/- 50 €/MWh en estos momentos.

Operación del sistema: La electricidad no se almacena, y la consumimos todos a la vez y para casi todo lo que hacemos, y todos queremos disponibilidad cierta cuando apretamos el interruptor. Para garantizar todo eso, en todo momento y en todo lugar, Red Eléctrica, como Operador del Sistema, tiene que trabajar e invertir mucho. En los últimos 10 años este coste a resultado sido inferior a 7,5 €/MWh como media, con techos de más de 12,50, pero recientemente se ha situado por encima de los 9. Es un coste que hay que añadir al precio de mercado para poder hablar, de verdad, de precio eléctrico. Del total sólo una parte responde a regulación, los pagos por capacidad, que han supuesto algo más del 50% como media.

Pérdidas: También aquí hay pérdidas, como cuando cocinamos, transportamos tomates, fabricamos coches o simplemente pensamos. En electricidad el motivo fundamental es que el flujo eléctrico a través de cualquier cable eléctrico, por bueno que sea, genera calor, y esa energía se pierde. En España, como media de todo el sistema, alrededor del 9,5%, luego para consumir lo que dice nuestro contador hay que comprar al generador ese 9,5% más. No es problema de regulación sino de física.

Imagen2Las tarifas de acceso: 100% reguladas. Para valorar cada concepto y su evolución incluyo este cuadro, hecho a partir de las memorias adjuntas a las propuestas de OM que propusiron las tarifas de acceso a partir del 1 de enero de los tres años indicados. Aunque son datos estimados cada año por los  responsables de la D.G de Energía del Ministerio, esta fuente nos permite comparar información 2013 elaborada con criterios semejantes a los de 2009 y 2011.

Transporte y distribución: El primero Incluye el coste de la red troncal, la invertida y gestionada por REE, e identificada fundamentalmente en equipos y líneas de 400 y 220 kV, y la distribución el de las líneas que parten de las anteriores para llegar a cada casa, tienda, taller, industria, etc, con los equipos correspondientes. En total suponen un coste de algo menos de 7.000 millones de € en 2013, y todo parece indicar que no son costes anormales comparados con los equivalentes en otros países.

Las primas al régimen especial: Incluyen las primas a la cogeneración, con la que se busca mayor eficiencia energética en la industria, y a las energías renovables, menos CO2 y más autosuficiencia. Razonar hoy sobre el futuro de la cogeneración en España me parece imposible, pero su potencia instalada está estabilizada, por lo que la causa del incremento de las primas al régimen especial hay que buscarla más, en el entorno del 8o% del total, a partir de un objetivo político: llegar en 2020 a un 40% de electricidad renovable en España, para así hacer posible el compromiso de un 20% de energía renovable en el consumo de energía primaria ese año. Y, como  la electricidad renovable era, y sigue siendo, mucho más cara, como media, que la electricidad “clásica”, para conseguirlo no había más remedio que importantes complementos económicos. Y el resultado es que esa presión ha hecho ir creciendo las primas al régimen especial que, cara a 2013, y a pesar de los recortes y ajustes, se prevé que alcancen 8.910 Millones de €, o sea, 37 €/MWh, un 45% del total de las tarifas de acceso. Por cierto, a pagar por quien consuma en España, porque el marroquí, portugués o francés que pueda importar electricidad española no los tiene que pagar.

La anualidad del déficit de tarifa: Desde prácticamente el principio de la liberalización, y probablemente porque el resultado no fué el esperado, los diferentes gobiernos españoles han preferido no trasladar al precio la suma de todos los costes regulados, yo me imagino que para “disimular” el precio final, y la solución de ese disimulo fué, y es, que la diferencia se fuese pagando a plazos. Pero como todos los años pasaba, y pasa, lo mismo, la suma de los plazos que toca pagar cada año ya alcanza más de 2.000 Millones de €/año, equivalentes a 9,5 €/MWh en 2013, coste estrictamente español que responde a regulación, o más bien desregulación, española. Y el déficit sigue subiendo.

Resto: Es un saco, no sin fondo, que ha ido incluyendo conceptos diversos, cada año cambiantes, como la moratoria nuclear, los pagos extrapenínsulares, gastos de REE y OMEL, viabilidad de Elcogas, limpieza de vegetación bajo las líneas, superación del déficit previsto, gestión de demanda, etc, etc. No niego la lógica de que en este producto aparezcan costes que hay que resolver por la vía regulada, pero entiendo que no cualquier cosa. De hecho, se está intentando redicir este concepto, algo más de 6 €/MWh este año.

