El autoconsumo es el futuro energético
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Y así el kilovatio se hizo de oro

Y así el kilovatio se hizo de oro | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Una década de fallos regulatorios y empresariales lleva la electricidad a un precio inasumible. El estupor ciudadano creció con las subidas de tarifa en agosto y octubre, y rebosó con la subasta del jueves que concluyó con el incremento del 11% previsto para enero en el recibo y que el Gobierno anuló horas después. La pregunta que recorre el país parece sencilla: ¿en qué punto de su cadena de producción el kilovatio se convirtió en oro?

 

A ojos del Gobierno está claro dónde se encuentra la fuga que hay que taponar: en esa deuda millonaria con las eléctricas, equivalente al 8% del recibo de la luz, y que representa los gastos que se les han reconocido a las compañías pero que no se les han abonado. Para enjugarla diseñó la gran reforma eléctrica de la legislatura: un paquete de 15 normas con medidas tan polémicas como gravar más al consumidor en los costes fijos de la luz (los que se pagan por tener suministro, independientemente de lo que se consuma) o la cruzada contra el autoconsumo. La reforma fracasó antes de nacer. Iba a acabar con el déficit de tarifa este año pero a última hora Hacienda retiró los 3.600 millones que había comprometido para abonar su parte del déficit.

 

Para pagar se han ido probando sistemas. El último consistía en emitir lo debido en paquetes y colocarlos en el mercado de valores (la llamada titulización). Las eléctricas ya han cobrado ese déficit y ahora los españoles se lo deben a bancos de inversión en buena parte extranjeros.

 

La paradoja de este mercado, creado en 1997 con la liberalización del sistema eléctrico, es que pagaríamos lo mismo en nuestra factura si, en lugar de mezclar fuentes baratas y caras, toda la energía se produjera al precio de las costosísimas centrales de gas. “Es como si en una lonja pagas la merluza al mismo precio que la sardina”, explica Fabra. Sé que resulta contraintuitivo decir que la culpa del alto precio de la energía la tienen las más baratas; pero es así, porque lo que las eléctricas ahorran en producción no repercute en precios bajos, sino en que sus ganancias sean mayores. La hidroeléctrica tiene beneficios del 700%, y la nuclear del 200%”, calcula. “Si se les pagara lo que les cuesta la energía, el sistema se equilibraría. El déficit es en realidad esa ganancia excesiva que se embolsan”.

 

Para salir de este callejón sin salida los expertos aseguran que hay soluciones, todas tan ambiciosas como merece un sector que se vanagloria de su complejidad. De ellas, la más lejana parece un pacto de Estado para fijar una política energética a medio plazo. Las regulaciones más ambiciosas también chocan con la puerta giratoria a través de la que decenas de exministros, secretarios de Estado y altos funcionarios de la Administración de todos los colores han entrado en los consejos de las cinco grandes eléctricas y de compañías con gran peso en las renovables. “Las ganancias son multimillonarias, y las presiones que ejercen los actores más poderosos resultan insoportables: verdaderos chantajes”, explica un ex alto cargo que no quiere dar su nombre. Las eléctricas siempre han jugado fuerte. Hace unas semanas una delegación de las 10 más importantes en Europa visitó al comisario de Energía, Günther Oettinger. Los invitados no pudieron resistirse a deslizar frente a su anfitrión que el continente podría sufrir apagones si sus retribuciones siguen cayendo.

 

 

ECOIMPULSO's insight:

Una larga historia, pero muy cercana a la realidad.... faltan capítulos, pero entonces dejaría de ser artículo y se convertiría en una serie......

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http://www.nuevomodeloenergetico.org/pgs2/index.php?cID=1033Las energías límpias son la solucion del nuevo siglo para luchar contra el cambio climático
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Soria copió a Endesa el intento de prohibir el autoconsumo eléctrico a los usuarios más vulnerables

Soria copió a Endesa el intento de prohibir el autoconsumo eléctrico a los usuarios más vulnerables | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Industria incluyó en uno de los últimos borradores del decreto de autoconsumo dos párrafos que había sugerido la eléctrica. Tras las protestas de diversos sectores, el Ministerio se echó atrás y acabó permitiendo autoconsumir a clientes con bono social o tarifa regulada de la luz. Iberdrola expuso en julio de 2013 argumentos a favor del 'impuesto al sol' luego replicados en un estudio de FAES, la fundación del PP.


El Ministerio de Industria, Energía y Turismo tuvo muy en cuenta algunas de las alegaciones realizadas en julio de 2013 por Endesa, la segunda empresa del sector eléctrico en España, durante la elaboración de la polémica normativa que desde octubre pasado regula el autoconsumo. En uno de los últimos borradores del proyecto de Real Decreto, el Ministerio entonces a cargo del dimitido José Manuel Soria llegó a copiar casi literalmente dos párrafos que la eléctrica había aconsejado incluir en el articulado. 


Así se desprende de la documentación que, obligado por el Consejo de Transparencia y Buen Gobierno (CTBG), el Ministerio ha remitido a Access Info Europe y a la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético tras la solicitud de ambas entidades para acceder a los documentos y reuniones vinculadas a la elaboración de la normativa.


En julio de 2015, Industria propuso prohibir que una familia que disfrutase de una tarifa regulada por la Administración (incluyendo a los hogares más vulnerables) pudiera autoconsumir. El veto iba dirigido a los hogares acogidos a la tarifa regulada que tienen contratada la mayoría de usuarios domésticos, conocida como Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC) o antigua Tarifa de Último Recurso (TUR), reservada para clientes con hasta 10 kilovatios de potencia; tampoco se permitía autoproducir electricidad a los clientes más vulnerables, los acogidos al bono social (descuentos para determinados colectivos). 


La propuesta de veto, según esa documentación, partió fundamentalmente de Endesa. El 29 de julio de 2013, la eléctrica había remitido a la extinta Comisión Nacional de la Energía (CNE) sus observaciones sobre el primer borrador de Real Decreto publicado ese mes por Industria. Su primera petición: “Los CUR o comercializadores de referencia no deben contratar modalidades de suministro con autoconsumo, ni estos consumidores deben tener derecho al PVPC, TUR o bono social”.


El planteamiento estaba en línea con el de Gas Natural Fenosa: "Estos consumidores deben estar en mercado libre y no pueden ser suministrados por un comercializador de referencia", decía la gasista, que consideraba “muy acertada y razonable" la regulación del autoconsumo, “por cuanto supone la ordenación de una actividad que se estaba desarrollando sin las debidas garantías, cautelas y regulación adecuada”.


Endesa, que no comenta este asunto, argumentaba que “el cliente con capacidad de instalar generación dista mucho de ser considerado vulnerable y sin capacidad de negociación en el mercado libre”, fue más allá e incluso propuso añadir dos puntos al artículo 8 del proyecto normativo. La sugerencia fue recogida casi literalmente por Industria en el nuevo borrador que remitió a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) el pasado 2 de junio para someterlo a consulta pública. El Ministerio copió esos dos párrafos casi al completo.


Pese a las peticiones de las eléctricas, finalmente el Ministerio no se atrevió a prohibir el autoconsumo a los clientes con tarifa regulada. Esos dos párrafos fueron suprimidos, tras las protestas de numerosas organizaciones ecologistas, sociales, empresariales y de consumidores contra el proyecto. No obstante, Industria mantuvo el polémico ‘impuesto al sol’ en el texto que entró en vigor en octubre. 


La documentación revela fuertes críticas de varias comunidades autónomas entonces gobernadas por el PP durante el proceso de tramitación. Alguna llegó a calificar el 'impuesto al sol' de "solución final" para las renovables o de "impuesto revolucionario" para compensar a las eléctricas. Ninguna se mostró con esa contundencia en público. 


En sus alegaciones de julio de 2013, Iberdrola, la primera eléctrica española, pidió a Industria que se abstuviera de implantar los descuentos en los peajes de respaldo (el denominado ‘impuesto al sol’) que preveía el artículo 16.4 del primer borrador de Industria, por entender que sería “una señal errónea, con efectos sobre el sistema y de difícil implementación”.


En línea con los argumentos de Endesa, Iberdrola subrayaba que “generalmente quien tiene capacidad de inversión en sistemas de generación propios son consumidores con rentas altas”. “Al recuperar parte de su inversión mediante la evitación de pagos de peaje de respaldo, sus ahorros tienen que ser pagados por otros clientes que no han realizado dichas inversiones, generalmente de rentas más bajas”. 


El peaje de respaldo, según Iberdrola, “evita que el resto de clientes tengan que subvencionar el desarrollo de esta actividad y reduce el riesgo de crecimiento del autoconsumo ineficiente con su consiguiente efecto en el déficit tarifario y sobre la sostenibilidad del sistema eléctrico”. La argumentación recuerda a las tesis recogidas en un estudio publicado a principios de 2015 por la Fundación para el Análisis y los Estudios Sociales (FAES), el think tank del PP, firmado por un directivo de Iberdrola, Conrado Navarro, y un ex de Unión Fenosa, Juan Luis López Cardenete.

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Tú, tu recibo de la luz y los beneficios de las eléctricas

Tú, tu recibo de la luz y los beneficios de las eléctricas | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

El pasado año 2015 los beneficios de las tres principales eléctricas de nuestro país sumaron 5.010 millones de euros. En el primer trimestre de 2016 suman ya, solo entre Iberdrola y Endesa, 1.304 millones de euros a los que se añadirán lo que anuncie Gas Natural Fenosa esta semana. Cinco mil millones al año, unas decenas de millones arriba o abajo, es lo que han ganado durante los últimos años estas tres empresas, con unos márgenes que, por cierto, doblan a los de las eléctricas europeas. Y todo ello pese a la crisis que hemos sufrido, que estamos sufriendo en este país; pese a la espectacular caída de la demanda, hoy es la misma que en 2005; y, pese a la reforma normativa de los Soria-Nadal que según el presidente de la patronal eléctrica tanto les iba a afectar a su cuenta de resultados.


Ahí están nuestras grandes compañías eléctricas rebosantes de beneficios, con unos relucientes ratings (eso que sirve para medir su solvencia ante los inversores de todo el mundo), con unos ambiciosos proyectos de expansión internacionales y con la satisfacción del deber cumplido: han frenado el desarrollo de las renovables con las que se colaban en su cortijo decenas de actores en el caso de la termosolar, cientos en el caso de la eólica y decenas de miles en el fotovoltaica y que podían haber llegado a ser millones si el Gobierno (siempre obediente a sus intereses) no hubiera puesto el tapón del Impuesto al sol en la regulación del autoconsumo. 


Ellos argumentarán enseguida que más de la mitad de esos beneficios que estamos comentando vienen de su negocio fuera de España, lo que es verdad desde hace poco tiempo, aunque llevan diciéndolo desde hace mucho. Sí, es cierto, en efecto, nuestras eléctricas ganan mucho fuera de nuestras fronteras, pero no debemos olvidar que el músculo financiero que les permitió salir a conquistar mercados internacionales tuvo su origen también en tu recibo de la luz y en los regalos gubernamentales como los Costes de Transición a la Competencia. 


Y en el rincón de enfrente tú y tu recibo de la luz. Echa un vistazo a cualquiera de los últimos meses y busca uno de hace cinco o seis años. Antes de irte al importe final comprueba como un concepto que se llama “término de potencia” ha crecido en un 40 por ciento. Eso del término de potencia es lo que pagas fijo, consumas más o menos. Eso lo han subido para que en el caso de que tuvieras la peligrosa y subversiva idea de ahorrar energía, los beneficios de esas grandes compañías queden asegurados. De todas las subidas le han echado la culpa a las primas de las energías renovables, pero no te lo creas. Esas primas son un coste más del sistema y eran insignificantes cuando ya se estaba creando ese monstruo del “déficit de tarifa” que ha justificado todas las tropelías que han hecho y por el que se supone que todos los consumidores le debemos un montón de dinero a ese sistema eléctrico del que esas empresas obtienen esos insólitos beneficios. En los costes del sistema sí hay conceptos que no tienen ninguna razón de ser como los “pagos por capacidad” a los ciclos combinados de gas que las grandes empresas perciben para paliar su inmenso error estratégico de instalar 27.000 MW, potencia superior a la que se instaló en esos años en renovables. Con ellos pensaban ganar mucho dinero, pero como se equivocaron los pagas tú en tu recibo de la luz. Vete al final de tu factura y comprobarás que, pese a lo que ha estado diciendo el dimitido ministro de Energía, el coste de la electricidad ha subido cerca de un ochenta por ciento en los últimos diez años. 


Los ciudadanos tenemos por tanto motivos para sorprendernos, quizás escandalizarnos, por esta, digamos, anomalía y por eso, poco a poco, vamos tomando conciencia de que esto de la energía nos atañe, y mucho. Debemos, como busca la Fundación Renovables, dejar de ser consumidores pasivos para ser ciudadanos que pueden producir, gestionar y usar su energía sin alimentar ciegamente esas desproporcionadas cuentas de resultados. 


¡Ah! El próximo día hablaremos del petróleo, de las gasolinas más caras de Europa antes de impuestos y de los Repsol y Cepsa que hasta ahora han esquivado el debate del modelo energético.

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El recorte renovable ha sido un 22% superior al que fijó la reforma

El recorte renovable ha sido un 22% superior al que fijó la reforma | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

La reforma eléctrica que el Ministerio de Industria puso en marcha en julio de 2013 incluía, inicialmente, un paquete de 14 normas con las que se pretendía corregir un desfase en el sistema que se estimó en 10.500 millones de euros (el déficit de tarifa acumulado alcanzaba los 26.000 millones). Aquel importe se desglosaba de la siguiente manera:unos ingresos procedentes de los tributos al propio sector energético aprobados anteriormente (en una ley que había entrado en vigor el 1 de enero de 2012); una reducción de costes regulados de 2.700 millones (mitad a la actividad tradicional y la otra mitad, a las renovables, cogeneración y residuos); una aportación a través de los Presupuestos del Estado de 900 millones y una subida de los peajes eléctricos de otros 900 millones.


Los tres pilares que, según el entonces titular de Industria, José Manuel Soria, contribuirían a eliminar el déficit de tarifa: “Los operadores, el Estado y los consumidores”. Sin embargo, a casi cuatro años de aprobado el grueso de la reforma, el balance ha resultado muy distinto. Según los datos oficiales del ministerio y la CNMC, entre 2012 y 2015, el recorte de costes acumulado es de 4.141 millones, cuyo reparto no coincide con las previsiones.


Así, el de las renovables ha resultado un 22% superior al previsto (-1.864 millones, especialmente, la eólica y la cogeneración); el Estado solo ha asumido la mitad de los costes prometidos de las extrapeninsulares (y únicamente en los dos últimos años), hasta 745 millones, y el servicio de interrumpibilidad que recibe la gran industria ha sumado en estos años más de 1.100 millones. Por contra, según la orden de peajes eléctricos de 2016, la retribución a las redes de distribución mejora en 34 millones y el transporte, en 235 millones. Según critican en el sector renovable, en este caso, todas las partidas mejoran su retribución: o se benefician de una extensión en el tiempo de las medidas o se reubican, “sin que tenga consecuencias importantes para las empresas afectadas”.


La reforma acabó con el sistema de primas a la producción, que fue sustituido por un incentivo a la inversión (a lo largo de la vida regulatoria de las instalaciones) basado en parámetros que garantizaba una rentabilidad razonable (un 7,39%). Sin embargo, el sistema de revisión de la remuneración de estas tecnologías, tal como denunció en su día el sector, ha impedido a las plantas obtener dicha rentabilidad y a que en 2019 se parta de cero, a voluntad del Gobierno de turno.


Las empresas verdes denuncian la diferencia de trato respecto a las redes: tanto la retribución como el transporte, la rentabilidad que se les reconoce solo se aplica a futuro, sin tener en cuenta los beneficios obtenidos en el pasado; no están expuestas a una revisión cada seis años, como las renovables (con semiperiodos de tres años), con un límite de variación anual para determinarla de más/menos 50 puntos básicos. Además, la retribución de las redes se calcula según valores reales auditados, frente a la de las verdes, que se calcula según parámetros de los que se excluyen los costes financieros. Además, las interconexiones internacionales no se tienen en cuenta al establecerse los límites de inversión en la planificación energética. 


Respecto a otros costes del sistema, como los pagos por capacidad, que reciben con cargo a la factura las centrales de ciclo combinado, aunque se redujeron un 14% (10.000 euros/MW), se duplicó el periodo de tiempo con derecho a cobrarlos (hasta 20 años). Estos son de dos tipos: un incentivo a la inversión, que se recibe por 10 años desde la puesta en marcha de la planta, que ha bajado un 55% entre 2012 y 2015 (308 millones), y a la disponibilidad, que cae un 3% (cinco millones de euros).


El RDL 413/2014 acabó con las primas de las renovables y fijo un nuevo sistema de retribución basada en parámetros, entre otros, el relacionado con los precios del mercado que Industria estima para el ejercicio. Cada tres años (el semiperiodo regulatorio de seis años)se revisan estos parámetros que dan lugar a un nuevo cálculo de valores para retribuir la inversión en los siguientes tres años. 


Para ello se estiman unos límites superior e inferior sobre el precio del pool que se ajustan después con el precio real. Pero si este es inferior en cuatro euros/MWh al estimado, al generador no se le reconoce la diferencia; hasta ocho euros, solo recibe el 50% y la compensación solo llega cuando se traspasa ese límite. A finales de 2016 se realiza la primera revisión y, teniendo en cuenta que en 2014 estimó un precio superior al que resultó, a energías como la eólica no se le reconocerán pérdidas de 191 millones. Todo apunta a que en 2016, con otro desvío previsto de casi el 20% por los bajos precios respecto a las previsiones, las pérdidas podrían ascender a 210 millones, según calcula el sector, que critica que de esta manera no se respeta la rentabilidad del 7,39%. 


Además, los importes reconocidos no se liquidan al fin del periodo, sino que se difieren a lo largo de la vida regulatoria.

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Cerrando nucleares (y II): España | lamarea.com

Cerrando nucleares (y II): España | lamarea.com | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

En un artículo previo tratamos los problemas que está teniendo Alemania para llevar a cabo el cierre completo de su parque nuclear planificado para 2022. Los 38.000 millones de euros ahorrados durante décadas por las empresas eléctricas privadas, responsables últimas del desmantelamiento de sus centrales, sumados a lo comprometido legalmente por el Estado, podrían no ser suficiente. El motivo es sencillo: igual que construirla, cerrar una central nuclear es muy caro; hacer una estimación de la cantidad precisa resulta prácticamente imposible. Ante las enormes dificultades financieras que esto supone, el Estado alemán debate la posibilidad de, una vez más, salir al rescate de sus empresas. En este artículo hablaremos sobre lo que puede ocurrir en España que, no lo olvidemos, ya rescató una vez a las eléctricas privadas, durante la burbuja nuclear de los años ochenta. 


