El pasado jueves, 31 de octubre, el rodillo popular tumbó en el pleno del Congreso de los Diputados las siete enmiendas a la totalidad presentadas por PSOE, Izquierda Plural, UPyD, CiU, ERC, BNG y Compromís-Equo (solo el PNV, que anunció enmiendas parciales, no presentó a la totalidad) contra el proyecto de ley de reforma eléctrica aprobado por el Gobierno el pasado julio. Por una razón u otra, los partidos de la oposición rechazan el proyecto de ley, pero coinciden en que castiga a las renovables y al autoconsumo sin atajar de raíz las causas del déficit de tarifa, objetivo fundamental por el que se promulgó.
El ministro de Energía, José Manuel Soria, no consiguió convencer a nadie de que el marco normativo “va a dar estabilidad al sector y a garantizar los menores costes posibles para los consumidores”. Al contrario, recibió toda clase de lindezas: “Supondrá un desmantelamiento de las renovables”; “es un atraco que supone una normativa dictada por los grandullones codiciosos que impide una verdadera democracia energética”; “se consagra un modelo de negocio en crisis, una especie de peronismo eléctrico”… En general, la oposición cree que el Gobierno se ha limitado a presentar un nuevo parche que sólo protege al oligopolio de las empresas eléctricas a costa del desarrollo de las renovables y de los autoconsumidores, sin que ello permita acabar con el déficit tarifario.
Así está el panorama. Mientras el Gobierno se mantiene firme en su plan, la reforma eléctrica ha conseguido poner de acuerdo a partidos, consumidores y empresas, cuyos lobbies se han movido convenientemente en el Parlamento español y en Bruselas. Pero la coincidencia solo existe en el destino de las críticas, el Ejecutivo. Al tiempo, las eléctricas culpan a las renovables de todos los males que arrastra el sector y estas acusan a aquellas de querer mantenerse en una posición privilegiada. Al final, están todos contra todos en medio de un atasco en el que el policía (el Gobierno) no es capaz de ordenar el tráfico.
La reforma, que comprende un total de 15 normas (entre un anteproyecto de ley, un decreto ley y varios reales decretos, órdenes ministeriales y resoluciones), persigue acabar con el déficit de tarifa y la deuda de 26.026 millones acumulada desde la reforma de 2000. La citada deuda se originó, principalmente, por el crecimiento desmesurado a partir de 2005 de primas a las renovables, que de 400 megavatios de potencia previstos pasaron a 4.000. Ese descontrol ha llevado a que haya una potencia instalada de 120.000 MW y solo se utilice la tercera parte.
Para acabar con el déficit, la reforma estableció nuevos regímenes retributivos para las instalaciones de renovables y las redes de transporte y distribución. Los cambios incluyen la supresión de las primas a las renovables estableciendo un nuevo marco que fija una “rentabilidad adecuada”, lo que supone ahorrar unos 1.500 millones. Esta rentabilidad está basada en los bonos del Tesoro a 10 años más 300 puntos básicos para las renovables (7% ahora) y un 6% para el resto (los mismos bonos más 200 puntos básicos). Esta retribución afectará a la vida útil de las 55.000 instalaciones. Desde ahora, las renovables van a vender directamente al mercado.
También incluye recortes de hasta 1.000 millones en los pagos regulados por gestionar las redes de media y alta tensión y la disminución de la retribución de los pagos por capacidad que perciben las centrales de ciclo combinado en 200 millones. Según Industria, sobran entre 4.000 y 6.000 MW de potencia sobre los 25.000 instalados con esta tecnología. Esa sobrecapacidad requiere, a su juicio, establecer el cierre temporal de instalaciones e instaurar “una subasta de hibernación”.
Asimismo, el cambio en los pagos de capacidad se reduce de 26.000 euros a 20.000, que a su vez se reducirán a 10.000 aunque su pago se eleva de 10 a 20 años, y se cambia la regulación para el autoconsumo estableciendo un “peaje de respaldo”, que consiste en que los propietarios de estas instalaciones paguen si se cuelgan a la red general.