 El coste de la electricidad, todo incluido, antes de impuestos

Supongo que no hace falta aclarar que estoy hablando del coste medio de todo el consumo eléctrico en España, sin entrar en si su reparto entre los muy diversos consumidores es justo o no, porque tampoco es ese el objetivo de hoy. Pero ya que hablamos de consumidores, unos pocos datos. En la España 2013 se prevén más de 28,7 millones de clientes, y de ellos sólo 109.000 en alta tensión, talleres e industrias fundamentalmente, y que suponiendo sólo un 0,4 del total, alcanzan algo más de la mitad del consumo nacional. Y todos consumiendo a la vez y comprando en el mismo mercado al mismo tiempo. Otra faceta de lo diferente que es la electricidad.

Imagen3Aclarado esto, el cuadro adjunto recoge los datos anteriores dando como suma la estimación de coste medio global en €/MWh para 2009, 2011 y 2013, distinguiendo lo que a mi juicio son los costes “normales”, los que se incluyen en la estructura de costes de electricidad en cualquier parte del mundo, de los que tienen “apellido regulatorio español”. En el concepto “resto”, me he permitido suponer que se reparte al 50% entre ambas categorías, y he destacado en azul dos estimaciones mías, el precio de mercado y los costes de sistema 2013.

Creo que el cuadro se “autoexplica” perfectamente, poniendo de manifiesto que el coste “añadido” por razones regulatorias y/o políticas supone ya una tercera parte del total,  y prácticamente duplica el precio en mercado del producto, y que el problema no parece venir a menos, sino al revés. O sea, insostenible.

Reflexiones

Estos números para nada se pueden entender como una crítica al Ministro Soria y su equipo, que tiene entre manos un problema complejísimo y que, desgraciadamente, ya se ha “metido” en la problemática financiera española, en la “imagen país”, lo que supone más dificultad al buscar soluciones. Lo que si he querido es desmenuzar el problema y demostrar con números que la situación es 100% insostenible.

Y para justificar esta afirmación he comparado el coste estimado 2013 de las primas al régimen especial, esos 8.910 Millones de €, con algunas partidas del los Presupuestos Generales de Estado 2013, y me sale que equivalen al 7,5% de las pensiones, al 33% del desempleo y al 23 % del coste de la deuda. Es decir, queda claro que el Gobierno ni de broma puede asumir las primas a las renovables vía presupuestos pero, ¿a qué conduce que en lugar de pagarlas los ciudadanos vía impuestos las paguen los consumidores vía tarifas? Desde la perspectiva general, a mayor coste de la factura eléctrica=más IPC=revisión de convenios al alza, y por la vía empresa, además, mayor coste eléctrico=mayor coste de producción. O sea, directamente contra la competitividad del país cuando más falta nos hacía, y nos hace.

Estoy seguro de que si se hubiese optado desde el principio por financiación vía PGE las cosas no estarían como están, pero la realidad fue la otra, y estamos donde estamos. Por eso, y por la magnitud del problema, vuelvo a no encontrar ninguna solución real que no pase por el consenso entre proveedores, clásicos y renovables, consumidores y reguladores, porque todos tienen que dar de si lo que puedan, lo que podamos, para reenfocar de nuevo todo el esquema liberalizador de la electricidad en España y poniendo el máximo cuidado con los costes regulados añadidos al sistema eléctrico, porque vivimos en un sistema eléctrico aislado y, a la vez, en una economía globalizada, con lo que el objetivo sólo puede ser que la electricidad generada y consumida en España sea segura, suficiente y competitiva. Y medioambientalmente sostenible, por supuesto, pero con todo acotado y financiado en la justa medida que no ponga en riesgo ninguna de esas tres características=condiciones.

El nuevo formato de interrumpibilidad propuesto por el Ministerio de Industria. Análisis y conclusiones

El Ministerio de Industria ha elaborado un proyecto de Orden Ministerial retocando el esquema de gestión de demanda de la industria básica, la llamada interrumpibilidad, lo que ha levantado el consiguiente revuelo en los medios y en los despachos, básicamente con dos argumentos: la interrumpibilidad es una subvención y, además, es una figura totalmente absurda porque en España hay exceso de potencia eléctrica.

No estoy en absoluto de acuerdo con ninguna de las dos afirmaciones y, como entiendo que la objetividad 100% es un bien imposible, porque todos tenemos una historia, voy a justificar mi opinión primero dando información contrastable y, segundo, razonando sobre la situación actual eléctrica española, un record de complejidad técnica, económica, financiera y de pérdida de competitividad, que es imprescindible solucionar.