Igual que en Alemania, en España existe planificación financiera para el cierre del parque nuclear: durante las últimas décadas, parte del precio de la electricidad ha ido destinado al Fondo para la financiación de las actividades del Plan General de residuos Radiactivos (PGGR) de la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos S.A. (ENRESA). Con ese fondo se financia el tratamiento de los residuos nucleares, una vez que éstos han sido utilizados en las centrales, y el desmantelamiento de dichas centrales cuando llegan al final de su vida útil. El VI PGRR estima que mediante estas vías se podrán financiar completamente los costes asociados a los residuos radiactivos entre 1985 y 2070. Estos costes se calculan en el PGRR en unos 13.000 millones de euros, y de ellos ya se habría incurrido en una cuarta parte, pero estimaciones más recientes el Ministerio de Industria han actualizado esa cantidad a 18.000 millones hasta 2080.  

Recordemos ahora que, para el parque nuclear alemán, de un tamaño entre dos y tres veces el del español, 65.000 millones de euros podrían no ser suficientes. ¿Bastarán entonces los 18.000 estimados para hacer frente a todos los gastos asociados al cierre del parque nuclear español? Hay varios ejemplos que, sin ser definitivos, no invitan desde luego al optimismo sobre la precisión de las predicciones. Por ejemplo, el VI PGRR fija como inicio del desmantelamiento de la central nuclear de Zorita el año 2009 (la central paró en 2005), y estima la duración de las actividades en seis años, finalizando en 2015; sin embargo, la web de ENRESA marca ahora 2018 como fecha de finalización del desmantelamiento. El VI PGRR también establece 2006 como fecha límite para el debate y toma de decisiones sobre la construcción del Almacén Temporal Centralizado (ATC), un paso intermedio antes del almacenamiento definitivo de los residuos; pues bien, la decisión se tomó el 30 de diciembre de 2011, y en 2016 sigue recurrida en los tribunales. En cuanto al almacenamiento definitivo de los residuos, el VI PGRR lo plantea para 2050, lo que supone 15 años de retraso con respecto a lo que estimaba el V PGRR (y, dado el retraso del ATC, es probable que vuelva a demorarse). El mismo PGRR no siempre cumple los plazos: ENRESA ha de enviar un plan cada cuatro años al Ministerio de Industria, o antes si este lo requiere: los anteriores PGRR datan de 1987, 1989, 1991, 1994 y 1999; ENRESA mandó al Ministerio el actual plan en 2006 y una actualización en 2011; no hay noticias de un VII PGRR. 


¿Qué pasaría si los 18.000 millones de euros previstos no fueran suficiente? Lo que dice ENRESA en su web es: “ENRESA realiza un análisis de los costes futuros de todas las actividades de la gestión y comprueba que los tipos de gravamen vigentes son suficientes para asegurar su financiación. […] Si se produjera, a pesar de todo, un déficit en la financiación, el Gobierno introduciría los mecanismos necesarios para corregirlo”. 


Lamentablemente, lo que leemos en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética y en las sucesivas leyes que ésta cita, es menos tranquilizador. Ya en el preámbulo admite que: “Aunque en el Plan General de Residuos Radiactivos se prevén las necesidades de financiación, basadas en las mejores estimaciones disponibles, la valoración del coste total del desmantelamiento de las centrales nucleares y la gestión definitiva de los residuos radiactivos mantienen un alto grado de incertidumbre que, en última instancia, se trasladaría a la sociedad”. 


Es decir, el propio texto de la ley reconoce que, en caso de producirse sobrecostes estos serán asumidos por “la sociedad”. Precisamente en esa ley se crean nuevas tasas a la generación y almacenamiento de residuos radiactivos, con la motivación de que el Estado tendrá que asumir los costes de la gestión a largo plazo (es decir más allá de 2080). 


Dediquemos ahora un momento a analizar por qué la gestión de los residuos a largo plazo cae a cargo del Estado. Lo haremos repasando someramente la legislación relevante de acuerdo a la web del Ministerio y el propio PGRR. Aunque farragosa a ratos, merece la pena saborear alguno de los detalles; las conclusiones vendrán en los dos últimos párrafos. 


Para justificar la responsabilidad pública, en la ley antes citada, se menciona el artículo 38 bis de la Ley 25/1964, de 29 de abril, sobre Energía Nuclear, que establece que el Estado asuma “la titularidad de los residuos radiactivos una vez se haya procedido a su almacenamiento definitivo”. Sin embargo, dicha ley, que se promulgó un año antes de que empezase la construcción de la primera central nuclear española (Zorita, en 1965), no hacía originalmente referencia a desmantelamientos ni gestión de residuos; de hecho no existía artículo 38 bis, y el artículo 38 simplemente dictaba: “Las instalaciones nucleares y radiactivas que trabajen con sustancias radiactivas quedan obligadas a contar con instalaciones especiales para almacenamiento, transporte y manipulación de residuos radiactivos”. 


No es hasta 1984 cuando lo contenido en ese artículo 38 se concreta con la creación de la empresa pública ENRESA mediante los Reales Decretos 1522/1984 y 1899/1984. El segundo autorizó a ENRESA a realizar las actividades de almacenamiento transporte y manipulación arriba mencionadas, para lo cual debería establecer relaciones contractuales con las empresas titulares de las centrales nucleares, que seguían obligadas a contar con las instalaciones adecuadas. 


La primera vez que encontramos referencia a la titularidad pública de los residuos radiactivos es mucho más tarde, en el Real Decreto-Ley 5/2005 de 11 de marzo, de reformas urgentes para el impulso a la productividad y para la mejora de la contratación pública, promulgado mes y medio antes de que se solicitase el cese definitivo de la explotación de Zorita (la primera central en hacerlo en España), cese que tendría lugar un año después: “El Estado asumirá la titularidad de los residuos radiactivos una vez se haya procedido a su almacenamiento definitivo. Asimismo, asumirá la vigilancia que, en su caso, pudiera requerirse tras la clausura de una instalación nuclear o radiactiva una vez haya transcurrido el periodo de tiempo que se establezca en la correspondiente declaración de clausura”. 


Esto quedó confirmado por la Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de reformas para el impulso a la productividad, promulgada medio año antes del cierre de Zorita. Esta ley modificaba la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, incluyendo una disposición adicional que comienza con: “La gestión de los residuos radiactivos, incluido el combustible gastado y el desmantelamiento y clausura de instalaciones nucleares y radiactivas, constituye un servicio público esencial que se reserva, de conformidad con el artículo 128.2 de la Constitución Española, a la titularidad del Estado. Este servicio será gestionado directamente por la entidad pública empresarial ENRESA de gestión de residuos radiactivos, de acuerdo con el Plan General de Residuos Radiactivos aprobado por el Gobierno”. 


Sólo cuatro años después, párrafos similares serían incluidos en el anteriormente inexistente artículo 38 bis de la Ley 25/1964. Se haría, por cierto, con nocturnidad y alevosía, a través de una disposición final novena de la Ley 11/2009, de 26 de octubre, por la que se regulan las Sociedades Anónimas Cotizadas de Inversión en el Mercado Inmobiliario. 


Recapitulemos: justo antes de que la primera central nuclear española finalizara su vida útil, el Gobierno decidió hacer explícitamente al Estado titular de los residuos generados por esta central y por las que habían de cerrar en el futuro. Lo hizo además de forma opaca, en disposiciones escondidas de leyes que nada tenían que ver con el sector eléctrico. Obviamente, esta modificación no impide formalmente a futuros gobiernos tomar medidas como nuevas tasas y gravámenes a las eléctricas si previera problemas para costear el apagón nuclear. Pero no cabe duda de que ese tipo de medidas se pueden negociar en mejores condiciones y se puede defender legalmente de forma más segura en un escenario en que el apagón nuclear es explícitamente responsabilidad de las compañías (aunque no garantiza nada, como aprendemos del caso alemán). Habrá que permanecer vigilantes, y exigir las responsabilidades que toquen, ahora que se acerca el fin de la vida útil de las centrales nucleares. Vida útil que, de cara al PGRR, se estimó en 40 años; los costes de desmantelamiento crecerían obviamente si esta se ampliase. 


Por último, cabe pararse un segundo en el hecho de que la citada frase “la gestión de los residuos radiactivos, incluido el combustible gastado y el desmantelamiento y clausura de instalaciones nucleares y radiactivas, constituye un servicio público esencial” se incluyera precisamente en la Ley 54/1997. En esa ley del sector eléctrico fue en la que por primera vez se abandonó la noción de servicio público para el suministro eléctrico, y en la que se afirmaba “no se considera necesario que el Estado se reserve para sí el ejercicio de ninguna de las actividades que integran el suministro eléctrico”. Al parecer los residuos nucleares, un elemento inevitable en un sistema que suministre electricidad de origen nuclear, es una excepción. Este caso, como el alemán, es un ejemplo más de cómo funciona el sistema: garantizando beneficios y socializando pérdidas..

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Florentino infló un 10% los costes del Castor usando las empresas del grupo ACS

Florentino infló un 10% los costes del Castor usando las empresas del grupo ACS | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Un demoledor informe confidencial de la CNMC afirma que Escal, la empresa controlada por Florentino Pérez que explotaba el Castor, infló durante años los gastos de operación y mantenimiento del almacén de gas usando otras sociedades del grupo (la propia ACS y su filial Cobra), obteniendo "un margen intragrupo del 10%" para que fuera retribuido como coste regulado.


Según el documento, elaborado por la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC, Escal UGS, compañía titular de la construcción y explotación del Castor controlada por ACS, infló en 2013 y 2014 los gastos de Operación y Mantenimiento (O&M) del almacén al incluir en ellos costes financieros de operaciones entre empresas del grupo presidido por Florentino Pérez que no tienen derecho a retribución. 


El análisis pormenorizado realizado por los técnicos de la CNMC ha detectado un desvío de 7,55 millones de euros provenientes de operaciones intragrupo con márgenes de hasta el 10%. En un demoledor y detallado informe, el regulador propone al Ministerio de Industria que no abone a la filial de ACS la retribución por esta partida, que es eminentemente financiera, ha sido obtenida a través de las empresas del grupo y no está ligada a costes de O&M.


"Escal estaría celebrando directamente un contrato de O&M para el almacenamiento Castor con la Unión Temporal de Empresas ACS y Cobra, integrada en el grupo ACS, debiendo considerarse entonces la relación existente entre Escal y la UTE ACS Cobra, propiedad y contratista, como pertenecientes al mismo grupo empresarial. Por lo tanto, se ha establecido un contrato entre dos empresas del mismo grupo empresarial, con un margen intragrupo del 10%, y con afección de dicho margen hacia las actividades reguladas, no repercutiéndose por tanto el servicio de O&M a su coste real. En conclusión, no cabría reconocer costes inexistentes, como son los márgenes intragrupo, que darían lugar a retribuciones por las actividades reguladas superiores a las establecidas por la regulación", afirma el informe en su página 22. 


Según el análisis de la CNMC, el grupo ACS habría inflado los costes con derecho a retribución mediante contratos de "asesoramiento económico-fiscal, por un monto total de 2,675 millones de euros, a través del "margen del 10% en los contratos de Operación y Mantenimiento", por una cuantía de 4,782 millones y por vía de otra partida minoritaria de 100.900 euros. En total, son 7,55 millones de euros que no han de ser retribuidos al grupo de Florentino Pérez, según ha determinado la CNMC.


Los costes inflados por el grupo ACS corresponden a tres periodos analizados: ejercicio 2013 completo, año 2014 hasta el 4 de octubre y un periodo transitorio que va del 5 de octubre al 30 de noviembre de ese año. Es en esos tres periodos en los que el regulador ha detectado esos 7,55 millones de sobrecoste que el grupo ha querido 'colar' como costes de Operación y Mantenimiento del almacén submarino, cuya actividad se suspendió el 26 de septiembre de 2013 tras provocar centenares de terremotos en el norte de Castellón. 


El informe de la CNMC establece los ajustes que hay que hacer a cada uno de esos tres periodos para que ACS y su grupo no cobren los sobrecostes atribuidos injustificadamente a O&M. En 2013 fueron finalmente 21,19 millones de euros, en 2014 hasta el 4 de octubre, 18,16 millones, y en el periodo transitorio, 4,56 millones. 


Los 7,55 millones restantes acumulados en los tres periodos se quedan sin retribución. 


El grupo ACS, a través de Escal UGS, tiene aún pendiente de cobro los costes de O&M correspondientes a su actividad en el almacén, hasta que la compañía dejó de hacerse cargo de éste y devolvió la autorización de explotación. 


A cambio, el Gobierno aprobó una indemnización de 1.350 millones de euros, que fue cobrada por ACS en noviembre de 2014. El Ministerio de Industria y Energía estableció este pago en función de la cláusula que el Gobierno de Zapatero incluyó en el contrato de adjudicación del Castor a la empresa del grupo ACS. 


Pese a los sobrecostes totales de la infraestructura, que según algunos informes se disparó por encima de los 1.600 millones de euros, no ha habido ninguna auditoría que detalle si este coste final estuvo justificado. Si hubo maquillaje en las cuentas del grupo ACS para intentar cobrar retribución por costes que no tienen derecho a ella, pudo haberlo también en las cuentas totales de la construcción del almacén submarino y su plataforma offshore, se preguntan algunos expertos del sector. 


La propia Generalitat catalana (el sur de Tarragona también se vio afectado por los terremotos) presentó un recurso contencioso-administrativo ante el Tribunal Supremo para evitar que los costes del Castor y su indemnización se carguen al recibo del gas durante 30 años.

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Los Costes de Transición a la Competencia 20 años después: la titulización imposible (Parte II)

Los Costes de Transición a la Competencia 20 años después: la titulización imposible (Parte II) | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

“¿Qué costes de transición hay que pagar? No pequemos de soberbia, preguntemos al mercado” (Jesuitas contra Dominicos, Salamanca, siglo XVII; MAFO, en el Congreso, 1998) 


En la primera entrega, calificamos al Protocolo Eléctrico de 1996 como el Antiguo Testamento de la regulación eléctrica en nuestro país. Pues bien, el Marco Legal Estable de 1987 (MLE) era el Tanakh: los rollos canónicos hebreos, de los que bebe la Biblia. 


Durante la vigencia de este marco, según el Ministro Piqué (comparecencia de noviembre de 1998, en la Comisión de Industria del Congreso), “la remuneración de la generación por MLE estaba entre 9,1 y 9,2 PTA/kWh” (en el entorno de los 55 €/MWh). 55 €/MWh fue el precio del ‘pool’ en 2015. 


Y parafraseando al Ministro Piqué, esta vez en su comparecencia en el Congreso del mes siguiente -diciembre de 1998-, “antes de empezar conviene que todos recuperemos memoria histórica”; para ello, nos apoyaremos en las cifras y plazos que dio aquel día el Ministro en sede parlamentaria: 


- 7 billones 466.949 millones de pesetas (000 millones de euros): ingresos asegurados de las Eléctricas “a lo largo de los próximos 15 años” (1998-2012), con el MLE. Con sus centrales de generación instaladas a 31 de diciembre de 1997. 

- Algo más de 550.000 millones de pesetas (3.500 millones de euros): inversiones realizadas y garantizadas, que el MINER no incluyó en los cálculos de los CTC. 

- 4 billones 958.379 millones de pesetas (29.800 millones de euros): ingresos de las Eléctricas en esos mismos 15 años (1998-2012) “bajo el régimen en competencia”, para un precio-sombra de 6 PTA/kWh (estimación MINER). 

- 2 billones 508.570 millones de pesetas (15.000 millones de euros): restando, lo que las Eléctricas dejan de percibir con el cambio normativo. 

- 285 millones de pesetas (4.900 millones de euros): primera quita (-32,5%), aplicada sobre la cifra anterior. 

- 1 billón 693.285 millones de pesetas (10.200 millones de euros): compensación parcial máxima reconocida a las Eléctricas. 

- 276 millones de pesetas (1.800 millones de euros): incentivo al consumo garantizado de carbón autóctono, equivalente a una prima máxima promedio equivalente a 1 PTA/kWh (6 €/MWh). Disposición transitoria cuarta de la Ley 54/1997. 

- 1 billón 988.561 millones de pesetas (12.000 millones de euros): retribución fija máxima reconocida como CTC, que las Eléctricas podrán recuperar, durante un plazo máximo de 10 años (1998-2007). Disposición transitoria sexta de la Ley 54/1997.l


Estas comparecencias en el Congreso del Ministro Piqué, a finales de 1998, vinieron motivadas por el anuncio y comunicación a la CNMV, como hecho relevante, por parte de las Eléctricas, en septiembre de aquel año, del acuerdo alcanzado entre el MINER y el Sector Eléctrico para adelantar la liberalización, seguir reduciendo las tarifas y titulizar parte de los CTCs. 


En concreto, en lo referido a los CTCs, sobre el saldo pendiente de cobro a 31 de diciembre de 1998, el acuerdo contemplaba:


Cobro garantizado y adelantado (inmediato) del 64% de los CTCs no asociados al consumo de carbón autóctono, mediante titulización: 1’03 billones de pesetas (6.200 millones de euros). 


Quita (segunda) del 16% de los CTCs no asociados al consumo del carbón autóctono, a cambio de la seguridad del punto anterior: 257.000 millones de pesetas (1.500 millones de euros). 


Recuperación del 20% restante y de los CTCs asociados al consumo de carbón autóctono de acuerdo con el sistema de liquidación que estaba en vigor, hasta 2007: 320.000 millones de pesetas (1.900 millones de euros). 


Las eléctricas conseguirían garantizar y adelantar a 1999 el cobro íntegro, a tocateja, de la mitad de la cifra máxima de CTCs negociada vía Protocolo en diciembre de 1996: 6.000 millones de euros; libres de la incertidumbre del ‘pool’ eléctrico, del posible impacto de la liberalización y de la hipotética entrada de competidores. 


Además, la peseta del incentivo al carbón la tenían garantizada, al menos hasta 2007, si seguían consumiendo carbón autóctono: otros 1.500 millones de euros. Más los 1.300 millones de euros cobrados por CTCs en 1998, primer año (226 mil millones de pesetas).


La diferencia hasta los 12.000 millones iniciales (3.200 M€), todo lo cedido ante el regulador, había que salir a ganarlo al mercado. Por una simple regla de tres, esas quitas equivalían entonces a 4 €/MWh (por encima de los 36 €/MWh del precio-sombra). Si en el período 1998-2007, el precio medio acumulado del mercado acababa siendo igual a 40 €/MWh, esos 3.200 millones de costes varados se recuperarían vía mercado. 


Lo cierto es que el precio final medio acumulado del mercado eléctrico, en el período 1998-2007, acabó siendo de 44 €/MWh, 8 €/MWh mayor que el precio-sombra (+22%).