La reforma también cambió la denominación de la tarifa de último recurso (TUR) por la de precio voluntario al pequeño consumidor (la utilizan todos los hogares y las pequeñas empresas). La TUR y los peajes de acceso (parte del sistema que se cobra por el uso de la red) se reparten al 50% la factura. La revisión de la TUR, cuyo precio se regula mediante la subasta que se hace entre las distribuidoras (el denominado pool), seguirá siendo trimestralmente.
La consecuencia inmediata fue el aumento del recibo de la luz un 3,2%. Este incremento se debió a la subida del 6,5% de los peajes de acceso, cuyo monto asciende a 900 millones, cifra que forma parte de los 4.500 millones que supone la reforma. La mayor parte de este coste, por 2.700 millones, recae en cantidades similares sobre las compañías eléctricas y las firmas de renovables. Los restantes 900 millones los aportan los Presupuestos Generales del Estado para asumir los costes extrapeninsulares (lo que cuesta llevar la luz a los archipiélagos, Ceuta y Melilla). Industria pidió una aportación presupuestaria de 1.800 millones; pero el ministro de Hacienda, Cristóbal Montoro, impuso sus tesis de contención para poder cumplir con las exigencias de Bruselas para reducir el déficit público y logró reducirlas a la mitad.
Según Industria, el déficit de tarifa se habría elevado 10.500 millones y la luz habría subido un 42% (y no un 8%) de no haber tomado medidas entre 2012 y 2013. Entre esas medidas figuran la concesión de un crédito extraordinario de 2.000 millones con cargo a los Presupuestos de 2013 y recortes que repercutieron en el sector (reducción de primas, transporte, distribución…) e impuestos a la generación, que permitieron reducirlo en 6.000 millones. Los 4.500 restantes, por sí solos, habría supuesto un aumento del 19% del recibo. Entre 2003 y 2011 la tarifa ha subido un 63% poniendo a España como país más caro de la UE, solo superado por las islas Chipre e Irlanda.
La reforma no convenció a nadie, incluidos la Comisión Nacional de la Energía (CNE, que se opuso al peaje de respaldo) y Bruselas, que vio con preocupación las trabas a las renovables. Todos se quejaron de no haber sido consultadas por el secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, a la hora de diseñar el plan y se apresuraron a subrayar que la reforma hace inviables nuevas inversiones. Las compañías verán reducida su retribución en concepto de distribución en torno a 300 millones este año, que podrían incrementarse a 400 a partir de 2014, y las renovables un recorte sustancial en las primas.
A todo ello hay que añadir que sigue habiendo déficit tarifario. A principio de año, el ministro Soria aseguró que en 2013 habría incluso un superávit de 16 millones; después, que el déficit de este año sería cero; para acabar reconociendo que el déficit se acercaría a los 3.000 millones. También dijo al principio que este último déficit no sería titulizado, como así se recoge en el proyecto de ley; luego, que sí sería titulizable con el aval del Estado (lo que obligaría a enmendar el proyecto de ley); días después, Nadal le corrigió y dijo que no.
“Sobran las palabras” para las eléctricas. Según estas, “el largo y prolijo conjunto de normas tienen como único objetivo tratar de dar solución al déficit tarifario; pero ahí se agota prácticamente el supuesto alcance de la reforma”. El sector subraya, además, que entre un 40% y 50% de la tarifa son impuestos, sobrecostes y subvenciones derivadas de “errores” de política energética que no tienen nada que ver con los costes reales de producir y distribuir electricidad y que estos se refieren principalmente a las primas renovables. “Si se eliminaran, las tarifas serían perfectamente competitivas a escala europea”.
Se da la paradoja, a su juicio, de que España registra uno de los precios eléctricos más altos… con unos costes de producción que están entre los más bajos (el precio mayorista de la energía es un 10% inferior a la media de los principales países europeos). Pero la paradoja sería mayor que, aunque resulte dudoso, la reforma podría acabar con el déficit tarifario sin conseguir tarifas competitivas, porque no actúa sobre los sobrecostes y subvenciones que lastran los precios eléctricos.