Para empezar, creo que merece la pena recordar que el esquema de gestión de demanda eléctrica  de la industria básica nace en 1983. Sólo un año después aparece la Ley 49/1984, sobre explotación unificada del Sistema Eléctrico Nacional, con el objetivo, entre otros, de superar los criterios individuales de las empresas en la explotación del sistema eléctrico para llegar a una optimización con enfoque global, y en el 1985 se crea Red Eléctrica, encargada de llevarlo a la práctica.

Es decir, ese esquema de gestión de demanda no es una broma. Nace a la vez que el rediseño del sistema eléctrico español y Red Eléctrica participa activa y decisivamente en su desarrollo práctico, consiguiéndose un excelente clima de relación y confianza entre todas las partes. Para el resto, me voy a someter al siguiente guión:

  • No es una subvención, sino el contravalor de una mejora en el sistema eléctrico español
  • ¿Qué aporta esa gestión de demanda a la eficiencia y estabilidad del sistema eléctrico?. Mucho
  • ¿Se puede valorar?. Si
  • La potencia instalada y la demanda máxima hacen innecesaria la interrumpibilidad. Error
  • ¿Qué ha cambiado con la nueva Orden Ministerial?
  • ¿Qué cambiaría yo si pudiese?
  • Conclusión

No es una subvención. Es el contravalor de la prestación por un servicio a la seguridad y eficiencia del sistema eléctrico español

Como en mi segunda entrada de este blog ya traté el tema, sus motivos, sus orígenes, los compromisos, ahora voy a resumir al extremo: Al principio de los 80 el gobierno, ante la inminente entrada en el mercado común, realidad el 1 de enero de 1986, se encontró con problemas para garantizar disponibilidad eléctrica suficiente, dada una evolución de la potencia eléctrica instalada lastrada por las crisis del petróleo de los 70, la crisis financiera del sector eléctrico español y el parón brusco del programa nuclear y, por otro lado, la industria básica le reclamaba costes internos, entre ellos los de la electricidad, comparables a los de sus futuros competidores alemanes, franceses, etc, puesto que dicha incorporación suponía el fin de la autarquía, de las protecciones arancelarias, de los apoyos a la exportación, etc .

En el tema precios eléctricos el gobierno pudo haber reaccionado creando tarifas para los sectores más afectados, tomando como ejemplo las vigentes en los países más industrializados, con lo que habría resuelto el problema de la competitividad. Pero el gobierno tenía también que resolver la situación eléctrica y, para ello, sentó a la mesa a la industria básica, intensiva en consumo eléctrico, para buscar fórmulas de ajuste de precio eléctrico a cambio de compromisos para disminuir su demanda eléctrica tanto en puntas de demanda del sistema, de forma estructural, como ante coyunturas “preapagón” por problemas sobrevenidos. Los empresarios aceptaron y, tras mucha imaginación, pruebas y transparencia, se llegó a fórmulas concretas publicadas en el BOE el 14 de octubre de 1983, complementadas por otras posteriores, con plena participación del operador del sistema unificado, Red Eléctrica, en el desarrollo práctico.

¿Qué aporta esa gestión de demanda a la eficiencia y estabilidad del sistema eléctrico?

Para ahorrar potencia en las horas punta, reducen la electricidad demandada de forma programada durante todas las horas de máxima demanda diaria del sistema. Con ello Red Eléctrica sabe que, cada día, cuando llega la hora de las demandas máximas, esas empresas reducirán su potencia demandada en cantidades muy importantes. Con datos de antes de la crisis, porque los de ahora no valen, la disminución de potencia demandada alcanzaba los 2.700 MW. Además, las empresas se comprometen a mantener plena potencia el resto de las horas del año, noches, sábados y festivos incluidos, mejorando la eficiencia media del sistema.

Y cara a la garantía de suministro, fundamental para el resto de consumidores, Red Eléctrica cuenta con 2.000 MW adicionales en horas punta, y unos 4.000 MW el resto del año, para resolver urgencias de gestión del sistema ante problemas sobrevenidos, sea por fallos de generación o por problemas en las líneas eléctricas, y lo ejecuta directamente  mediante órdenes de interrupción de gestión automatizada, y que no tiene que justificar, porque la confianza con la industria, tras 30 años de colaboración, es total.