Nota: hasta ahora, todo el análisis se ha hecho con el texto primigenio publicado en el BOE de la Ley 54/1997. Daría para otra trilogía valorar el impacto de cada cambio de la Ley, hasta la derogación de los CTCs. 


Pero, ¿qué ocurrió entre septiembre y diciembre de 1998? ¿Qué otras comparecencias hubo en el Congreso, entre el segundo protocolo y la promulgación del cambio normativo? ¿Por qué no hubo titulización de los CTCs? 


El 11 de noviembre de 1998, con motivo de las noticias sobre la posible titulización de los CTCs, comparecieron en la Comisión de Industria del Congreso los Presidentes de los dos órganos reguladores: D. Amadeo Petitbó, del Tribunal de Defensa de la Competencia; y D. Miguel Ángel Fernández Ordóñez (MAFO), de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico (CNSE). 


Petitbó, además de hacer una llamada a la prudencia y concluir que era necesario un esfuerzo adicional de precisión, planteó 3 posibles escenarios:


- El importe de la titulización resulta superior a los CTCs reales. En ese caso, “ocurriría algo relevante; las eléctricas ya instaladas obtendrían ingresos extraordinarios que sin ningún tipo de duda distorsionarían la competencia”; “nuevas barreras de entrada”. 

- El importe de la titulización es inferior a los CTCs reales. “En este caso las empresas harían oír su voz; claramente perjudicadas las eléctricas que ya están instaladas en el mercado”; “las empresas entrantes dispondrían de algunas ventajas competitivas”. - “Absolutamente teórico e irreal”, que el importe de la titulización coincidiera exactamente con los CTCs reales. “Las empresas recuperarían los CTCs avanzadamente, ello reforzaría su poder financiero, imponiendo una suerte de barreras de entrada”.


Solamente una titulización insuficiente sería positiva para la competencia; pero a costa de perjudicar a las ‘incumbentes’. ¿Tiene eso sentido? 


¿Pedirían las eléctricas titulizar 6 mil millones de euros, para salir perjudicadas y dar ventajas competitivas a los nuevos entrantes? ¿Aceptando, además, una quita de 1.500 millones de euros? 


Como que no. El escenario 2 de Petitbó no estuvo nunca en las cabezas de los responsables de las Eléctricas. 


La posterior comparecencia de MAFO como Presidente de la CNSE, junto con el informe del Regulador que presidía, fue determinante -¿demoledora?- para el futuro de la titulización de los CTCs. Su conclusión puede resumirse en esta frase: en la CNSE “hoy, ni siquiera defenderíamos que se titulizara una peseta”.


En el mencionado informe de octubre de 1998, la CNSE “aconseja” al Gobierno que no acepte “la petición de las eléctricas” de titulizar un billón de pesetas de CTCs. De ir por esa vía, “no habría posibilidad de reducir dicha cantidad en el futuro”. “La titulización de los CTCs dejaría a los Consumidores desprotegidos y a los próximos Gobiernos, hipotecados”. 


Para la posteridad, en su intervención dejó estas dos frases combinadas: “no hay mayor impuesto que la factura eléctrica”; “como no paguen la factura eléctrica, se quedan sin luz”. 


MAFO advirtió en sede parlamentaria que, por cada año que se extendiera la vida útil de las centrales de generación que recibieron CTCs, por encima de lo que aparecía en las ‘sábanas de cálculos’, sus propietarios recibirían ingresos adicionales, beneficios directos en vena. Y si la cantidad recuperada por extensión de vida útil supera el valor de los activos en el momento de calcular los CTCs, no es necesaria ninguna ayuda para soportar la competencia; más bien, la competencia le viene bien a inversiones ‘maduras’ que han sido bien amortizadas, que han sabido envejecer (como los buenos vinos). 


Una semana después, el 19 de noviembre, compareció el Ministro Piqué ante la misma Comisión de Industria del Congreso, como veíamos al inicio de este artículo: “a la vista de los argumentos que plantean tanto la CNSE como diversos grupos parlamentarios, les anticipo un esquema que, sin impedir la titulización, permita corregir los hipotéticos y muy improbables excesos de CTCs”.


La nueva enmienda incluyó una “cláusula de salvaguarda”: en ningún caso las eléctricas cobrarán con el nuevo sistema (1 billón titulizado + 320 mil millones por diferencias) una cantidad mayor de la que hubieran cobrado, hasta 2007, de haberse mantenido el sistema de diferencias originalmente previsto en la Ley, para los 1,69 billones (artículo 107 de la Ley 50/1998, de Acompañamiento). 


La prima de riesgo impuesta a la titulización, como consecuencia de esta enmienda, fue tan elevada que la hizo inviable. Y sin garantía del Estado, a diferencia de la moratoria nuclear, la titulización nació muerta. Dos años después, la Comisión Europea le acabo de dar la puntilla. 


Eso sí. La segunda quita, de 1.500 millones de euros, fue efectiva desde el 1 de enero de 1999. A pesar de no prosperar la titulización, esa cifra no se volvió a reintegrar en la cifra máxima de CTCc pendientes de cobro. 


Los CTCs no dejan indiferente a nadie. Marcaron una época en nuestro sector. Deberían ser materia obligatoria, no sólo en Escuelas de Negocios o en cursos de post-grado energéticos; también en las Facultades de Derecho, las de Periodismo y las de Económicas. Incluso, en las Escuelas de Ingeniería. Ójala nunca olvidemos nuestra Historia, para no volver a repetir errores del pasado. Quizá nuestro fallo colectivo fue ése: que nunca antes nos habíamos enfrentado a un reto conjunto de tal magnitud, con tantas implicaciones y de tan largo plazo, incluso para los ‘nascituri’ renovables. Si hubieran aparecido en la época de los griegos clásicos, sin duda los CTCs estarían dentro de la Caja de Pandora.


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Algunos aspectos clave de un sistema 100% renovable: controlabilidad, mix óptimo y precio

Algunos aspectos clave de un sistema 100% renovable: controlabilidad, mix óptimo y precio | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Cada vez está consiguiendo mayor aceptación en la sociedad la idea de que un sistema eléctrico 100% renovable no solo es deseable sino que además es posible tecnológicamente. Hasta hace muy poco eran comunes las voces que alertaban sobre las insalvables dificultades tecnológicas que impedirían un desarrollo sustancial de las energías renovables, en particular auguraban que la red eléctrica sería incapaz de gestionar un elevado porcentaje renovable. Hoy, sabemos que esa barrera tecnológica no era tal. En España en 2014 las energías renovables generaron el 43% de la demanda de electricidad peninsular y el 21 de noviembre de 2015 más del 70% de la demanda se cubrió mediante eólica que se incorporó al sistema eléctrico sin dificultades. 


Vencidos los miedos iniciales, ahora es el momento de plantearse si existirán otros límites que impidan un sistema eléctrico totalmente renovable en España. En este texto me centraré en los límites tecnológicos; en este otro artículo se analizan los obstáculos que se derivan de una propuesta que modificaría sustancialmente el statu quo. Aunque el informe que Greenpeace publicó en 2007 ya demostraba que el recurso renovable es más que suficiente para cubrir la demanda, quedan algunas preguntas importantes que deben ser respondidas. Entre ellas ¿cómo se generará energía en aquellos momentos en los que no haya suficiente viento o sol?, o en otras palabras, ¿cuántas baterías o potencia de respaldo será necesaria?, ¿cuál es el mix de fuentes de generación renovable más adecuado?, y por último, ¿cuánto nos costará la electricidad producida mediante este nuevo sistema?


Para responder a estas preguntas es imprescindible un modelado del sistema eléctrico peninsular en el que las combinaciones de diferentes parámetros variables (potencia instalada de cada tecnología, capacidad de bombeo, evolución de la demanda global, estrategias de regulación de demanda…) conformaran diferentes sistemas. Posteriormente, el funcionamiento de cada sistema debería simularse con datos reales para cada hora del año de manera que pudiese evaluarse su funcionamiento en base a figuras de mérito definidas (garantía de suministro en cada hora o coste del sistema). Este enorme esfuerzo de modelado resulta absolutamente necesario y sería deseable que fuera emprendido por algún organismo público cercano al sistema eléctrico como el IDAE o por algún centro de investigación. De momento, Daniel Carralero, Aida González y José Luis Velasco, miembros del Observatorio Crítico de la Energía, han elegido la aproximación que al menos permite obtener conclusiones generales. En su informe titulado “Hacia un sistema eléctrico 100% renovable: El ejemplo de Francia y su extrapolación a España” revisan dos trabajos con un enfoque similar y centrados en intentar describir cómo sería un sistema basado exclusivamente en fuentes renovables. El primer documento analizado “Vers un mix électrique 100% Renouvelable en 2050” describe el posible funcionamiento del sistema eléctrico francés y ha sido elaborado por ADEME (Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie). El segundo trabajo estudiado consiste en el diseño de un sistema eléctrico totalmente renovable para España realizado en la tesis doctoral de Santiago Galbete. En los siguientes párrafos se describen los aspectos más destacados de los sistemas anteriores con el objetivo de extraer conclusiones en relación con la controlabilidad, el mix óptimo de tecnologías y el precio.


El principal problema al que debe enfrentarse un sistema basado exclusivamente en fuentes renovables es cómo asegurar que la energía producida es igual a la demandada en todo instante de manera que se cumpla la garantía de suministro. El estudio de ADEME sobre el sistema francés aporta algunos resultados interesantes. En primer lugar propone como herramienta clave la gestión de la demanda, pone como ejemplo la carga de vehículos eléctricos en horario laboral y el apagado en breves periodos de tiempo de las calefacciones residenciales[1]. En segundo lugar, ADEME calcula que para garantizar el suministro en todas las horas del año sería necesario instalar una capacidad de almacenamiento de 0,35 gigavatios (GW) por cada GW renovable instalado. Es decir, existen a grandes rasgos dos escalas temporales de controlabilidad: por un lado, la gestión de la demanda se utiliza principalmente para desplazar el pico de consumo diario a las horas donde la generación fotovoltaica es máxima, complementando a los sistemas de almacenamiento de corto plazo como las baterías y, por otro, los excesos de generación eólica se almacenan mediante la hidroeléctrica para ser consumidos días o semanas después cuando no hay viento. Para el caso de España, la tesis de Galbete plantea dos escenarios. En el primero, denominado “España-1”, la garantía de suministro se consigue aumentando la capacidad de bombeo hasta los 9 GW (en 2015 existen en España 2,5 GW de bombeo puro y 2,3 GW de bombeo mixto[2] y están proyectados para 2020 otros 3,3 GW) e instalando un total de 8 GW de potencia renovable controlable (centrales de biomasa, geotérmica o solar termoeléctrica con sales fundidas). En el escenario “España-2”, la capacidad de bombeo requerida se limita a 6 GW y la potencia renovable controlable se aumenta hasta 12 GW. En ambos escenarios se cumple la condición de que la energía demandada en cada momento es suministrada sin problemas. Es necesario recordar aquí que el hecho de que España sea una isla energética aumenta las exigencias de potencia de respaldo. En nuestro país la capacidad de intercambio con los sistemas extranjeros representa un 5% del pico de demanda mientras que en Francia, conectada con varios países limítrofes, este ratio es del 14%.


El siguiente asunto sobre el que merece la pena intentar extraer conclusiones es el relativo al reparto óptimo de tecnologías de generación. Para aportar un poco de contexto, conviene recordar que, en la actualidad, el sistema eléctrico francés se basa mayoritariamente en energía nuclear. En 2014 esta tecnología cubrió el 77% de la demanda mientras que la aportación renovable apenas supuso el 18%. El sistema 100% renovable optimizado por ADEME cuenta con un 63% de la potencia eólica, 17% solar y 13% hidráulica. En este caso la potencia instalada eólica prácticamente cuadriplicaría la solar. Para el caso español, los dos escenarios analizados difieren ligeramente en la potencia eólica y solar instalada (“España-1” incluye 63 GW eólicos y 34 GW solares; “España-2” incluye 54 GW eólicos y 27 GW solares) pero en ambos casos la potencia eólica es aproximadamente el doble de la solar. Al contrario de lo que ocurre en Francia, donde el desarrollo de las renovables todavía es incipiente, en España sí existe una potencia significativa instalada. Pese la nefasta política energética de los últimos años, a finales de 2015 había 23 GW eólicos instalados en España de manera que alcanzar un sistema 100% renovable requeriría duplicar esta potencia, para lo cual será necesario la repotenciación de los parques existentes junto con la instalación de nuevos parques. En cuanto a la energía solar, a finales de 2015 la potencia instalada era de 6,5 GW, de los cuales 4,4 GW son fotovoltaicos y 2,2 GW son termosolares. Aunque, en comparación con la eólica, podría parecer que la potencia solar instalada actualmente está más alejada de la necesaria, es evidente que simplemente con una legislación que no obstaculice la fotovoltaica se produciría un notable desarrollo de estas instalaciones en los próximos años. Si tenemos en cuenta que en Alemania existen en la actualidad 38 GW de potencia fotovoltaica podemos confirmar que el requisito de desarrollo de esta tecnología para alcanzar un sistema basado exclusivamente en fuentes renovable en España es absolutamente asumible.


Por último, también resulta muy interesante conocer los valores para el precio de la electricidad que estiman los trabajos mencionados. Para el sistema francés, ADEME predice que la generación de electricidad costaría 77 €/MWh. La comparación de este valor con los 109 €/MWh que recibirá la central nuclear de Hinkley Point C en Reino Unido despeja cualquier duda sobre la conveniencia de este sistema. Para el caso español, la tesis de Galbete estima que el precio de generación de la electricidad en los escenarios considerados estaría comprendido en la horquilla 84-107 €/MWh aunque el propio autor advierte la necesidad de actualizar el coste de las tecnologías renovables, en particular el de la fotovoltaica que ha experimentado un espectacular descenso de precios en los últimos años.


A partir de la información recogida en todos los trabajos citados anteriormente y resumida en este artículo podemos llegar a una conclusión esperanzadora. Si hasta ahora sabíamos que un modelo eléctrico 100% renovable era muy deseable desde el punto de vista ambiental y que el recurso en nuestro país era suficiente para alcanzarlo, estos trabajos nos indican que no hay duda de que dicho sistema es factible desde el punto de vista tecnológico y recomendable en tanto que no supondrá un encarecimiento del precio de generación de la electricidad. Descartados pues los impedimentos técnicos y económicos, queda patente que el principal motivo que está obstaculizando esta transición energética es de tipo político.



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Y VUELTA LA BURRA AL GAS

Y VUELTA LA BURRA AL GAS | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Hace unos años defender las energías renovables en esta tierra era un anatema. Cosa de ingenuos. De los nonistas de siempre empeñados en cuestionar a las grandes empresas y sus jugosas inversiones. Cosa de locos incapaces de andar con los pies en el suelo. Pero se han ido volviendo las tornas. La realidad se impone, la ciudadanía las demanda, los precios del mercado las hacen más golosas… Así y todo no son pocos los que se niegan a aceptar la realidad y siguen condicionados por su incapacidad para diseñar alternativas, por sus compromisos con unos oligopolios que se niegan a perder su estatus o simplemente por desconocimiento. 

Las causas son distintas, aunque los efectos sean muchas veces coincidentes. 


En Canarias sucede mucho de todo esto. Las improvisaciones, la incapacidad para desarrollar un modelo energético de futuro, los compromisos con lo establecido…son el pan de cada día.… Sucede con las DOSE (las Directrices de Ordenación del Sector Eléctrico) que nacieron viciadas, sin futuro y con poca fe en las renovables, sucede con el echar mano a cualquier cosa que pase por delante sin medir las consecuencias reales y sucede con la defensa torticera de hacernos creer que precisamos el gas como un elemento de transición. Y vuelta la burra al trigo: un latiguillo recurrente que pretende justificar la inacción que ha permitido que andemos a la cola de España en la generación con energías limpias. A los hechos me remito. 


En el Parlamento de Canarias se produjo el martes 16 de febrero un debate acalorado entre Fernando Clavijo y Román Rodríguez a cuenta de la pretensión de Ence de instalar plantas de biomasa en Tenerife y en Gran Canaria. Se le hacía muy difícil reconocer al presidente de Canarias que había declarado como proyecto estratégico la construcción de una planta de biomasa en Las Palmas de Gran Canaria con informes en contra de su Consejería de Sanidad. Sin valorar su impacto medioambiental, sus incidencias negativas sobre la penetración posterior de las renovables y la continuidad de un modelo que nos sigue haciendo depender del exterior. Y descubro entonces que Clavijo me lee. En medio del intercambio de pareceres, el responsable del Gobierno canario esgrimió algunos artículos de mi autoría y espetó al líder de Nueva Canarias que yo defiendo las “bondades” de la biomasa. Y es que le falta documentación. Claro que defiendo la biomasa endógena, la que se utiliza para producir energía en nuestros hoteles o instalaciones deportivas y para calentar nuestros hogares. La que no nos obliga a seguir dependiendo del exterior para producir energía. ¡Y es que es tan distinto! Pero Fernando Clavijo rehúye informarse. ¿Cómo va a ser lo mismo construir plantas de biomasa de 70 MW que necesitan materiales del exterior para producir energía y que a la postre ocuparían el lugar de las renovables que se producirían aquí con nuestros recursos naturales…? 


Pero da lo mismo. Todo da lo mismo con tal de justificar que por aquí necesitamos seguir importando combustibles para producir energía. Que necesitamos el gas para el mix energético. Que lo necesitamos como un combustible de transición a pesar de que se les ha demostrado por activa y por pasiva que con centrales hidroeléctricas, un sistema de generación distribuida y más cercano a los lugares de consumo, en vez de las grandes plantas de ciclo combinado, y un mix de eólica, fotovoltaica, biomasa, aerotermia, geotermia, etc, hacen inviable una inversión tan alta en regasificadoras, gaseoductos, gas ciudad y otras milongas. Pero siguen empeñados. Por eso el consejero de Industria y Energía declaraba al periódico El Día el pasado 14 de febrero que “el Gobierno autonómico entiende que el gas puede ser una energía de respaldo, pero también es cierto que el Cabildo de Gran Canaria ha decidido que no va a proponer una ubicación, con lo cual no habrá gas en esa isla, mientras que en Tenerife se está trabajando para instalar una planta de gas en Granadilla. Por lo tanto en Tenerife se contaminará menos y se gastará menos a la hora de producir energía eléctrica, por la combinación del gas y el fuel. En Gran Canaria, se contaminará más y se pagará más por la producción de energía eléctrica solo con fuel. En cualquier caso, ésta es una decisión solo de los cabildos”. ¿Quién va a pagar más? ¿Quién va a pagar la planta y sus amortizaciones? ¿Y los puertos y los diques y los gaseoductos, quién los va a pagar? ¿Acaso no sale más barato producir energía con las renovables? ¿Por qué no poner fin entonces a todo lo que las limita? ¿Para cuánto tiempo se prevé el respaldo del gas? ¿Tiene que ser gas o fuel y no renovables? ¿Por qué no se responde a estas cuestiones cuando se hacen esas afirmaciones? 