Las eléctricas, que han arrancado una reunión con el comisario de Energía (Günter Oettinger) culpan de ello a los incentivos que se aplican para cumplir objetivos de la política comunitaria (20-20-20, consistente en reducir para 2020 un 20% el consumo de energía primaria; reducir otro 20% las emisiones de gases de efecto invernadero; y elevar la contribución de las energías renovables al 20% del consumo). Esa fue una de las quejas que llevaron a Bruselas 10 de las principales empresas eléctricas europeas el pasado mes. Las eléctricas —entre las que están las españolas Iberdrola y Gas Natural Fenosa (GNF) e, indirectamente, Endesa y E.ON España a través de sus matrices— exigen un cambio de la política energética en la UE.
En concreto, ponen el acento en las “sobrerretibuciones” a las renovables inmaduras (solar y fotovoltaica), aunque exigen que se dejen de subvencionar todas, incluidas la eólicas, consideradas maduras. En su lugar, piden que los apoyos públicos a la energía renovable se centren en la investigación y el desarrollo, especialmente en las tecnologías de electricidad renovable menos maduras. Es decir, quitar las subvenciones a las fotovoltaicas y centrarlas en investigación.
“El aumento de la producción de renovables está expulsando del mercado otras tecnologías más baratas, en particular las turbinas de ciclo combinado de gas, y por tanto aumentado el precio final”, denunció Rafael Villaseca, consejero delegado de GNF. “Hay que abordar las subvenciones a las tecnologías que están inmaduras y usar los fondos para las maduras”, reclamó Ignacio Sánchez Galán, presidente de Iberdrola.
Las eléctricas reclaman, al tiempo, que se respeten los ciclos combinados. Según la denuncia, ya se han cerrado 50.000 MW, cifra equivalente a 50 nucleares. “Estas plantas no estarán ahí en caso de invierno frío”, han alertado los directivos, que amenazan con menos inversiones.
En ese sentido, la reforma no aborda temas urgentes como el mix de generación. El descenso de la demanda y la irrupción de las renovables hace que los ciclos de gas apenas funcionen a un 5%-10% de su capacidad. Pero, además, en los próximos meses hay que tomar decisiones sobre continuidad de las centrales de carbón y realización de nuevas inversiones en estas instalaciones para cumplir objetivos medioambientales, pero no hay un marco normativo que permita realizar esas inversiones y ofrezca una mínima expectativa de recuperación, según las eléctricas.
Sobre la rentabilidad razonable (en torno al 6% para las maduras), sostienen que está por debajo del coste de capital, lo que solo puede conducir a dos cosas: “Si las empresas invierten en estas condiciones, destruirán valor, se verán inmersas en problemas financieros insostenibles y sus gestores estarían incurriendo en serios conflictos de gestión ante sus accionistas; y, si deciden no invertir, la seguridad del suministro, el sostenimiento de un elevado número de empresas proveedoras y el propio empleo se verán en serio riesgo”.
El contrataque de las renovables no se hizo esperar. Un total de 14 asociaciones —entre ellas las principales APPA, que agrupa a 500 empresas de renovables; Anpier, productores e inversores de energía fotovoltaica con 4.600 socios; Unión Española Fotovoltaica (Unef), que fusionó a tres asociaciones con más de 300 empresas, Protermosolar y Asociación Empresarial Eólica (AEE), que es la voz del sector eólico con 200 empresas— se han presentado también en Europa para presionar. En la eólica, considerada tecnología madura y por tanto menos criticada, figuran Acciona, ACS, Gamesa, Eolia, y las filiales de las tradicionales.
Una de las más beligerantes es Abengoa, puntera en solar, que puso una demanda contra el Estado español por “expropiación” de sus plantas termosolares ante un tribunal internacional. Protermosolar, también ha denunciado a España en los tribunales europeos por vulneración del Derecho Comunitario por las últimas modificaciones normativas del sector energético español.