¿Se puede valorar?. Si

En 2006 la industria básica asociada en AEGE, la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía, de la que yo era entonces ejecutivo responsable, encargó a Intermoney Energía un informe de situación y tendencias de mercado y precios eléctricos ante el paso de tarifas a mercado, que se produjo dos años después. El informe incluyó la valoración , en condiciones de mercado, de los ahorros para el sistema que suponía la gestión de demanda que sus asociados estaban realizando bajo tarifa. El resultado, en términos de ahorro anual para la suma de potencias y consumos de los asociados, fue el siguiente:

Reducción de demanda en horas punta (en el argot, modulación): El ahorro para el sistema se produce porque el mercado marginal fijaría precios de la electricidad superiores en esas horas si la industria básica no redude su demanda. Se estableció un escalonamiento, entre 210 M€ ahorrados por 1.000 MW de reducción de demanda en esas horas y 898 M€ ahorrados para 3.500 MW reducidos, incluidos los menores costes de gestión, entre ellos las pérdidas en las redes.. La potencia conjunta AEGE cedida en horas punta era del orden de 2.700 MW, al que correspondería un ahorro en el entorno de 600 M€.

Seguridad de suministro (en el argot, interrumpibilidad): Entre 396,4 y 614,6 M€/año. La cifra inferior computaba el ahorro de costes fijos de las centrales que tendrían que estar siempre preparadas a la espera de ese problema, que en realidad se evita con la interrumpibilidad al servicio de Red Eléctrica, y la superior parte del coste a la sociedad que supone un apagón, que se evita gracias a esa interrupción de suministro a unos pocos, pero grandes. con una probabilidad de una vez cada 10 años. Se partió de experiencias reales, entre ellas el apagón ocurrido en agosto del 2003 en el Noroeste de los EE.UU. que llegó a afectar a Canadá.

Gestión de tensiones:  Muy técnico. Básicamente, gestión de reactiva en función de la situación de tensiones en cada nudo. El ahorro al sistema se estimó en 137,8 M€

Predictibilidad:  La incertidumbre sobre el consumo en una hora determinada fuerza al operador del sistema, Red Eléctrica, a mantener centrales en reserva para poder hacer frente a la volatilidad de la demanda, pero la demanda de la industria básica es totalmente predecible hora a hora. Para una potencia media anual de 4.000 MW Intermoney estimó un ahorro de 95 M€.

La suma supera los 1.300 M€/año, y la profesionalidad de Intermoney es indiscutible, pero no voy a sacralizar esos datos, entre otras cosas porque la propia consultora explica en su informe la complejidad del análisis a la hora de estimar el valor de cada una de estas colaboraciones de la industria con el mercado eléctrico. Pero el dato es tan claramente superior al coste anual de la interrumpibilidad, en el entorno de los 400/450 M€/año, e incluso al que pueda derivarse de la nueva normativa, que nadie debería tener dudas de que la gestión de demanda aportada por la industria básica  no es, ni de lejos, una subvención sino todo lo contrario, porque queda claro que, incluso asumiendo desvíos en los cálculos de la consultora, el resto de consumidores reciben más de la gestión de demanda de la industria que lo que pagan por ella.

La potencia instalada, la demanda máxima y la no necesidad de la interrumpibilidad de la industria

A final de 2011 la potencia total instalada en la península era de unos 100.000 MW, más del doble de la punta de demanda esperable, pero eso no baasta. Hay que tener en cuenta que más del 50%, incluida la hidráulica, no es firme porque depende, entre otras cosas, de condiciones meteorológicas. Y que  el concepto de seguridad de suministro tiene que incluir a las líneas de transporte y distribución, las dificultades de gestión del sistema y las situaciones locales. Un ejemplo: la última orden de interrumpibilidad se produjo en diciembre del 2009 en el sur de España, y la causa fue climatológica y local.

Pero miremos a medio y largo plazo en lugar de sólo lo inmediato. De acuerdo con la Planificación 2012-2020 sólo va a crecer, y ya veremos con la crisis, la potencia no gestionable, y decrece la firme. Aplicando a esa realidad condiciones duras, no viento, año seco, noche, e indisponibilidades altas pero no anormales en los grupos firmes, la potencia disponible se sitúa en 2014-2015 en el entorno de los 45.000, si mantenemos el criterio de que siempre haya un 10% de margen seguro, por si acaso. Pues bien, la punta de demanda en 2011, en plena crisis, alcanzó los 43.900 MW según REE. ¿De verdad podemos estar tan tranquilos?.