Por eso Benicio Alonso, consejero de Endesa entraba también al trapo en esta nueva oleada de apoyos incondicionales al gas. El político tinerfeño del PP responde el mismo día 14 de febrero (¡qué casualidad!) a la pregunta en el Diario de Avisos de por qué se le atraganta el gas a Gran Canaria, que “por una cabezonería de Antonio Morales, que es el actual presidente del Cabildo de la isla. Ya hay alguien que está estudiando un gasoducto a esa isla desde Tenerife. Conozco el equipo que lleva este proyecto y sale más barato que una central en Gran Canaria, cuyo coste es de 200 millones. Sería el primer gasoducto de Canarias. Yo creo que sale; solo hay que superar un problema de batimetría por las profundidades del océano. Aquí tenemos que ir a la utilización del gas por razones medioambientales y de ahorro económico. Antonio Morales ha tenido una actitud prepotente, porque dice que lleva 30 años estudiando el tema. Yo digo que exagera. Su propuesta de planta offshore es una manía suya, no es algo probado científicamente. Por su culpa se paró el gas en Gran Canaria y será un hándicap para el desarrollo de esa isla. En Tenerife el gas ha seguido su curso y la planta de Granadilla estará lista en tres años”. Por supuesto este político del PP y miembro del Consejo de Endesa sigue defendiendo las plantas nucleares para Canarias en esta entrevista. 


Hace unos días, en el Foro Energético Empresarial celebrado en la Autoridad Portuaria de Las Palmas, el viceconsejero de Industria y Energía del Gobierno de Canarias volvía a repetir el mensaje de la necesidad del gas para los hoteles cuando la Agencia Internacional de las Energías Renovables llama a todo lo contrario, a la utilización de energías limpias y renovables.


Y es que andan empeñados en meternos el gas a cualquier precio. Lo acaba de advertir Greenpeace: La Comisión Europea ha publicado un conjunto de propuestas basadas en el gas, que no reconocen que las energías renovables y la eficiencia energética pueden garantizar el suministro energético de Europa. Es un desafío a los compromisos adquiridos en el marco del acuerdo sobre el clima de París el pasado mes de diciembre. Jiri Jerabek, asesor de política energética de la UE en Greenpeace, afirmó que "es como si el acuerdo de París no hubiese ocurrido y la Comisión se hubiera quedado atascada en el gas, realizando una propuesta costosa que mantendrá a Europa enganchada a las importaciones de energía. Ya es hora de que Europa comience la transición a la energía renovable. Solo si se centra en las energías renovables y la eficiencia energética cumplirá sus objetivos climáticos y reducirá su dependencia de los suministros de energías extranjeras". 


Pero no es solamente Greenpeace, ya que un reciente informe del Tribunal de Cuentas Europeo sobre la seguridad del suministro establece que "la Comisión ha sobreestimado persistentemente la demanda de gas (...), y necesita restaurar la credibilidad de las previsiones que realiza”. 


Un análisis de Greenpeace de 2014 demostró que un esfuerzo por parte de la UE para implementar las energías renovables y la eficiencia energética, podría conducir a una cuota del 45% de energías renovables en 2030, lo que ayudaría a Europa a evitar las importaciones anuales de unos 90 millones de metros cúbicos de gas. Pero por aquí como siempre remando contra la marea. 


Insisto, lo he escrito otras veces. Tenemos que hacer posible otra política energética. Tenemos que obligar a que se implante un nuevo modelo energético. En Canarias es factible y necesario. Solo hay que ponerse. Haciendo lo que nos corresponde y exigiéndolo a los gobiernos de turno. De la mano de la ciudadanía, como con el petróleo. Porque dependemos en un 96 % del exterior; porque tenemos recursos naturales suficientes; porque nos sale muchísimo más barato producir energía con renovables que con fósiles; porque nos amenaza el cambio climático con el aumento del nivel del mar, el calentamiento de las aguas y el desplazamiento de los alisios. Y no es tan difícil. Solo hay que aplicarse a trabajar -con firmeza, sin circunloquios y sin condicionantes externos- por la eficiencia y el ahorro, por favorecer el autoconsumo en los comercios, industrias y hogares, por despejar todos los obstáculos que atenazan a la energía eólica, por implantar millones de metros cuadrados de fotovoltaicas en edificios públicos e industriales, por potenciar la geotermia como energía limpia e inagotable, por forjar un mix de biomasa endógena, aerotermia, energía mareomotriz…, por sustituir las grandes centrales térmicas por plantas de generación más cercanas y permeables, por favorecer la implantación de las hidroeléctricas donde fuera necesario, por establecer industrias, por fomentar la I+D+i, por crear miles de empleos verdes alrededor de las energías limpias… Lo que no vale son divagaciones. Ni improvisaciones. Ni medias verdades. Ni retrasar las soluciones.

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Razones para recuperar las hidroeléctricas

Razones para recuperar las hidroeléctricas | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Hace algunas semanas conocimos un curioso caso de procrastinación en el Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente. El salto hidroeléctrico de Lafortunada-Cinqueta es una central de 40 megavatios situada en el Pirineo aragonés que actualmente está en manos de Endesa; y a causa de la actuación del Ministerio parece que seguirá estándolo, al menos durante un tiempo. 


El periodo de concesión de la central finalizó, tras 75 años, en 2007 y la Confederación Hidrográfica del Ebro (CHE) comenzó un tiempo después el proceso de reversión de dicha concesión. Sin embargo, al Ministerio se le han pasado los 18 meses de plazo reglamentario para resolver el expediente de extinción del derecho de aprovechamiento hidroeléctrico. Cuál es el motivo de que se haya agotado el plazo para adoptar una resolución (la reversión de la concesión) que contaba con el informe favorable de la Abogacía del Estado, beneficiaría a la ciudadanía y solo perjudicaría a Endesa es una pregunta que únicamente el Ministerio puede responder. Ahora la CHE ha tenido que reiniciar el proceso. 


Frente a la conducta del Ministerio, la propuesta de PODEMOS consiste en no renovar ninguna concesión hidroeléctrica de explotación privada que caduque en España. 


Las razones que hacen deseable que las centrales hidroeléctricas sean gestionadas por instituciones públicas son variadas. En primer lugar, no hay duda de que es económicamente rentable para el conjunto de los españoles. Las centrales hidroeléctricas fueron construidas en su mayoría hace décadas, cuando la generación de electricidad estaba regulada, y en algunos casos incluyendo inversión pública. En definitiva, sus costes de inversión han sido recuperados de sobra. Así, la liberalización del sistema eléctrico de 1997 instauró un nuevo marco en el que estas centrales se convertían en fabulosas máquinas de hacer dinero para las empresas que las gestionan: la combinación de los bajos costes variables de las hidroeléctricas con el diseño marginalista del mercado eléctrico (que remunera en cada momento a todas las centrales de generación al precio de la más cara) y con los altos precios de la electricidad alcanzados en este producen unos beneficios difícilmente defendibles, conocidos como “beneficios caídos del cielo” (esta misma expresión se aplica para los beneficios de las centrales nucleares, por motivos similares). Podemos hacer un cálculo directo de estos beneficios; al fin y al cabo, la CHE consiguió en 2013 que la central de El Pueyo dejase de depender de Endesa para ser gestionada por la Administración. Se puede comparar, por ejemplo, lo que a la Administración le cuesta ahora generar cada megavatio-hora en El Pueyo con el precio del megavatio-hora en el mercado eléctrico: el resultado de la comparación es que el segundo es nada menos que entre cuatro y cinco veces el primero.


Los beneficios caídos del cielo se logran gracias al uso de un bien público, como es el agua, para fines privados. Pero por si fuera poco, hay constancia de que las grandes eléctricas (que tienen centrales de diversas tecnologías) utilizan el agua embalsada para especular, reservándola con el objetivo de manipular el mercado de modo que el precio por megavatio-hora que cobran todas sus centrales sea más alto. Un informe de noviembre de 2015 de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia sancionando a Iberdrola con 25 millones de euros por sus prácticas de finales de 2013 lo deja claro. 


Y aquí llegamos a la segunda razón por la que creemos aconsejable que las centrales hidroeléctricas sean gestionadas por la Administración. Más allá de consideraciones económicas, en el modelo energético hacia el que nos queremos dirigir el uso del agua para la producción de electricidad no puede estar subordinado al coste de oportunidad en el mercado eléctrico. El papel que la tecnología hidroeléctrica deberá tener en un futuro sistema eléctrico 100 % renovable (y en el proceso que nos lleve hasta él) será extraordinariamente importante desde el punto de vista técnico. La hidroeléctrica de embalse (y todavía más la de bombeo), debido a su capacidad para regular la producción, será fundamental en el apoyo a tecnologías renovables intermitentes como la eólica o la solar fotovoltaica. Parece difícil conciliar esta función primordial con la maximización de los beneficios producidos por el uso del agua embalsada en el mercado eléctrico.

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El (des)Gobierno despilfarra seis millones al no amortizar deuda eléctrica con el superávit de 2014

El (des)Gobierno despilfarra seis millones al no amortizar deuda eléctrica con el superávit de 2014 | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Éramos pocos y parió la abuela. Si la legislatura del Gobierno del PP en materia energética se podría calificar de despropósito, lo es aún más en esta época de desgobierno. 


Estos tres meses de Gobierno en funciones es lo más parecido a unas vacaciones pagadas. La dejación de funciones por parte del Ministerio de Industria, Energía y Turismo es de tal calibre que ha hecho saltar las alarmas en la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Industria todavía (ya han pasado cuatro meses desde que se conoció el dato definitivo) no ha decidido a qué partida del déficit de tarifa eléctrico irán destinados los 550 millones de euros de superávit que arrojó el sistema eléctrico en 2014.


La Ley del Sector Eléctrico es muy clara: “Los superávit de ingresos que pudieran resultar de las liquidaciones del sistema eléctrico en cada ejercicio serán considerados ingresos liquidables del sistema del ejercicio en curso. Siempre que existan desajustes de años anteriores estos ingresos se destinarán a la reducción de las cantidades pendientes de devolución correspondientes a los mismos”.


Por otra parte, la Orden IET/2735/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2016 establece lo siguiente en su Disposición transitoria quinta sobre “Superávit de ingresos”: “Hasta que no se produzca el desarrollo reglamentario del mecanismo de destino de la reducción de las cantidades pendientes de devolución correspondientes a los desajustes de años anteriores, los superávits de ingresos quedarán depositados en una cuenta específica del órgano encargado de las liquidaciones, sin que, en el ínterin, puedan ser aplicados a fin alguno”.

Es decir, que la CNMC, encargada de realizar las liquidaciones del sistema eléctrico, tiene en la caja fuerte 550 millones de euros desde hace más de cuatro meses, sin saber qué tiene que hacer con ellos. Y todo por culpa del Ministerio de Industria que es el organismo que tiene que decidir qué parte del agujero eléctrico se debe tapar antes.

Teniendo en cuenta que este dinero tiene que ir a amortizar parte de los 25.000 millones de euros que todavía quedan de deuda eléctrica, el Gobierno está desaprovechando una oportunidad única para reducir costes a la tan pesada tarifa eléctrica española, donde todos los años van destinados más de 3.000 millones de ese agujero. Es decir, que los pagamos entre todos.

El Ministerio de Industria en vez de destinar el superávit, está haciendo perder mucho dinero a los españoles, encargados de pagar la deuda a través de la tarifa. Los 550 millones de euros generan unos costes al año de alrededor de 20 millones de euros, por lo que cada día se están desperdiciando más de 50.000 euros que se podrían destinar a otras partidas (como por ejemplo, paliar la pobreza energética). En total, Industria ha tirado a la basura seis millones de euros por no hacer sus funciones y cumplir con la ley. ¿A qué espera el Gobierno para actuar?


Lo único que tiene que decidir es a cuál de las cuatro categorías de derechos de cobro de la deuda del sistema eléctrico deben ir a parar los 550 millones. Puede decidir por el Fondo de Amortización de la Deuda Eléctrica (FADE), donde todavía quedan casi 20.000 millones por pagar, el Déficit de 2005, del que se deben 1.400 millones, el Déficit de 2013, cuyo importe supera los 3.100 millones o el Déficit Ex Ante, que es la categoría de menor importe con 693 millones de euros.

Para no pagar tantos costes financieros, lo normal es que eligiera el FADE que tiene un interés del 4% para este 2016.


Realmente, el Gobierno sí ha utilizado ese dinero saltándose a la torera la normativa energética. Así, en agosto se inventó una reducción de los peajes hasta finales de 2015 que afectó en un 2% al recibo eléctrico. Y justo antes de las elecciones, extendió la norma a todo 2016 por lo que la factura de la luz caería un 1% todos los meses.

El Ministerio, en un claro ejercicio de poder, se escudó en los más que probables superávits del sistema eléctrico de 2014 y 2015 para llevar a cabo estas medidas partidistas y electoralistas, que no le sirvieron de mucho viendo los resultados electorales.

La luz no da gobiernos. El problema es que decisiones de este tipo en un futuro a corto y medio plazo se pueden dar la vuelta y la Justicia podría revocar estas decisiones realizadas por el Gobierno, convertirlas en ilegales, ya que no cumplen la Ley del Sector Eléctrico. Si así sucediera, se tendría que reajustar de nuevo la tarifa eléctrica y poner todos más dinero. Vaya desastre, señores.

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La CNMC cierra el expediente de 2009 a las eléctricas tras anular la Justicia multas por 61 millones

MADRID, 4 (EUROPA PRESS) La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha cerrado el expediente de vigilancia abierto en 2009 por la extinta Comisión Nacional de Competencia (CNC) a las principales compañías eléctricas cuyas pesquisas...
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Conjura política para eliminar las trabas a la energía fotovoltaica

Conjura política para eliminar las trabas a la energía fotovoltaica | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
Todos los grupos parlamentarios con representación en el Congreso, salvo el PP, se han comprometido por escrito a derogar el real decreto de autoconsumo con fuentes renovables, 

aprobado en octubre de 2015 por el Gobierno. Estos grupos han prometido a eliminar ‘impuesto al sol’, uno de los elementos más controvertidos del real decreto. La entrada en vigor de este real decreto ha comportado una fortísima ralentización de las inversiones en plantas fotovoltaicas en España, dadas las trabas burocráticas y fiscales que introduce, según informó la patronal UNEF, que reúne la empresas del sector. UNEF ya advirtió los problemas que ocasionaría. Desde octubre, sólo se han inscrito en el Ministerio de Industria dos tejados solares, que suman 75 kW.

En concreto, el PSOE, Podemos, Ciudadanos, ERC, Democracia y Libertad (DL), el PNV, EH Bildu, Compromís, IU, Coalición Canaria (CC) y Nueva Canarias (NC), que suman 227 diputados, han firmado un acuerdo con organizaciones de consumidores, ecologistas, sindicales, sociales y de empresas de energías renovables en el que plasman este compromiso. El documento constituirá el texto del decreto ley que el próximo gobierno aprobará en sus primeros 100 días (siempre y cuando lo integren estas formaciones políticas). Fuera han quedado, junto a los populares, los diputados de Unión del Pueblo Navarro (UPN) y Foro Asturias (FAC), socios electorales del PP.


“Este acuerdo es trascendental, es un primer paso para recuperar el derecho cívico a producir energía limpia sin barreras”, dice José Donoso, director general de UNEF.


La necesidad de derogar el real decreto de autoconsumo surge porque esta normativa ha introducido factores disuasorios que desincentivan estas inversiones en tejados fotovoltaicos. En primer lugar, para los tejados de más de 10 kW (pequeñas industrias, hospitales, universidades...) la norma actual instauró el llamado ‘impuesto al sol’, que grava la producción solar con autoconsumo, de manera que las inversiones se amortizan en períodos mucho más largos. Además, los usuarios domésticos (potencia de menos de 10 kW) se veían obligados a regalar la energía limpia producida, puesto que el real decreto no consideraba el denominado balance neto, una fórmula que permitiría utilizar in situ la energía producida de manera instantánea y vender el excedente a la red, con la previsión de que el ciudadano capte la electricidad de la red cuando lo necesite. Y luego, al final de mes, se podría hacer un ajuste de cuentas con la compañía eléctrica.


“La normativa en vigor frena la lucha contra el cambio climático, va en contra de la democratización energética, contradice la normativa europea y lastra de manera innecesaria al autoconsumidor”, consideran los firmantes del acuerdo, que abogan por un cambio de modelo en el que se generalicen las energías limpias y la generación descentralizada.


 

El vicepresidente de la Fundación Renovables, Jorge Morales de Labra, explicó que el principal cambio que conllevará la aprobación de este decreto ley será “reconocer el derecho a autoconsumir energía eléctrica sin ningún tipo de cargo”. Esto supondrá en la práctica eliminar de forma inmediata el llamado peaje de respaldo -la opaca denominación del argot ‘eléctrico’ con que se refiere al ‘impuesto al sol’–.

 

 

En un futuro reglamento se buscarán fórmulas para impulsar el balance neto, con el fin de compensar la producción excedentaria de energía vertida a la red con la energía obtenida de la red cuando se precise. “Hay que negociar cómo hacerlo”, ha indicado Morales de Labra. Por otra parte, el decreto ley habilitaría de forma inmediata la posibilidad de que varios consumidores compartan instalaciones de autoconsumo y se simplificará la tramitación administrativa de este tipo de pequeñas instalaciones (hasta 100 kW de potencia), para las que “bastará una notificación”. Quedaría así pues suprimido el Registro Administrativo de Autoconsumo.

 

Con el mismo objetivo se adaptará el régimen sancionador de modo que los pequeños autoconsumidores no se tengan que enfrentar en ningún caso a multas multimillonarias por incumplimientos administrativos previstas en la normativa del PP. En este sentido, se fija un límite máximo del 10% de la facturación anual por consumo de energía eléctrica como sanción máxima por infracciones relacionadas con el autoconsumo. El texto precisa en este sentido que el incumplimiento de requisitos y obligaciones que no estén tipificados como muy graves serán consideradas infracciones leves.

 

Estos cambios (de aplicación inmediata) no supondrán una derogación de todo el real decreto de autoconsumo, sino que serán únicamente un “primer paso” antes de empezar a negociar un nuevo reglamento “consensuado” entre partidos políticos y sociedad civil, que permita conseguir un sistema que incentive el autoconsumo como instrumento de eficiencia energética. Sin embargo, alcanzar un acuerdo en torno a esos objetivos será un proceso “largo” que llevará “al menos un año” y, desde luego, “no menos de seis meses”, en opinión de Morales de Labra, tanto por la dificultad de la reglamentación como por la oposición que prevé planteen las compañías eléctricas.