Los recientes cambios regulatorios a los que ha estado sometida esta tecnología han representado una vulneración de los principios de confianza legítima y de no discriminación, quebrantando los principios de rentabilidad razonable y de seguridad jurídica, al haber supuesto un recorte del 37% en los ingresos del sector termosolar respecto a las condiciones en que fueron decididas las inversiones, mantienen.
Según sus portavoces, la reforma planteada supone una inseguridad jurídica inadmisible. Además, la rentabilidad actual de los proyectos, de un 6%, es ajustadísima. Cualquier nuevo recorte llevará a la suspensión de pagos de los inversores, “lo que supone arruinar a 50.000 familias”.
El director general de Unef, José Donoso, considera que el peaje al autoconsumo “es un absurdo impuesto al sol”, único en el mundo, que imposibilita de facto el desarrollo del autoconsumo y condena a un sector líder en el mundo a su desaparición. Asimismo, sostienen que no se puede castigar a un consumidor de la red tradicional que además autoconsume, paga los peajes para el mantenimiento del sistema que le corresponden. “El peaje de respaldo cierra el camino a la competencia y al desarrollo tecnológico, matando moscas con misiles: implicará que un autoconsumidor pague entre un 5% y un 9% más de peajes para el mantenimiento del sistema, siendo el que menos lo usa, que un consumidor tradicional”.
Para los renovables, uno de los aspectos fundamentales de la futura reforma radica en conocer los datos sobre qué costes de inversión, operación y mantenimiento se considerarán como estándares para ser aplicados a las centrales termosolares construidas, para que compense la inversión efectuada y que la sitúe en un promedio del 7,5% de rentabilidad razonable. “Desde mediados de julio, los inversores de un conjunto de activos por valor de 70.000 millones no saben a qué precio les compensarán por la electricidad que están generando y no saben, por tanto, cuál debe ser la forma óptima de operarlas”, manifiestan.
Para ellos hay alternativas al recorte a las renovables. Hasta ahora, prácticamente todas las medidas de ajuste han recaído sobre los costes regulados, mientras que los llamados costes de energía, los que marca el mercado y que suponen el 50% del recibo eléctrico, no han sufrido ningún tipo de recorte. A su juicio, para lograr el recorte de 1.350 millones que provocará la reforma en el antiguo régimen especial se podría aplicar la rentabilidad razonable sobre los costes actuales (del 6,5% prevista para las tecnologías maduras) a la energía nuclear y la gran hidráulica (la sobrerretribución de costes de la nuclear y la hidráulica representa más de 2.000 millones al año al sistema, según sus cálculos).
También proponen considerar que la rentabilidad para el negocio de distribución de las eléctricas corresponda con toda la vida de las instalaciones y la revisión de las subvenciones a los ciclos combinados, cuestión en la que se detienen con ganas. En este sentido, recalcan que en esta última etapa se subvencionó la instalación de 27.000 MW de ciclos de gas natural. “En 2011, se incrementó la subvención y, aunque el Gobierno actual ha reducido esa subida, los ciclos combinados reciben hoy una subvención mayor que la que motivó su inversión”, enfatizan, para incidir en que “la hibernación de los ciclos no cueste dinero a todos”.
No acaban ahí. También plantean revisar la partida de pagos por interrumpibilidad, ya que el exceso de capacidad instalada desde hace más de siete años hace anacrónico su mantenimiento. Y piden solucionar la liquidación pendiente de los CTC (costes de transición a la competencia).
Por tanto, las renovables no se consideran el problema: “El déficit de tarifa en 2008 se elevaba a 16.000 millones y hasta entonces las primas cobradas por las renovables no eran significativas. En 2012, las primas a las renovables representaron un tercio de los costes regulados que, a su vez, son aproximadamente la mitad de los costes del sistema. Por tanto, las primas a las renovables representaron sólo alrededor del 17% de los costes totales del sistema eléctrico”, señalan. “En 2013, las primas equivalentes a la termosolar representarán unos 1.100 millones, es decir, menos del 3% de los costes totales del sistema eléctrico y bastante menos de la mitad de cualquiera de las otras tres tecnologías principales del régimen especial”, se defienden.