Además, y es algo muy preocupante, los ritmos de trabajo a los que están sometidos los ciclos combinados, oscilando permanentemente para dar soporte a las variaciones eólicas, solares, etc, no tienen nada que ver con sus condiciones de diseño, lo que sin duda provoca indisponibilidades más elevadas de lo normal. Sepamos que sólo un 10% de indisponibilidad añadida en los ciclos supone 2.500 MW seguros menos.

Pero sobre todo, y para acabar este capítulo, la gestión de demanda asumida por la industria no se puede poner o quitar si llueve o no. Estamos hablando, e insisto, de la forma elegida por el gobierno español para que empresas intensivas en electricidad, y en inversión, consigan competitividad, y si la senda de futuro es tan incierta como defienden algunos, interrumpibilidad sólo el año que haga falta, adiós a las inversiones.

¿Qué ha cambiado el borrador de Orden Ministerial?

 A mi juicio, dos cosas conceptualmente positivas. La primera comienza a distinguir entre la “modulación”, las paradas diarias programadas y largas para rebajar la punta de demanda diaria del sistema, y la “interrumpibilidad”, las paradas ante situaciones críticas sobrevenidas para evitar apagones. Y la segunda, consecuencia de la primera, facilita la incorporación a la gestión de demanda de la parte de la industria básica que se había quedado fuera por varios motivos, uno de ellos la imposibilidad técnica de asumir todos los días paradas de varias horas. En origen, años 80, modulación e interrumpibilidad estaban perfectamente separadas, pero a partir de 2007 se mezclaron bajo el concepto de interrumpibilidad. Como son dos servicios muy distintos, y ambos útiles para el sistema eléctrico, conviene volver a separarlos, para que cada empresa pueda aportar “su” máximo posible a la gestión y, de esta forma, seguir consiguiendo competitividad eléctrica, tal como decidió el gobierno en su momento y confirma ahora en esta Orden Ministerial.

¿Qué cambiaría yo, si pudiese?

El límite mínimo de 100 MW para incorporarse a la nueva fórmula. Podría parecer que sólo a partir de esa potencia se dan las condiciones de consumo totalmente plano, lo mismo a todas horas, que exige la propuesta de norma para la nueva formulación, pero no es así. Por eso, a mi juicio sería positivo, y útil, establecer un escalonamiento de potencias y coeficientes, empezando por ejemplo en 25 MW y acabando en  más de 100 MW, para no dejar fuera empresas técnicamente igual de complejas, y para que nadie pueda pensar que se ha buscado una solución exclusiva para un conjunto de empresas.

Resumen y conclusiones

Desde hace ya casi 30 años la industria básica española, por decisión del gobierno, ha tenido que someterse a un modelo de gestión de demanda eléctrica, adaptando sus ritmos de producción a las necesidades del sistema eléctrico para hacerlo más seguro y eficiente, de forma que las contraprestaciones a esos esfuerzos permitieran conseguir precios eléctricos competitivos. Mientras, sus colegas europeos conseguían,  y siguen consiguiendo, precios eléctricos incluso mejores sin ningún esfuerzo, porque sus gobiernos decidieron en su día, y siguen en ello, tratamientos específicos para esos sectores en la aplicación de los costes regulados.

El resultado ha sido positivo para el sistema eléctrico, y suficiente para las empresas, pero lo que está claro que no estamos hablando de medidas coyunturales ni mucho menos. No se puede poner y quitar según la circunstancia corta, sino hacerlo siempre útil para las dos partes, teniendo en cuenta todas sus facetas.

El borrador de Orden Ministerial tiende a reforzar el esquema de gestión de demanda buscando la incorporación de empresas que, por diversos motivos, se quedaron fuera, pero que también necesitan de forma imperiosa competitividad eléctrica. Para ello retoma la distinción entre los dos servicios fundamentales, modulación, rebaja de la demanda en horas punta todos los días, e interrumpibilidad, cortes a petición de Red eléctrica para evitar apagones ante problemas sobrevenidos.

Todo ello positivo, razón por la que conviene evitar un límite inferior tan alto, 100 MW y cambiarlo por un escalonamiento de niveles de potencia, empezando por ejemplo en 25 MW para acabar en >100, para no excluir de nuevo a empresas y/o limitar su capacidad de colaboración positiva con el sistema eléctrico.

Y siempre dando por supuesto que la necesaria reconversión eléctrica tendrá en cuenta a la industria básica y su competitividad, y no al revés.