 

Por eso, hasta que se consiga ese acuerdo político y social es necesario mantener gran parte del reglamento actual, ya que derogar todo el real decreto “generaría más incertidumbre” y permitiría a las eléctricas “negarse” a cualquier forma de autoconsumo, que ahora está permitida aunque con “muchas límitaciones”.

 

“Pero la redacción que proponemos permitirá muchas más instalaciones de las que son posibles ahora”, ha insistido el experto energético, que recomienda a quienes ya están embarcados en este tipo de proyecto que cumplan la norma y se adapten al actual reglamento en el plazo señalado (hasta abril), pero invirtiendo lo mínimo posible porque “previsiblemente se cambiará” la normativa. El texto del decreto ley precisa asimismo que el cambio no supondrá un aumento de gasto ni una disminución de ingresos para el sistema eléctrico porque el pequeño tamaño de las instalaciones de autoconsumo hacen que el impacto sobre los ingresos sea “despreciable” durante los primeros años.


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Los usuarios pagan 7.000 millones por la potencia de la luz que no usan

Los usuarios pagan 7.000 millones por la potencia de la luz que no usan | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Los consumidores españoles en su conjunto tienen contratada con las distribuidoras eléctricas una potencia de 175.000 MW cuando la capacidad instalada que tiene el propio sistema es de 108.000 MW, según datos de REE. A esta diferencia de 67.000 MW inútilmente contratada se une además el hecho de que la punta máxima que los clientes usaron el año pasado año fue de unos 37.000 MW máximo (la punta de ayer fue de 35.000 MW y el máximo histórico, registrado en 2007, no superó los 45.500 MW), lo cual demuestra que los ciudadanos están pagando por 138.000 MW que no han aprovechado nunca, lo que se traduce en un gasto para los usuarios muy superior a los 7.000 millones de euros anuales, que son ingresados por el sistema eléctrico.

Hasta hace pocos años, el tener una potencia contratada superior a la necesaria tenía una importancia relativa, pues el término fijo de la factura no era demasiado costoso. Pero la situación cambió sustancialmente cuando a raíz de la reforma eléctrica aprobada por el actual Gobierno en el verano de 2013, el término fijo se revisó por dos veces (en agosto de ese año y enero de 2014) hasta acumularuna subida del 92% para los consumidores domésticos y del 145% para los industriales. Una decisión muy criticada en su momento por desincentivar el ahorro de energía y perjudicar en términos relativos a los clientes de menor gasto frente a los grandes consumidores.


Estos reaccionaron a raíz de las campañas de distintas asociaciones de consumidores (una de ellas con el nombre de bajatelapontencia.com), lo que se tradujo durante más de un año en una bajada importante de los ingresos por peajes del sistema que liquida la CNMC mensualmente. De hecho, la potencia contratada (en la actualidad, los citados 175.000 MW) era muy superior en aquellos años:unos 190.000 MW. Las bajadas se han registrado especialmente entre las pequeñas y medianas empresas y no tanto entre los domésticos.

 

Pero la diferencia entre la potencia que necesitan los clientes y la que figura en sus contadores es aún muy elevada, si bien, ni el Gobierno ni las empresas ni la CNMC parecen dispuestos a promover bajadas hasta los niveles adecuados, “pues harían un agujero serio a los peajes eléctricos”, opinan fuentes del sector. Este año, según la orden de tarifas de acceso, los ingresos previstos por el sistema suman 16.995 millones de euros, de los cuales, 13.464 millones procederán de los peajes de acceso (que pagan los usuarios en la factura) y, el resto, a aportaciones del Estado de impuestos extraídos también del sector.

 

Un estudio elaborado por Mirubee, una startup española que comercializa una aplicación para calcular la potencia que necesita cada punto de suministro, dos de cada diez hogares, casi el 25% de los mismos, tiene contratada más potencia de la necesaria, lo cual supone que de los 18,3 millones de hogares que hay en España, según el INE, más de 3,6 millones tienen un contrato inadecuado.

Concretamente, una media de 1,1 kW de más, lo que supondría un ahorro si se recortase de 52,82 euros al año por familia. En dicho estudio de Mirubee destaca el caso de un hogar que con una potencia contratada de 10,35 kW (a partir de 10, por otro lado, el usuario pierde el derecho a disfrutar del precio regulado o PVPC) solo llegaba a consumidor picos esporádicos de 4,8 kW. Lo cual significa que pagaba más del doble de la potencia utilizada, con un derroche mensual de 25 euros.

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“Impuesto revolucionario”, “solución final”… las críticas de las CCAA del PP al decreto de autoconsumo

“Impuesto revolucionario”, “solución final”… las críticas de las CCAA del PP al decreto de autoconsumo | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Seis regiones gobernadas por el PP remitieron en 2013 duros comentarios contra el primer borrador del Ministerio para regular la autoproducción de electricidad. La propuesta “engaña” al consumidor, advertía Castilla y León, mientras Madrid, Murcia y Aragón señalaron que el ‘impuesto al sol’ era una propuesta inédita en ningún otro país. El Consejo de Transparencia ha obligado a difundir la documentación tras una solicitud de Access Info y la Plataforma para un Nuevo Modelo Energético.


“Impuesto revolucionario”, “decepcionante”, “injustificado”, “desorbitado” o "solución final" para las renovables. Son algunos de los calificativos que emplearon en julio de 2013 varias comunidades autónomas gobernadas por el PP para arremeter contra la propuesta de Real Decreto para regular el autoconsumo que el Ministerio de Industria les había hecho llegar en esas fechas por vía de urgencia.


Así consta en la documentación que, a regañadientes y obligado por el Consejo de Transparencia y Buen Gobierno (CTBG), el Ministerio ha remitido a Access Info Europe y a la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético tras la solicitud de ambas entidades para acceder a los documentos y reuniones vinculadas a la elaboración de la polémica normativa que desde octubre pasado regula la autoproducción de electricidad.


El “peaje de respaldo” que contemplaba el primer borrador, conocido como ‘impuesto al sol’, objeto de mofa internacional en publicaciones económicas de prestigio y rebautizado después por Industria como “cargo por autoconsumo”, suscitó un amplio rechazo y escasas adhesiones (básicamente, de las grandes empresas eléctricas) entre los miembros del Consejo Consultivo de Electricidad que remitieron alegaciones a la extinta Comisión Nacional de la Energía (CNE) en el verano de 2013. 


En el caso de las Comunidades Autónomas, el borrador se topó con el rotundo rechazo de Asturias, Andalucía, Catalunya y Canarias, gobernadas por formaciones distintas al PP y el tibio apoyo de Baleares, Comunidad Valenciana (ambas con gobiernos populares) y Euskadi, donde se ubica la sede fiscal de Iberdrola, considerada inspiradora del polémico impuesto al sol. 


Sin embargo, sorprende la dureza de las seis regiones entonces gobernadas por el PP: Madrid, Castilla y León, Extremadura, Aragón, Galicia y Murcia. En especial, Castilla y León, que en la anterior legislatura se enfrentó abiertamente al entonces ministro de Industria, el dimitido José Manuel Soria, por su nulo interés en aprobar medidas en favor del carbón nacional. 


En un escrito remitido el 30 de julio de 2013, la Dirección General de Energía y Minas de la Consejería de Economía castellano-leonesa advirtió de que cobrar un peaje de respaldo por la energía producida por una planta de autoconsumo tras haber pagado la instalación "resulta desproporcionado y podría calificarse de penalización o impuesto revolucionario por no comprar la energía a los grandes productores eléctricos”.


Añadía que “los números en la fotovoltaica no salen” y alertaba de que “pagando los peajes a dos empresas distintas [el de acceso a la distribuidora y el de respaldo a la comercializadora] se disminuyen ambas facturas y con ello se 'engaña' al consumidor en relación a los costes reales del autoconsumo y, en todo, caso le 'lían', desincentivando el autoconsumo”. Respecto a las durísimas multas incluidas en el régimen de inspecciones a las instalaciones, señalaba: “No se entiende la persecución a la fotovoltaica”. 


Madrid, entonces gobernada por el PP con mayoría absoluta, comenzaba así su análisis: “Con carácter general, este proyecto de Real Decreto nos parece decepcionante y poco adecuado para la consecución de los objetivos básicos de nuestra política energética”. “Existe consenso entre los principales expertos del sector energético en que el futuro debe pasar por el fomento de la generación distribuida” y “tras la práctica desaparición de los incentivos económicos para las nuevas instalaciones de producción de energía renovable y de cogeneración” decretada por Soria nada más llegar al cargo, “el fomento del autoconsumo resulta la vía natural para el desarrollo de estos sectores”.


Sin embargo, “nos tememos que el texto que nos ocupa va a ser poco eficaz en este sentido”. Respecto al peaje de respaldo, el Gobierno de Ignacio González advirtió de que “en lo que sabemos, este gravamen no existe de esta forma en ningún otro país”, una observación que también realizaron Murcia y Aragón. 


Otro Gobierno del PP en esa época, el extremeño, señaló que “esta nueva regulación del autoconsumo no contribuye a su desarrollo e incide también de una forma totalmente negativa en el ahorro y la eficiencia energética”. “Se articula un mecanismo que impide el desarrollo de cualquier instalación”, resumía. Respecto al impuesto al sol, “si resulta injustificado el establecimiento de un peaje de respaldo por la energía auto consumida, lo es aún más el hecho de que este peaje sea mayor que el peaje de acceso que paga el consumidor normal”. 


Sobre las infracciones, “parece desproporcionado considerar como infracción muy grave el retraso o la imposibilidad de adaptarse a lo establecido en el real decreto, sancionable con multa de hasta 30.000.000 de euros, (…), una medida contraria al principio de proporcionalidad que debe regir en materia sancionadora”. También consideró “desproporcionado igualar (como infracción muy grave, sancionable con hasta 60 millones de euros) los incumplimientos de información sobre el autoconsumo con falsear las cuentas, aplicar precios irregularmente o no atender a la separación de actividades”. 


Murcia, otra de las regiones gobernadas por los conservadores que más se ha significado por su rechazo a la política energética de Industria durante la legislatura de Mariano Rajoy, llegó a sugerir que el borrador se parecía a un holocausto para las renovables, al calificarlo de “solución final” para el sector “con resultado de previsible paralización total de la actual industria renovable, sobre todo fotovoltaica”. “Esta regulación así propuesta resulta contraria a sus objetivos declarados, y por ello contraria al desarrollo del autoconsumo, incurriendo a la vez en inseguridad jurídica”. “Supone el establecimiento de una barrera de entrada a la competencia en el sector eléctrico, fortaleciendo el poder de mercado de ciertos operadores que ostentan una posición transversal y monopolística en el sector”.


La Xunta de Galicia advirtió de que “el peaje de respaldo es totalmente desorbitado para la teórica función que cumple, encareciendo el autoconsumo hasta el punto de ser más caro que el peaje de acceso que venía pagando el consumidor por el suministro eléctrico convencional”. “Se frena este mercado emergente y se contribuye a la destrucción de un tejido productivo compuesto por pequeños instaladores y distribuidores eléctricos”. 


Access Info y la Plataforma por un Nuevo Energético han anunciado un recurso contra la resolución del Consejo de Transparencia, porque “se limita a pedir al Ministerio que se facilite la información remitida durante los trámites de audiencia pública”. Reclaman la publicación de toda la información y documentos que se utilizaron durante el proceso, por considerar que el decreto “se debatió y aprobó de una forma muy poco transparente”.


La Secretaría de Estado de Energía se ha limitado a señalar, en una misiva remitida el 12 de abril, cuatro días antes de la dimisión de Soria por el escándalo de sus sociedades en los paraísos fiscales de Jersey y Bahamas, que entre 2013 y 2015, durante la tramitación del decreto, “por lo que respecta a la Dirección General de Política Energética y Minas, se mantuvieron seis reuniones con representantes de la Plataforma Autoconsumo (en mayo de 2013), Iberdrola (en abril de 2013), Diputada ICV (en abril de 2013), Sercobe (en febrero de 2013) y UNEF (en enero de 2013 y noviembre de 2015)”. Respecto a las alegaciones, en el trámite de audiencia llevado a cabo por el Ministerio el pasado verano “se recibieron alrededor de 15.000”, de las que la mayor parte corresponden “a tres modelos remitidos de manera masiva por los ciudadanos”.

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Así roban las eléctricas y el gobierno a las familias españolas 

Así roban las eléctricas y el gobierno a las familias españolas  | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Es habitual que se quiera hacer creer que la escandalosa corrupción que sufrimos en España es cosa de unos cuantos políticos sinvergüenzas. La mayoría de los medios de comunicación y muchos dirigentes sociales se empeñan en decir eso para que la gente normal y corriente se aleje de la política, considerándola una actividad sucia, y se deje así vía libre a los empleados de quienes verdaderamente generan y se aprovechan de la corrupción, que no son otros que las grandes empresas y entidades financieras.


Una prueba indiscutible de esta última afirmación es lo que desde hace años viene sucediendo con las empresas eléctricas. El poder de mercado y la influencia política tan inmensa que han ido adquiriendo les permiten cometer auténticas estafas con la connivencia y colaboración del gobierno, de jueces y de antiguos presidentes del gobierno o ministros que están vergonzosamente en su nómina para ayudarles con su influencia institucional y política. 


El ingeniero sevillano Antonio Moreno Alfaro viene desvelando desde hace tiempo todas esas estafas en su página web y con este artículo y otros que iré publicando en este diario quiero ayudarle a difundir sus denuncias, al mismo tiempo que pido a quien las lea que haga lo mismo. Es el mejor apoyo y homenaje a un ciudadano ejemplar que está dedicando su vida a luchar contra la injusticia y la impunidad de las grandes empresas eléctricas españolas.


El robo al que voy a referirme en esta ocasión tiene que ver con el cálculo de la “potencias trifásicas normalizadas” que es preciso establecer para facturar la luz que se consume en las instalaciones domésticas (no se asusten los lectores, podrán entender todo lo que sigue sin saber una palabra de física o ingeniería eléctrica, y quién sí sepa y desee tener todos los datos, fórmulas y argumentos completos de Antonio Moreno Alfaro puede verlos en su página web). La cuestión, resumida de la manera más rápida y clara posible, es la siguiente:


Mensualmente, la compañía eléctrica cobra al usuario el denominado “término de potencia”, cuyo importe consta en la factura como “Facturación por potencia contratada”. Dicho importe es calculado multiplicando la potencia contratada por un factor definido periódicamente por el Ministerio de Industria. Para calcularlo, el Ministerio de Industria publica en el Boletín Oficial del Estado la tabla de potencias normalizadas. Antonio Moreno Alfaro ha comprobado que, en el caso de las potencias trifásicas, el cálculo de la tensión normalizada que hace el Ministerio está mal hecho, porque en lugar de considerar que la tensión entre fases es 398,17 voltios, que es el valor correcto, redondea a 400 voltios. Este redondeo del Ministerio no afecta a cálculos de tipo eléctrico, pero sí a los de tipo económico.


Como demuestra Moreno Alfaro, el redondeo solo supone un incremento medio de 42 watios (0,042 kW) en las potencias trifásicas normalizadas, que al precio actual del kW (3,50 euros mensuales) supone un exceso de 0,15 euros mensuales para un hogar con instalación trifásica. Pero si se tiene en cuenta el número total de instalaciones trifásicas en España (actualmente, cerca de tres millones) y que el exceso está siendo cobrado desde marzo de 2006, resulta que la cantidad facturada en exceso por las empresas eléctricas en perjuicio de las familias españolas supera ya los 35 millones de euros. Puede parecer que la cantidad media mensual cobrada en exceso por las eléctricas (0,15 euros) es despreciable, pero es preciso recordar que este tipo de compañías son capaces de cortar el suministro por esta cantidad. Eso hizo el 3 de febrero de 2009 la compañía Gesa en Mallorca: cortó el fluido de gas a una familia por el impago de una deuda de 0,15 euros y le facturó 168,265 euros por restablecérselo días más tarde. 


Pero el escándalo no acaba aquí. Cuando Moreno Alfaro se dirigió a la entonces llamada Comisión Nacional de Energía (actual Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, CNMC) señalando el “error” del redondeo, solicitando que se corrigiese y que se devolviera a los hogares lo cobrado de más, recibió una respuesta que sirve para conocer a favor de quién están las autoridades que supuestamente actúan como árbitros y defensores de los intereses nacionales. 


En contestación a la demanda de Moreno, la Comisión le dice que el asunto no es de su incumbencia pero que, ya de paso, adjunta un informe (documento dos) en el que sentencia que el cálculo del Ministerio es correcto porque éste estableció las tarifas según las tablas de potencias elaboradas por ella misma, ¡¡por la propia Comisión Nacional de Energía!! Y concluye diciendo que las empresas distribuidoras han cumplido con la normativa vigente porque se han limitado a aplicar las tarifas que aparecen publicadas en el BOE. Es decir, el cálculo está bien porque lo hice yo y las compañías obran correctamente porque hacen lo que yo digo. Así llevan robados más de 35 millones de euros a las familias en España. Y el robo continúa… Como veremos en próximas entregas, este escándalo, siendo vergonzoso y muy significativo que pueda ocurrir, es uno menor de los muchos que han cometido y vienen cometiendo las empresas eléctricas. 


Otros nos han costado y nos cuestan mucho más dinero a los españoles y se vienen realizando gracias a la ayuda que le prestan a las eléctricas no solo los políticos sino también bastantes jueces, entre ellos algunos bastante conocidos. En estos días en los que se habla tanto de patriotismo hay que recordar que, por muy alto que levante una bandera, no es patriota sino un traidor quien roba o quien permite o ayuda a que se robe a sus conciudadanos.

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Tres consultoras se ‘forran’ con las periciales que pide Industria para defenderse en los arbitrajes internacionales

Tres consultoras se ‘forran’ con las periciales que pide Industria para defenderse en los arbitrajes internacionales | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Tres consultoras, BDO Auditores, la UTE Altran-MacGroup y Accuracy, se han llevado todos los contratos que el Ministerio de Industria ha sacado a concurso para asesorar y realizar las pruebas periciales en la defensa de España en los arbitrajes internacionales. 


En total, algo más de 4,5 millones lleva gastados el Ministerio de Industria, Energía y Turismo en poco más de dos años en contratar los servicios de las consultoras para que les asesoren en varias de las demandas internacionales contra España por el recorte a las renovables. 


De esos 4,5 millones, la firma Accuracy es la que más dinero ha ganado para un total de 1,88 millones de euros. Esta consultora ha ganado cuatro lotes en tres procesos abiertos, el último el pasado 17 de marzo. 


El 9 de marzo del año pasado, el IDAE contrató por primera vez a Accuracy, que se llevó el lote 2 por 380.000 euros. Ese mismo día, la firma de auditoría BDO obtuvo el lote 1, a la par el mayor contrato dado por el Ministerio de Industria a una consultora: 1,42 millones de euros. BDO solo ha conseguido este lote. 


Accuracy también obtuvo en noviembre del año pasado dos lotes valorados en 1,09 millones. 


El resto de lotes y contratos se los ha llevado la UTE formada por Altran y MacGroup. Ellos fueron los primeros en realizar las pruebas periciales para el Gobierno en la defensa de las primeras demandas internacionales. 


Así, un informe suyo consiguió que el Estado español ganara el único laudo que ha salido publicado hasta la fecha. El pasado enero el Gobierno notificó que el Tribunal de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo le dio la razón y ganó el pleito a una filial holandesa de Isolux Corsán. 


Esta UTE se ha llevado un total de cinco lotes, por lo que ha realizado otros tantos informes periciales por un monto total de 1,2 millones de euros. 


Cabe destacar que el primero de ellos fue por 444.000 euros, de los cuales, el Gobierno le abonaba 54.000 euros en conceptos de viajes por si algún experto del equipo tuviese que viajar a alguna de las sedes de los tribunales. 


Si a esta cantidad le sumamos los contratos de Roland Berger y Boston Consulting Group por realizar los informes que validaron el hachazo a las renovables, la cantidad total destinada a las firmas de consultoría superaría los 5,1 millones de euros. 


A pesar de que otras firmas de consultoría como las Big Four u otras especializadas en asuntos de Forensic, Industria confía prácticamente en dos compañías, Altra-MacGroup y Accuracy, que se han llevado más del 90% de los casos y dos terceras partes del dinero. 


Pero esta cantidad no se quedará ahí. Probablemente dentro de unos meses irán sacando nuevos concursos para las demandas que aún no han avanzado mucho en sus procesos. Todos los informes realizados hasta ahora pertenecen a distintos casos que ya están avanzados en sus respectivas Cortes de Arbitraje.

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Cerrando nucleares (I): Alemania | lamarea.com

Cerrando nucleares (I): Alemania | lamarea.com | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

“El sector eléctrico es un sector que no funciona bien en manos privadas”. Desde luego, el exceso de centrales de ciclo combinado instaladas en España, las continuas subidas de la factura de los suministros energéticos y el aumento del número de familias con dificultades para pagarlos son una buena confirmación de la afirmación inicial, sobre la cual cada vez hay más consenso en nuestro país. Sin embargo, el entrecomillado corresponde a declaraciones de un antiguo ejecutivo de una de las grandes eléctricas alemanas, en noviembre de 2015. Un poco antes, en mayo de 2015, leíamos el siguiente titular: “RWE, camino de convertirse en propiedad del Estado”. RWE es la segunda eléctrica más grande de Alemania, y efectivamente en el artículo citado se discute su nacionalización. 


¿Cómo se ha llegado hasta aquí? (1) El hecho que disparó todas las alarmas fue el compromiso del Gobierno alemán de cerrar todas sus centrales nucleares antes del año 2022, como parte de su plan de transición energética (Energiewende). Esa decisión, tomada en 2002, revertida en 2010 por una recién elegida Merkel, y retomada un año más tarde tras el desastre de Fukushima, suponía limitar la vida de las centrales nucleares alemanas a 32 años. No obstante, no son los plazos -una decisión política (con base técnica)- el origen de todos los problemas, sino un aspecto intrínseco a una central nuclear: que antes o después hay que cerrarla y desmantelarla. Un proceso que resulta extremadamente complejo y caro. 


No existen estimaciones completamente fiables sobre cuánto costará desmantelar el parque nuclear alemán. Las compañías eléctricas alemanas dan cifras de entre 1.000 y 2.000 millones de euros (M€) por cerrar una central nuclear, un proceso que dura décadas (2). Sin embargo, eso es sólo una parte del coste del apagón nuclear, puesto que hay que hacerse cargo de los residuos radiactivos: almacenarlos temporalmente, buscar localizaciones para depósitos definitivos, construir estos, llenarlos y mantenerlos durante mucho tiempo. Una de las últimas estimaciones del Ministerio Federal de Medio Ambiente, Conservación, Construcción y Seguridad de los Reactores es un coste total de 65.000 M€ para todo el parque nuclear alemán. De ellos, 40.000 M€ corresponden a desmantelamiento de las centrales, almacenamiento temporal y transporte posterior, 15.000 M€ a los almacenes de residuos de baja y media actividad y 10.000 M€ a los almacenes de residuos de alta actividad. Se tratan de estimaciones muy complicadas: en palabras de investigadores del DIW (Instituto Alemán de Investigación Económica), “falta tanto experiencia técnica como económica para valorar cuánto costará realmente el desmantelamiento de las centrales nucleares”. 


¿Quién va a pagar esa inmensa cantidad de dinero? Los citados 65.000 M€ se repartían entre el estado federal, propietario de algunas de las centrales, y eléctricas privadas; de los 40.000 M€ asociados a desmantelamiento, almacenamiento temporal y transporte de residuos, 34.000 M€ corresponderían a las eléctricas privadas (principalmente E.ON, RWE, Vattenfall y EnBW). Éstas, para cumplir con sus obligaciones, han ido ahorrando hasta 38.000 M€ de sus ingresos anuales (ingresos que vienen de los consumidores de electricidad, obviamente). Sin embargo, la incertidumbre sobre cuánto tendrán que pagar finalmente las eléctricas es alta, y los tests de stress realizados hace medio año a instancias del Ministerio de Economía manejaron escenarios con costes entre 25.000 y 77.000 M€: las provisiones realizadas por las compañías serían suficientes para el escenario más optimista, pero no lo serían en absoluto para los más pesimistas. 


Aunque tanto las compañías como el Ministerio decidieron interpretar públicamente estos resultados como positivos, sus acciones apuntan en otra dirección. Las eléctricas llevan tiempo proponiendo la creación de una fundación pública a la que transferirían los 38.000 M€, quedando el Estado como responsable único de los residuos. Esta propuesta da una idea de cuál de los escenarios anteriores es visto como más probable por las compañías, y por el mismo motivo el estado alemán se resiste a aceptarla. Pero ni siquiera esta alternativa resultaría fácil para las propias compañías: RWE, por ejemplo, debería trasferir 10.000 M€; su valor en bolsa (en continua caída desde Fukushima, igual que el de otras empresas del sector) es sólo ligeramente superior a esta cantidad. Es en este contexto donde se empezó a hablar de nacionalización, como contraposición al rescate que significaría hacerse cargo de los residuos. Cerrada por un tiempo esa vía, compañías como E.ON trataron de separar de la empresa matriz las actividades nucleares, a lo que el Ministerio de Economía alemán tuvo que reaccionar con una ley destinada explícitamente a impedir que las reestructuraciones de las empresas les permitan librarse de su responsabilidad nuclear. 


En la actualidad existe una comisión, formada por técnicos y abogados de los partidos de gobierno y oposición y sindicatos, estudiando el asunto; sus conclusiones se harán públicas este mes de abril (si no hay nuevos retrasos, ya que la anterior fecha prevista era febrero). Aunque las reuniones no son públicas, los borradores filtrados apuntan a que habrá fundación pública y los hipotéticos sobrecostes del cierre nuclear irán a cargo de los contribuyentes alemanes. Obviamente, a estas filtraciones han seguido subidas en bolsa de las eléctricas en cuestión. 


Pero, más allá del caso alemán, no hay que olvidar que estamos hablando de un problema mundial: de acuerdo con la Agencia Internacional de la Energía, 200 reactores cerrarán de aquí a 2040. También el Reino Unido y, especialmente, Francia, tienen un extenso parque nuclear que cerrar. Consultoras como Capgemini, en su informe anual sobre mercados eléctricos, han denunciado la falta de transparencia en la estimación de costes: por ejemplo, Reino Unido estima unos costes totales (3.400 M€) algo menores a Alemania (4.700 M€, incluyendo almacenamiento definitivo) por reactor cerrado; Francia, la cuarta parte (1.200 M€). 


¿Y España? El peso de la energía nuclear en la última década en España ha sido comparable al que ha tenido en Alemania, generando consistentemente alrededor del 20% de la electricidad demandada anualmente. En España existen cinco centrales nucleares activas, con un total de 7 reactores y con una antigüedad de entre 28 y 35 años, a las que hay que sumar Garoña. Estas centrales cerrarán antes o después: si no se renuevan sus permisos de explotación, la mayoría a comienzos de la siguiente década. Las cifras que hemos manejado en este artículo son espectaculares (y cuestionan seriamente otra vez el lugar común de que la energía nuclear es barata). Son de hecho comparables a las del rescate bancario español, así que cabe preguntarse por cuáles son los planes en España. Al fin y al cabo, ya tuvimos que rescatar a las empresas eléctricas privadas (3) en los años ochenta, debido precisamente a los excesos que cometieron al planificar y construir el parque nuclear español. La electricidad española es cara desde entonces, y estas mismas centrales han obtenido después enormes beneficios caídos del cielo. Que, después de todo esto, hubiera que rescatarlas una vez más sería ya triplemente escandaloso.

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EconoNuestra » Evolución y perspectivas para la energía solar fotovoltaica

EconoNuestra » Evolución y perspectivas para la energía solar fotovoltaica | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

La energía solar fotovoltaica se ha convertido en los últimos años en una de las fuentes de generación de energía eléctrica esenciales para frenar el cambio climático. Las razones de su uso generalizado son diversas, siendo una de los más determinantes el abaratamiento espectacular que han experimentado los precios de los paneles solares. 


En este artículo haré una breve reseña al origen histórico y al desarrollo posterior de esta clase de energía, para centrarme en su estado actual en el mundo y en España y analizaré las últimas previsiones establecidas para su futuro a corto y medio plazo. 


1. Orígenes y desarrollo de la energía solar fotovoltáica.

La primera célula solar de silicio se fabricó en 1954, en los laboratorios Bell Telephone (EEUU), incentivado por el comienzo del programa espacial de ese país. Durante las siguientes dos décadas, las aplicaciones espaciales fueron prácticamente las únicas para estos dispositivos, debido al elevado coste de la energía producida con ellas (por encima de 100 €/kWh). A partir del año 1975 y gracias a una reducción gradual de esos costes, las aplicaciones terrestres superaron a las espaciales y desde entonces, su desarrollo en el mundo ha atravesado tres etapas claramente diferenciadas: 


i) Desde 1975 hasta 1985. Las sucesivas crisis del petróleo de los años 1973 y 1979 motivaron que los principales países industrializados comenzaran a buscar fuentes de energía alternativas. Así, en Estados Unidos la administración Carter inició programas de estímulo destinados a incentivar el uso de fuentes de energía no basadas en combustibles fósiles. 


ii) Desde 1985 hasta 2000. Durante los primeros años de la década de los 80, los precios del barril de petróleo se redujeron significativamente y se estabilizaron en valores similares a los momentos pre-crisis, lo que hizo descender el interés y las ayudas estatales a las energías renovables. 


iii) Desde 2000 hasta el momento presente. Desde comienzos del siglo XXI, numerosos países, como Alemania y España en primer lugar y posteriormente Estados Unidos, Italia, China, India y Japón, comenzaron a incentivar el uso de las energías renovables en general y de la solar fotovoltaica en particular, mediante el pago de primas por la electricidad producida. 


Por lo que respecta a la producción de los paneles solares, en la actualidad los primeros puestos del ranking mundial de fabricantes los ocupan empresas asiáticas (con China a la cabeza) y de Norteamérica. Los fabricantes europeos, que tuvieron un papel muy destacado en el origen y el desarrollo de la tecnología fotovoltaica a comienzos del presente siglo, (Q-Cells, Isofoton), han desaparecido o han sido absorbidos por los grandes fabricantes asiáticos. 


2. La situación en España: del boom del 2007 a la moratoria renovable en la actualidad En nuestro país, desde el año 2004 y principalmente 2007, el primer Gobierno Zapatero hizo una apuesta firme por esta fuente de energía, mediante los Reales Decretos 436/2004 y 661/2007, que establecieron primas a los productores de energía fotovoltaica. No obstante, el sistema de retribuciones establecidas en 2007 estuvo mal diseñado, ya que no se pusieron límites a la capacidad instalada, lo que provocó el boom de instalaciones del año 2008 y todo el caos regulatorio que vino con posterioridad.


Desde la llegada del Partido Popular al gobierno en 2011, se han sucedido toda una serie de normas destinadas a recortar de manera retroactiva las primas a las energías renovables, lo que de hecho ha supuesto la aplicación de una auténtica moratoria a estas fuentes de energía, con el pretexto de reducir el déficit de tarifa del sector eléctrico. Fruto de la imaginación de Rodrigo. Rato, Vicepresidente del Gobierno del gabinete Aznar del 2000-2004, el conocido como “déficit de tarifa” es una figura única, no hay nada equivalente en los países de nuestro entorno, es anterior a la presencia de las renovables en el mix energético nacional y su evolución posterior no está ligada al incremento de las fuentes renovables en dicho mix. 


El freno al sector fotovoltaico ha llegado hasta el punto de que mientras que en 2015, en el mundo se instalaron 51.000 MW, (en los países de nuestro entorno, 4.000 MW en GB, 1.400 MW Alemania, 1.100 MW Francia); en España sólo se añadieron 49 MW.


La última de todas las trabas a la energía solar fotovoltaica tuvo lugar en los minutos de descuento de la legislatura pasada, mediante la publicación del Real Decreto 900/2015 del 9 Octubre de 2015 que penaliza el autoconsumo de energía eléctrica obtenida mediante paneles solares. El Decreto desarrolla en 44 páginas una batería de trabas de todo tipo a las instalaciones, al volcado de energía a la red, a los pagos por la utilización de esta, etc. La maraña normativa regulada en ese decreto se puede encontrar en este artículo, que resume su contenido en diez aspectos clave. Por supuesto, todas las instalaciones de autoconsumo deberán pagar el célebre “peaje de respaldo”, ideado por Iberdrola y verdadero impuesto revolucionario a la energía generada y autoconsumida, sin que ésta se vuelque en ningún momento a la red eléctrica.


3. Expectativas y proyecciones de futuro Fuera de nuestro país, la energía solar fotovoltaica ha alcanzado en los últimos años la característica de tecnología global. Ya no es solo una apuesta europea, sino una realidad creciente a escala mundial, lo que permitirá continuar de forma ininterrumpida con la reducción de costes experimentada en las últimas décadas.


Las principales agencias internacionales (IEA, IRENA) cifran las expectativas de crecimiento para esta fuente energía en 540 GW de potencia instalada en 2020, frente a los 230 GW que había a finales de 2015, con un incremento anual de 45-50 GW/año. Este crecimiento se basa principalmente en el desarrollo de la tecnología en China, con importancia creciente en otros mercados como India, Japón y EEUU y lleva aparejado una continuada reducción del precio del vatio solar, tal y como destaca la figura. 


Por lo que respecta a España, con los precios de los paneles de 2015, el precio del kWh de electricidad fotovoltaica se sitúa en la actualidad en el margen 8-12 cent€, plenamente competitivo con el obtenido con fuentes no renovables. Por lo tanto, con las proyecciones que muestra la gráfica anterior, ese precio seguirá reduciéndose un año tras otro. En las últimas dos décadas, pocos sectores industriales y tecnológicos han mostrado una pujanza y nivel de excelencia en I+D+i semejantes al ocurrido en nuestro sector fotovoltaico. La eclosión del mercado de instalaciones fotovoltaicas en nuestro país y en otros del entorno europeo durante el periodo 2005-2010, originó un fenómeno sin precedentes, con la creación de un tejido industrial de alto valor añadido, gran capacidad exportadora y creador de empleos de alta cualificación; el sector fotovoltaico llegó a emplear a más de 40.000 personas en 2008, en contraste con los escuálidos 5.000 de la actualidad. 


Los recortes posteriores iniciados por el segundo Gobierno Zapatero y la moratoria renovable de los dos Gobiernos Rajoy descrita en este artículo, han arruinado buena parte de lo conseguido en esos años. Recuperar la posición de liderazgo que tuvimos debe ser una absoluta prioridad para el nuevo gobierno, sea del color que sea. De hecho, un reciente estudio elaborado por Ernst & Young para Solar Power Europe señala a España como uno de los mercados que más va a crecer en los próximos cinco años. El estudio pronostica una recuperación del sector, lo que facilitará la instalación de 2.100 MW y la creación de 5.500 nuevos empleos hasta 2020.


El futuro de la energía pasará necesariamente por el desarrollo de las energías renovables en general y de la fotovoltaica en particular, especialmente en España, ya que gozamos de una privilegiada posición geográfica con elevados niveles de irradiación durante la mayor parte del año en la práctica totalidad del territorio, lo que hace una fuente de energía especialmente atractiva. Con un marco regulatorio mínimamente sensato, el sector fotovoltaico debería tener un futuro espléndido.

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Los Costes de Transición a la Competencia, los famosos CTCs, 20 años después (Parte I)

Los Costes de Transición a la Competencia, los famosos CTCs, 20 años después (Parte I) | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

¿Quién no ha leído u oído alguna vez hablar de los costes de transición a la competencia? ¿De los famosos CTCs? También conocidos como ‘costes hundidos’, ‘costes varados’… los ‘stranded costs’ de Joskow. 


Iniciamos con este artículo una trilogía dedicada a los CTCs. En este primero, intentaremos explicar su origen en 1996. 


En el segundo, hablaremos de la quita de 1998 y de dos palabras clave -“como máximo”- que truncaron su titulización y cambiaron su destino. Y en el tercero, revisaremos las distintas velocidades de recuperación de los mismos por las empresas eléctricas, así como su derogación antes de tiempo. Si los lectores nos lo pedís, podríamos intentar una cuarta entrega y simular qué hubiera pasado si se hubieran seguido liquidando hasta la fecha que estaba previsto. 


Así que empecemos por el principio.


Salvo error u omisión, el primer documento oficial en el que aparece por primera vez una mención expresa a los Costes de Transición a la Competencia (CTCs) es el llamado “Protocolo para el establecimiento de una nueva regulación del sistema eléctrico nacional”; más conocido como “El Protocolo Eléctrico” (el tercero para el sector, tras los de 1983 y 1986). 


Un documento firmado el 11 de diciembre de 1996 entre el Gobierno de Aznar (7 meses después de llegar al poder), representado por su Ministro de Industria y Energía (MINER) de entonces -D. Josep Piqué-, y los presidentes de las compañías eléctricas -todas menos HIDROCANTÁBRICO, que lo firmó unos días después: ENDESA, IBERDROLA, UNIÓN FENOSA, FECSA y SEVILLANA; y la patronal, UNESA. 


En el apartado 7 del acuerdo PRIMERO del Protocolo, sobre formación de precios, se acordó que uno de los componentes del coste de suministro, a ser asumido por los consumidores finales, serían los CTCs. Una cosa curiosa es que los CTCs estaban formados inicialmente por cuatro componentes: 


- la retribución fija (coste hundido puro y duro), 

- los costes del stock estratégico de combustible nuclear, 

- los costes por el tratamiento de residuos nucleares,

- y la moratoria nuclear (la pendiente). 


La energía nuclear dominaba los CTCs por sus cuatro costados, en el Antiguo Testamento que era el Protocolo Eléctrico. Los CTCs eran genuinamente nucleares; la energía nuclear estaba presente en los cuatro componentes de los CTCs. 


La llegada de la liberalización y de la competencia al sistema eléctrico, provocaría unos costes, sobre todo al parque nuclear español, que no se podrían recuperar vía mercado, a no ser que se reconocieran ex-ante y se pudieran liquidar aparte, vía peajes regulados. 


Aún estaba reciente el reconocimiento y titulización de la moratoria nuclear, gracias a la LOSEN (la Ley 40/1994) del último Gobierno González -disposición adicional octava-: 4.400 millones de euros (730 mil millones de pesetas), a ser “plenamente satisfecha” en un “plazo máximo” de 25 años (que no hemos agotado). 


En los prolegómenos de las negociaciones del Protocolo, la primera cifra de CTCs que se puso encima de la mesa fue 20.000 millones de euros (3,4 billones de pesetas), calculados con el Marco Legal y Estable de los ’80. 


Las matemáticas y las eléctricas son así: los CTCs empezaron valiendo 20 mil millones de euros (al cambio); y hoy, 20 años después, por otro concepto distinto pero no muy desconectado, la deuda pendiente de cobro por los sucesivos déficits de tarifa de este siglo, también vale 20.000 millones de euros. ¿Habrá alguna década en la que los consumidores no le deban 20.000 millones de euros a las eléctricas?


Volvamos a 1996. Unos dirán que fueron las eléctricas, que renunciaron; otros, que fueron los negociadores del MINER. Lo cierto es que, con ‘sábanas’ de tablas y datos por medio, fue posible meter dos tajos a esa voluminosa cantidad: 3.600 y 4.900 millones de euros (600 mil y 815 mil millones de pesetas, respectivamente). 


El importe que aparece en el Protocolo Eléctrico, que debía ser recuperada entre 1998 y 2007 (ambos inclusive) es “como máximo”, 12.000 millones de euros (casi 2 billones de pesetas de la época): a grandes rasgos, el 85% de retribución fija y el 15% en concepto de prima al carbón nacional (a razón de 1 PTA/kWh). 


Además, se estableció un sistema de liquidación por diferencias muy ingenioso, según el cual los años en los que el precio medio del mercado excediera de 36 €/MWh (6 PTA/kWh), ese exceso se descontaría de los CTCs pendientes de cobro; y viceversa. Es decir, los CTCs que se cobrasen vía mercado no podrían cobrarse vía peajes. O si el mercado tenía un precio muy bajo, se adelantaba la recuperación vía peajes de los CTCs. En la segunda entrega veremos que lo que sonaba bien sobre el papel, se convirtió primero en una guerra entre unos y, al poco, en una pesadilla para otros. 


Once meses de tramitación después, en noviembre de 1997, ve la luz la Ley 54/1997, la Ley del Sector Eléctrico del Gobierno Aznar. Dedica su disposición transitoria sexta a los CTCs, en la que se reproduce lo ya dicho, sin cambios sustanciales. Excepto por algo muy relevante: que dejan de considerarse CTCs tres de los cuatro conceptos que lo formaban; dos de los cuales aún perduran y el otro lo hemos acabado de pagar el año pasado: 


- el stock estratégico de combustible nuclear, regulado por la disposición adicional 13; 

- los residuos nucleares, regulados por la disposición adicional sexta, que hasta cuentan con un fondo específico propio; 

- y la moratoria nuclear, regulada por la disposición adicional séptima, que, por estar titulizada, no puede liquidarse como los CTCs. 


Los dos primeros costes, que en el Protocolo Eléctrico eran CTCs, pasan a ser costes de diversificación y seguridad de abastecimiento, de acuerdo a la Ley. Pero no se reduce la cuantía de los CTCs como consecuencia de su cambio de clasificación, incrementándose los costes soportados por la tarifa y deshaciendo parte de la negociación pre-protocolo. Y lo mismo puede decirse de la moratoria nuclear. 


Acabamos la primera entrega, a punto de empezar 1998, con 4.400 millones de moratoria nuclear titulizados; con 12.000 millones como máximo de CTCs reconocidos; y con los costes asociados al combustible nuclear (stock estratégico y gestión de residuos) considerados como costes de diversificación y seguridad, no como CTCs. 


Las eléctricas queriendo titulizar los CTCs. El Gobierno queriendo reducir la cantidad reconocida y seguir bajando tarifas. El regulador, la antigua CSEN, está a punto de entrar en escena. Eran otras épocas, pero quizá no muy distintas de las actuales.

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Industria oculta información sobre su reglamento de autoconsumo

El Ministerio de Industria se niega a informar sobre los asistentes y las actas de las reuniones que dieron forma e hicieron que se aprobase el controvertido reglamento de autoconsumo –criticado tanto por consumidores como por asociaciones defensoras de las energías limpias–, así como de los documentos remitidos por las terceras partes, del listado de las reuniones internas y con terceras partes, y de la fecha de celebración de dichas reuniones. 


El 4 de diciembre de 2015, la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético, en colaboración con Access Info Europe, la organización de derechos humanos dedicada a promover y proteger el derecho de acceso a la información, solicitó al Consejo de Transparencia y Buen Gobierno datos sobre la elaboración del Real Decreto de Autoconsumo, más conocido como ‘impuesto al Sol’, en base a la Ley 19/2013 de 9 de diciembre de transparencia. 


Apenas unos días después, el 16 de diciembre, se denegó el acceso a la información pública solicitada. He aquí la primera muestra clara de que el termino transparencia del Gobierno en funciones brilla por su ausencia. 


El 17 de diciembre del pasado año se presentó una reclamación ante el Consejo de Transparencia, en el que se manifestó que las causas en las que se basa el Ministerio son insuficientes, y se solicita que se conceda acceso a la información solicitada. 


También se añade en la reclamación, ante la denegación de la solicitud de información, que: “las discordancias en las fechas de resolución del expediente y de comienzo de tramitación de la solicitud de acceso a información, no se ajustan a los procedimientos establecidos en la Ley 19/2013, de 9 de diciembre, de transparencia, acceso a la información pública y buen gobierno. Resulta inverosímil que la solicitud de información comience a tramitarse con posterioridad a la resolución de la misma”. 


Con esta reclamación anima al Consejo de la Transparencia a llevar a cabo una evaluación y monitoreo del proceso de tramitación y resolución de las solicitudes de acceso a información. Los errores en las fechas ejemplifican la inseguridad jurídica y dificultad de los ciudadanos para estar informados y defenderse contra la vulneración del derecho de acceso a información frente a la administración pública. 


El 28 de diciembre el Consejo de Transparencia procedió a dar traslado de la reclamación presentada al MINETUR, tramite reiterado por el Consejo en dos ocasiones. El 29 de febrero de 2016 se remitió un documento firmado por la directora general de Política Energética y Minas, donde se considera que el recurso presentado no se encuentra fundamentado de manera alguna, ni ofrece razón de la impugnación de la resolución del 10 de diciembre, por lo que no se pueden presentar alegaciones ni informar en sentido alguno. 


Con todo ello se demuestra cómo agotan plazos y se reiteran en denegar el acceso a la información solicitada. ¿A quién defienden? ¿Por qué no quieren hacer pública la identidad de las personas u organizaciones que participaron en las reuniones? 


Desde MINETUR afirman que no se tiene registrada ninguna reunión oficial sobre el reglamento de autoconsumo y sobre reuniones informales que se celebran en la subdirección sobre las distintas cuestiones relativas al funcionamiento del sector. A ello añaden que tampoco se dispone de actas de las mismas ni de información relativa a los asuntos tratados. 


El proceso de elaboración de la norma, se sometió a audiencia en dos ocasiones –una en julio de 2013 a través del consejo consultivo de la electricidad CNE ahora CNMC– en la que Comunidades Autónomas, Red Eléctrica, asociaciones de productores renovables, ecologistas, etc., presentaron medio centenar de alegaciones; y otra, directamente al MINETUR en junio de 2015, en el que se presentaron 15.000 alegaciones. No obstante, esta información recibida fue considerada auxiliar o de apoyo y, en este sentido, se denegó su acceso. 


Tal y como se solicita al Consejo de Transparencia, la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético pedirá la ampliación del Expediente Administrativo, esta vez, en el recurso contra el Real Decreto 900/2015 que se presento ante el Tribunal Supremo el pasado mes de diciembre, por considerar que una vez más, el Ministerio de Industria envía el expediente incompleto. 


Dicho expediente contiene los nombres y direcciones de correo de las más de 15.000 personas que realizaron alegaciones por vía telemática, y sin embargo, “no se incorpora el contenido de las alegaciones, lo cual resulta una muestra de desprecio total hacia las miles de personas que decidieron dar su opinión sobre el Real Decreto de autoconsumo”, según afirma Daniel Pérez, abogado de HOLTROP y miembro de la Plataforma. La resolución de la administración (MINETUR) carece de la suficiente motivación para aplicar dicha causa de inadmisión, limitándose a indicar que la documentación objeto de la solicitud constituye “información interna”. 


Como argumentó el propio Consejo de Transparencia, "la información relativa a las reuniones internas y con terceras partes, mantenidas por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo en las que se tratase temas relacionados con la elaboración del Real Decreto 900/2015 del 9 de octubre y los nombres de los asistentes y actas de las reuniones no pueden considerarse, en modo alguno, información interna que deba quedar vedada al conocimiento de los ciudadanos", según señala Alba Gutiérrez, coordinadora de campañas en Access Info. 


Las reuniones pueden recibir el calificativo de internas por MINETUR, pero el contenido de las mismas no tiene la condición de auxiliar o de apoyo, dado que sirve para configurar la voluntad publica del órgano, es decir, que es relevante para la rendición de cuentas, el conocimiento de la toma de decisiones publicas y su aplicación. 


Tampoco puede considerarse que sea auxiliar o de apoyo informar sobre los asistentes a dichas reuniones siempre y cuando los asistentes lo hayan hecho en calidad de responsables públicos con cargos de relevancia en la toma de decisiones o representantes de empresas privadas del sector energético que tengan intereses que se vean afectadas por el contenido de la citada norma. 


La semana pasada el Tribunal Supremo notifico que el recurso contra el Real Decreto de autoconsumo, que el Gobierno del PP aprobó el pasado mes de octubre, ha sido admitido a trámite por la Sala Tercera de lo contencioso-administrativo y junto a la administración del Estado, que la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético señalaba como demandado en su recurso, cuatro de las grandes eléctricas españolas (Viesgo, EDP, Iberdrola y Gas Natural) se han personado como recurridas. 


A juzgar por esto y por la falta de colaboración a la hora de acceder a la información solicitada al Consejo de Transparencia, a nadie se le escapa que estas empresas pueden haber colaborado en la redacción de la normativa de autoconsumo. 


Aunque la mayoría del Parlamento se comprometió el pasado mes de febrero a allanar el camino, reconociendo el derecho al autoconsumo sin ningún tipo de cargo, y la posibilidad de que varios consumidores compartan instalación de autoconsumo, entre otros aspectos no menos importantes, parece ser que el Ministerio sigue anquilosado en las viejas estructuras fósiles, en connivencia con las grandes eléctricas y dejando al margen a la ciudadanía. 


¿Qué pasará a partir de ahora? Damos pasos muy importantes, pero esto no ha acabado. El Ministerio tiene el plazo de un mes para enviarnos la documentación. Si no quisieran dar la información, irían a un contencioso administrativo pudiéndose demorar varios meses.

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Autoconsumo sí, pero con consenso. Eso es lo que queremos en España. Blogs de Tribuna

Autoconsumo sí, pero con consenso. Eso es lo que queremos en España. Blogs de Tribuna | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

Critica hoy el economista Daniel Lacalle en su columna el acuerdo al que recientemente han llegado cerca de dos tercios de los diputados del Congreso (todos, salvo los del Partido Popular y sus socios electorales) sobre el autoconsumo de electricidad. Sostiene que en EEUU están haciendo mucho mejor las cosas en el ámbito energético que en Europa y que cuatro estados norteamericanos han “dado marcha atrás a la normativa desenfocada sobre autoconsumo”, ésa que el autor identifica con “lo que quieren hacer estos partidos (excepto el PP) en España”. 


Como cuestión previa destacan clamorosas omisiones respecto de la política energética norteamericana, tales como que el desarrollo de las renovables se ha financiado a través de los impuestos (curiosa postura de un autodefinido como liberal, que defiende que los costes de un producto no los pague el consumidor, sino el contribuyente), que el 'fracking' está causando enormes problemas medioambientales, además de verse seriamente afectado por los actuales bajos precios del petróleo o que el Fondo Monetario Internacional estima que las subvenciones a los combustibles fósiles ascienden a 5.300.000 millones de dólares anuales, que hacen pequeños los 135.000 millones de apoyo a las renovables que la Agencia Internacional de la Energía contabiliza a nivel internacional.


Con estos mimbres, el economista nos previene del fomento de una nueva “burbuja” —yo me pregunto, ¿por dónde empezamos?— esta vez debida a que aquél que se pone un panel solar en su tejado para producir su propia electricidad, identificado con “el más rico”, quien tiene “chalet o suelo donde instalarlo y dinero para paneles solares”, es un insolidario al traspasar costes al más desfavorecido. Leer más: Autoconsumo sí, pero con consenso. Eso es lo que queremos en España.


Nada nuevo, por otra parte. Es la tesis que vienen defendiendo las compañías eléctricas en todo el mundo y que ha asumido en su totalidad el actual Gobierno español, que a solo 70 días de las pasadas elecciones generales tuvo la osadía de aprobar la normativa sobre autoabastecimiento de electricidad más restrictiva del mundo y que ha sido motivo de mofa en la prensa internacional. 


El Sr. Lacalle ensalza dos medidas que han puesto en marcha los cuatro estados mencionados y que nos pone como ejemplo de lo que debería ser “el autoconsumo de verdad”. Naturalmente, omite que más de 40 estados del mismo país han puesto en marcha mecanismos de balance neto de energía solar, lo que está disparando el volumen del mercado norteamericano. Leer más: Autoconsumo sí, pero con consenso. Eso es lo que queremos en España. 


Las referidas medidas estrella son (i) poner cuotas de conexión a la red eléctrica y (ii) establecer tarifas horarias que valoran la energía al precio del mercado en cada momento. Es aquí donde mi extrañeza por las omisiones previas se convierte en estupor. Para empezar, resulta que en España, a diferencia de la mayor parte de EEUU y de muchos países del norte de Europa, ya hay una “cuota de conexión”, aquí llamada “término de potencia”, que carga con más de 50 € por kW contratado al año al consumidor doméstico (algo más del 30% de la factura de una familia tipo). Curiosamente, en la última legislatura, esta parte fija del recibo se ha más que duplicado, lo que ha provocado la frustración de muchos, que han visto cómo sus facturas se incrementaban a pesar de que su consumo estaba disminuyendo. 


La propia Agencia Internacional de la Energía en su informe de 2015 sobre el sector energético español relacionaba este brutal incremento con el autoconsumo, asegurando que el Gobierno había “reequilibrado las tarifas hacia cargos fijos” al describir el autoconsumo como una disrupción que “desafía los modelos de negocio de las eléctricas tradicionales”. En otras palabras, la subida de la parte fija no es independiente del desarrollo del autoconsumo, sino que se debe precisamente a éste.


Nadie defiende que el autoconsumidor tenga una reducción de la cuota fija; pero si defendemos un cargo a la energía autoproducida por el 'respaldo' de la red, debemos hacer lo mismo con quien ahorra energía comprando bombillas led, con quien compra una chimenea para ahorrar calefacción eléctrica o, ya puestos, un cargo de respaldo para el bar de enfrente por cada café que nos preparemos en casa. Leer más: Autoconsumo sí, pero con consenso. Eso es lo que queremos en España. 


Pero es que, además, en España los precios de la energía ya son horarios, por lo que la segunda medida, valoración de la energía al precio del mercado en cada hora, está garantizada. De hecho, el texto del acuerdo que los partidos políticos se han comprometido a aprobar en un plazo de 100 días desde la formación del próximo Gobierno incluye lo siguiente:


“La energía autoconsumida estará exenta de todo tipo de cargos y peajes. Los excedentes de las instalaciones de generación asociadas al autoconsumo estarán sometidos al mismo tratamiento que la energía producida por el resto de las instalaciones de producción, al igual que los déficits de energía que los autoconsumidores adquieran a través de la red de transporte o distribución estarán sometidos al mismo tratamiento que los del resto de consumidores.” 


Por tanto, Sr. Lacalle, a diferencia de otros lugares, en España no se prevé compensar cada kWh excedentario por un kWh deficitario en otra hora. De hacerlo, estoy de acuerdo que estaríamos subvencionando un servicio y, entre otros, desincentivando la instalación de baterías que evitarían los excedentes. Lo único que contempla el acuerdo es que pueda haber un 'balance neto', que no sería más que un mecanismo simplificado que permita a un pequeño consumidor compensar en el recibo de la luz los excedentes de energía sin tener que convertirse por ello en empresario. Textualmente: 


“Reglamentariamente podrán desarrollarse mecanismos de compensación simplificada entre déficits de los autoconsumidores y excedentes de sus instalaciones de producción asociadas, que en todo caso estarán limitados a potencias de éstas no superiores a 100 kW.” 


En realidad, el acuerdo político, apoyado por todo tipo de organizaciones (sociales, de consumidores, empresariales, sindicatos, ecologistas…) pretende un desarrollo del autoconsumo sin subvenciones. Eso sí, elimina la gran mayoría de absurdas cargas técnicas y burocráticas que atenazan su desarrollo en la actualidad, contempla la figura del autoconsumo compartido (excluida explícitamente en la norma actual y que, mire por donde, va a permitir que se beneficien del sistema “los que no tienen chalet”) y rebaja sustancialmente las desorbitadas sanciones (de hasta 60 millones de euros por un incumplimiento administrativo) que atemorizan a quien pretenda competir con las actuales empresas eléctricas. 


Todo ello, insisto, sin ninguna subvención. No es de extrañar que el ala más conservadora de la política norteamericana, el 'tea party', se haya posicionado a favor de esta revolución tecnológica, algo que era impensable hace tan solo cinco años y que se ha producido por la espectacular reducción de costes que ha protagonizado. Tampoco es de extrañar que las compañías eléctricas quieran ralentizar su despliegue.

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El autoconsumo toma vida en el Supremo: admitido el recurso contra el Gobierno. Noticias de Tecnología

El autoconsumo toma vida en el Supremo: admitido el recurso contra el Gobierno. Noticias de Tecnología | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

El autoconsumo toma vida en el Supremo: admitido el recurso contra el Gobierno. Noticias de Tecnología. El Tribunal Supremo ha admitido a trámite el recurso contra el decreto de autoconsumo que aprobó el Gobierno en octubre. Las eléctricas se han hecho un hueco en el proceso


El Tribunal Supremo ha notificado esta tarde que el recurso contra el real decreto de autoconsumo, que el gobierno popular aprobó el pasado mes de octubre, ha sido admitido a trámite por la Sala Tercera de lo contencioso-administrativo. El recurrente, la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético, presentó este recurso el 10 de diciembre de 2015, después de haber batallado previamente para evitar que el gobierno llegase a confirmarla.


En ese momento, este y otros grupos de oposición al decreto pasaban de la acción política y de opinión pública a la guerra judicial. Ahora, el proceso ha dado un paso más al ser admitido a trámite por el Tribunal Supremo.


Un anuncio que ha venido con sorpresa: junto a la administración del Estado, que la plataforma señalaba como demandado en su recurso, cuatro de las grandes eléctricas españolas (Viesgo, EDP, Iberdrola y Gas Natural) se han personado como recurridas, quedando al margen Endesa.

Su inclusión voluntaria y de parte del Estado es una prueba de su interés en el desarrollo de este proceso, el del autoconsumo en España: al estar involucradas en el recurso tienen acceso y participación en la documentación del caso.


Tras la admisión a trámite del recurso, comienzan los plazos para que cada parte presente sus escritos, a favor o en contra de recurrir la norma aprobada por el Gobierno. Este proceso, iniciado también por otras asociaciones en defensa del autoconsumo, discurre paralelo a la iniciativa política, un pacto de todas las fuerzas presentes en el actual parlamento, a excepción del PP y de UPN, que se han comprometido a derogar la norma en cuanto la formación de un gobierno lo permita. A no ser que haya nuevas elecciones y de ellas salga un gobierno popular, el real decreto de autoconsumo, con su 'impuesto al sol', tendría los días contados.


"Hasta que no veamos la derogación impresa en el BOE, seguiremos adelante con el proceso judicial", asegura Daniel Pérez, abogado de la Plataforma, que, aunque admite que la vía legislativa sería más rápida (el veredicto del Supremo puede tardar hasta dos años en llegar), de lograrlo tendría la ventaja de sentar jurisprudencia: "Ayudaría a que a ningún gobierno se le ocurra volver a poner trabas al autoconsumo", concluye. 


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227 diputados y el principio del fin del impuesto al sol. Blogs de Tribuna

227 diputados y el principio del fin del impuesto al sol. Blogs de Tribuna | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it

227 diputados y el principio del fin del impuesto al sol. Blogs de Tribuna. El pasado 24 de febrero se firmó un acuerdo entre la práctica totalidad de los partidos de la oposición para el desarrollo del autoconsumo en nuestro país


El objetivo de este acuerdo es el de restablecer un derecho cívico a los ciudadanos y empresas españolas, el derecho a autoproducirse su propia energía sin barreras, restableciendo el respeto al interés común. Establece los principios generales en base a los cuales se debe desarrollar el autoconsumo, dejando para un momento posterior el acuerdo de los detalles que lo encaucen y que son los que realmente delimitaran su grado de implantación.



Principios que parten todos ellos del sentido común, comenzando con la eliminación de las cargas económicas al autoconsumo, el 'impuesto al sol'; no confundir con el balance neto como hacía desde esta misma página recientemente, por desinformación o por desinformar, un conocido representante del sector de hidrocarburos y ex secretario general de la Energía en el primer Gobierno del PP.


Cuando hablamos de 'impuesto al sol' solo nos referimos a las cargas establecidas por la energía que el autoproductor utiliza para su propio uso desde su instalación, no a la que introduce en la red. Eliminar estas cargas significa acabar con una discriminación evidente. ¿Por qué el que reduce su consumo energético utilizando una placa fotovoltaica tiene que pagar esas cargas pero quien lo hace utilizando unas bombillas o un frigorífico de bajo consumo, o incluso una chimenea, no? ¿Por qué la energía autoconsumida por parte de una pequeña instalación solar sí tiene que pagar y la autoconsumida por una central convencional no?

Cuando hablamos de 'impuesto al sol' solo nos referimos a las cargas establecidas por la energía que el autoproductor utiliza para su propio uso desde su instalación, no a la que introduce en la red. Eliminar estas cargas significa acabar con una discriminación evidente. ¿Por qué el que reduce su consumo energético utilizando una placa fotovoltaica tiene que pagar esas cargas pero quien lo hace utilizando unas bombillas o un frigorífico de bajo consumo, o incluso una chimenea, no? ¿Por qué la energía autoconsumida por parte de una pequeña instalación solar sí tiene que pagar y la autoconsumida por una central convencional no?


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Soria reconoce en secreto a ACS otros 295 millones en compensaciones por Castor. Noticias de Empresas

Soria reconoce en secreto a ACS otros 295 millones en compensaciones por Castor. Noticias de Empresas | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
Soria reconoce en secreto a ACS otros 295 millones en compensaciones por Castor.

 

El socio canadiense de ACS en Escal, el grupo Dundee Energy, ha revelado en sus resultados anuales que Industria les reconoció en 2015 una deuda adicional millonaria

 

Si usted pensó que con los 1.350 millones que en 2014 se le pagaron a ACS y a sus socios en Escal el cierre del almacén gasista submarino de Castor quedaba zanjado para las arcas públicas, se equivocaba. Sin luz ni taquígrafos, el Ministerio de Industria que encabeza José Manuel Soria ha optado por reconocer al presidente de ACS, Florentino Pérez, y al resto de los promotores del mayor fiasco energético de los últimos años otros 295 millones de deuda a cuenta de la factura del gas. En total, todo el coste de esta infraestructura le supondrá al bolsillo de los españoles 1.649 millones, a menos que aparezcan nuevas cargas ocultas que se sigan imputando a los consumidores.

 

El socio canadiense de ACS en Escal, el grupo Dundee Energy, que tiene un 33% del proyecto Castor, ha desvelado en sus cuentas anuales del pasado ejercicio que “el 17 de noviembre de 2015, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo emitió una resolución que establece la retribución adicional de 253,3 millones de euros, y el reembolso de los gastos de operación y mantenimiento en una cuantía adicional de 42,3 millones”.

 

Consultados sobre este reconocimiento de nueva deuda, portavoces del Ministerio de Industria han manifestado que “corresponden a los derechos retributivos que se establecieron en el artículo 4.3 del Real Decreto-ley 13/2014. Estos derechos fueron devengados por Escal UGS en el periodo comprendido entre el acta de puesta en servicio provisional (julio de 2012) y la fecha de entrada en vigor del citado real decreto-ley (octubre de 2014)”, es decir, corresponden a los dos años de fase de pruebas de Castor.

 

Según el ministerio, estas cuantías “comprenden una retribución financiera y el abono de los costes de operación y mantenimiento incurridos”, y “el pago se ha integrado en el proceso de liquidaciones de 2014 de la CNMC, por lo que Escal lo cobrará cuando se cierre la liquidación definitiva de 2014 [prevista para dentro de unos meses]”.

 

Por último, el ministerio ha evitado entregar la resolución por la que se aprobaba este reconocimiento de deuda tal y como le fue solicitada por El Confidencial, alegando que se debería tramitar a través de los pasos que marca la Ley de Transparencia y se deberían tener en cuenta las alegaciones de terceros a los que afecta, en este caso, la propia Escal UGS, promotora de Castor. En cambio, sí se publicaron en el BOE del pasado 18 de diciembre los 4,5 millones de euros por los costes de mantenimiento de Castor por los dos únicos meses que estuvo operativo, y que también aparecen en los resultados de la petrolera canadiense.

 

Fuentes del sector energético han apuntado que el ministerio podría agarrarse al argumento de que el Real Decreto 13/2014 que aprobó compensar a Florentino Pérez y sus socios por Castor ya preveía que el mantenimiento debería aprobarse por orden ministerial, y por eso aparece en el BOE, pero dejaba en el limbo los costes adicionales, que son los que ahora se reconocen y representan la parte del león para Florentino Pérez y sus socios.

 

Con este tecnicismo, el ministerio reconoce una deuda que tendrá que afrontar el nuevo Gobierno, pero evita hacerla pública. La reconoció el 17 de noviembre del año pasado, según señala la petrolera canadiense. Tres semanas antes, el 26 de octubre, Mariano Rajoy había firmado el decreto de convocatoria de elecciones. Pagarle 295 millones más a Florentino Pérez por un almacén gasista que había tenido que cesar en su actividad al provocar diversos terremotos en la costa de Castellón no parecía la mejor carta de presentación para la pegada de carteles del 4 de diciembre, cuando arrancó la campaña electoral de las generales.

 

Fuentes del sector energético consultadas al respecto han apuntado que la nueva deuda se cargará a cuenta del déficit gasista, que a cierre de 2014 se cifró en 500 millones, pero todavía no se ha liquidado. Está previsto que dicha liquidación se haga a finales de 2016, justo cuando Dundee Energy prevé que se formalice el reconocimiento para empezar a cobrar durante 15 años, a un tipo de interés fijado del 1,2%, según consta en la memoria. Es decir, sumando intereses, los costes totales para los usuarios de gas incluirán otros 53 millones cuando se acabe de abonar toda esta nueva partida. Es la historia de Castor y el contribuyente: cuando crees que ya has pagado, siempre hay que pagar algo más.


Esta cuantía colocaría el déficit gasista español en mucho más alto que lo que anunció el Gobierno. Pero en un informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), ya se preveía que el déficit gasista de 2014 llegaría a 1.000 millones de euros, de los que 318 millones corresponderían a Escal, la promotora de Castor, controlada por ACS (67%) y Dundee Energy (33%). A partir de 2017, este coste se empezará a repercutir en la factura de los clientes de gas en España. Visto lo visto, al menos con Escal, la CNMC estuvo más cerca que el Ministerio de Industria de la cifra final.

 

En concreto, los 295 millones nuevos que ahora se reconocen corresponden a los dos años, entre 2012 y 2014, en que la plataforma gasista Castor estuvo en fase de pruebas. Los otros 1.350 millones ya cobrados se destinaron a cancelar una emisión de bonos en Luxemburgo, que había financiado el proyecto.

¿Podrían aparecer más costes ocultos? No hay que descartarlo. En sus cuentas de 2014 depositadas en el registro mercantil, Escal UGS señala que la sociedad todavía tiene cuentas por cobrar por valor de 315 millones, y atribuye esa deuda a lo que establece el Real Decreto 13/2014, con el que se compensó el cierre de Castor. Los 315 millones son más que los 295 millones que reconocen los canadienses en su presentación de resultados, y se acercan mucho a la cifra estimada por la CNMC.


En la misma memoria, la sociedad controlada por ACS en un 67% fija las pérdidas totales del proyecto Castor en 1.666 millones de euros. Por lo tanto, incluso con la nueva aportación, todavía faltará para cubrir el total invertido, en este esquema de colaboración público-privada en el que los beneficios son de la empresa concesionaria pero el riesgo lo asume en solitario la Administración. Pero, además, la cancelación anticipada de los bonos luxemburgueses ha provocado pérdidas en Escal UGS de 36,2 millones, al activarse un derivado vinculado a los tipos de interés de la emisión.


Los números rojos totales de la sociedad Escal UGS a finales de 2014 se colocaron en 104 millones, una buena parte por ese producto financiero, además de por los mas de 70 millones de euros de intereses que se pagaron a los bonistas por financiar un proyecto que nunca entró en funcionamiento.

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El Impuesto Especial sobre la Electricidad: un recargo anacrónico y desvirtuado que nos cuesta 1.400 millones

El Impuesto Especial sobre la Electricidad: un recargo anacrónico y desvirtuado que nos cuesta 1.400 millones | El autoconsumo es el futuro energético | Scoop.it
Aquí estamos, en nuestro segundo paso de contador. Si recordáis, en nuestra primera entrega de este blog, abriendo boca y 

abriendo mes, con ayuda del simulador de la CNMC, comprobamos que con Rajoy pagamos un 20% más por la electricidad que con Zapatero.

En los comentarios de los lectores nos decíais que esa subida habrá ido destinado a reducir el déficit; y así es. Pero en los dos primeros años de Rajoy, el déficit siguió creciendo: ¡casi 9.000 millones de euros! (prácticamente la mitad de los 20.000 millones aún pendientes de pago). Y en 2015, a cambio de un superávit de 500 millones, nos ha subido la luz el 5,5%. ¿No hubiera sido mejor tener un déficit de 50 millones a cambio de una bajada de la luz del 0,5%? (la subida del IPC ha sido nula en 2015).


En cualquier caso, y puesto que el tema de los precios de la luz es recurrente -al que volveremos en unos meses-, hoy queríamos hablar sobre uno de los componentes de nuestro recibo de la electricidad, como os adelantamos en el primer artículo: el Impuesto Especial sobre la Electricidad, el IEE.

 

Si echamos un vistazo al (último) recibo, es fácil encontrarlo. El Impuesto Eléctrico (IEE) es un impuesto especial, al tipo 5,11269632%, que se aplica sobre la facturación de electricidad suministrada; esto es, sobre el término de potencia (contratada) y sobre el término de energía (consumida).

 

Al ser el IEE un impuesto especial, está sujeto al IVA (21%); pagamos IVA también por el IEE. Luego el efecto del IEE (IVA incluido) equivale a un sobrecargo del 6,186%. Nada desdeñable.

 

En España, se aplican impuestos especiales sobre 6 productos: bebidas alcohólicas, tabaco, matriculación, hidrocarburos, carbón y electricidad.

 

Con carácter general, los impuestos especiales gravan el consumo de aquellos bienes que generan unos “costes sociales”, que no han sido tenidos en cuenta en la fijación de sus precios. Deben ser sufragados por los consumidores que inducen esos costes. Y tienen una finalidad ‘extrafiscal’, como instrumento de políticas sociales, sanitarias, medioambientales…

 

El IEE surgió a finales de 1997; apenas un mes después de la promulgación de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico. A través de la Ley de Acompañamiento de aquel año (la Ley 66/1997); qué nostalgia, aquellas ‘leyes escoba’ que acompañaban a los Presupuestos Generales del Estado…

 

En la exposición de motivos, aparece la justificación de su creación: “tiene como objetivo básico la obtención de los ingresos necesarios para compensar la supresión del recargo en concepto de coste específico asignado a la minería del carbón”. El IEE surge así como un recargo, destinado a la minería del carbón (autóctono, nacional).

En la gráfica adjunta aparece la evolución de la recaudación por IEE (1998-2015e), según los informes de la AEAT. La recaudación de este impuesto se ha multiplicado por tres en sus 17 años de vida.

 

En 1998, en España había una veintena de centrales térmicas de carbón, con 11.500 MW de potencia instalada: 1.900 MW de carbón importado; el resto, de carbón nacional (3.300 MW de lignito, 6.000 MW de hulla-antracita y los 300 MW de Elcogás). En 1998, en España se producía más electricidad quemando carbón que fisionando átomos de uranio.

 

Las centrales de carbón nacional funcionaban 6.500 horas (el año tiene 8.760); de lunes a viernes sin parar. Uno de cada tres kWh eléctricos consumidos en España se generaba con carbón nacional (50.000 GWh). Se le pagaba a las eléctricas una peseta por cada kWh producido con carbón nacional. En 1998, se le pagó a las eléctricas, por consumir (y almacenar) carbón nacional, 330 millones de euros. La recaudación por IEE fue de 500 millones.

 

Desde el 1 de enero de 2015, ya no se incentiva el consumo de carbón nacional. El Real Decreto de 2010 que regulaba dicho incentivo (134/2010), quedó sin efecto el 31 de diciembre de 2014. En España aún hay 10.000 MW de carbón; pero sólo 4.000 MW mantienen mezclas con un peso relevante de carbón nacional. En 2015, el carbón aportó 50.000 GWh al ‘mix’ de generación (sólo por detrás de la nuclear); de eso, menos de la mitad se generó con carbón nacional, sin primas ni incentivos. Pero los españoles seguimos pagando el IEE: 1.400 millones en 2015, más otros 290 millones (el 21% de IVA).


En el mismo tiempo que la recaudación por IEE se ha multiplicado por tres, la producción con carbón nacional ha caído a menos de la mitad. Cuanto menos carbón nacional usamos y menos minas quedan abiertas, más pagamos por IEE.

 

En línea con ese descenso del uso del carbón, desde el año 2014, los grandes consumidores industriales están exentos de pagar el 85% del IEE; lo que, según la AEAT, ha tenido un coste recaudatorio de unos 100 millones entre 2014 y 2015 (introducido en la Ley 16/2013, de octubre). Si dicha exención se hubiera aplicado, con carácter general, a todos los consumidores y no sólo a los grandes, la recaudación en 2015 hubiera sido de 220 millones y no de 1.400. Sería más coherente y justo.

 

En la pasada legislatura, se ha renovado la ley eléctrica: de la 54/1997 hemos pasado a la 24/2013; pero seguimos pagando un recargo desfasado. Por doble motivo: primero, desde el punto de vista del origen de los costes sociales, ya que más del 60% de la electricidad que consumimos no emite CO2 (a diferencia de lo que sucedía en 1997); segundo, porque el peso del carbón nacional en la cobertura de la demanda es menguante (apenas el 10% actualmente, comparado con el 40% de finales de los ’90).

 

Con una parte muy pequeña de los 1.400 millones de euros del Impuesto Eléctrico y voluntad política, problemas de hoy en día, como la pobreza energética, quedarían resueltos de un plumazo, sin necesidad de incrementar el coste de la factura del resto ni de establecer complejos sistemas de compensación. Y aún quedarían fondos para fomentar nuevas tecnologías y fuentes de energía que en este siglo han reemplazado al carbón: el autoconsumo, las baterías, las renovables de última generación… Este impuesto necesita una reforma y hasta una reconversión. La alternativa, eliminarlo y ahorrárnoslo.

ECOIMPULSO's insight:

En España, se aplican impuestos especiales sobre 6 productos: bebidas alcohólicas, tabaco, matriculación, hidrocarburos, carbón y electricidad.

La electricidad es un bien básico necesario al que se aplica un IVA de lujo del 21%.

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