Introducción.

En el artículo anterior destacábamos que, en España, la temperatura media ya ha superado los 1,3ºC[1], acercándose al objetivo, difícilmente conseguible, de mantener el calentamiento global por debajo de los 1,5ºC, incluso para 2030. Que, además. es, imposible de conseguir sólo con las actuaciones de mitigación de España o de la UE, tal y como se ha comentado en anteriores artículos. Ello hace esperable consecuencias catastróficas desproporcionadas para este país, y la necesidad perentoria de adoptar de forma urgente medidas de adaptación y de resiliencia[2] socioeconómica en los ámbitos en que el riesgo es mayor: costas, áreas inundables, ámbitos susceptibles a sequías (desertización o agricultura sensible) y áreas urbanas con riesgo de golpes de calor extremos.

Desde la perspectiva de la mitigación del calentamiento, España ha aprobado una Estrategia de descarbonización al 2050, siguiendo los pasos y directrices de la UE. Lo que implica asumir el compromiso de realizar una transición hacia un sistema energético descarbonizado, atendiendo a lo recogido en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030 y en la Ley de Cambio Climático y Transición Energética a la que nos referíamos en el artículo anterior.

En este marco, la propia CE ha dejado claro que eran necesarios cambios regulatorios y políticos que incentiven los cambios estructurales, las nuevas inversiones en tecnologías no emisoras de gases de efecto invernadero (GEI), o la mejora de la eficiencia energética en este país; además, de forma urgente, de cambios en la internalización de los costes externos de las diferentes fuentes energéticas y la eliminación de las subvenciones a las energías fósiles.

En el proceso de transición verde que se define por la UE y la propia España, la electrificación de la economía y una generación eléctrica sin emisiones de GEI, son factores fundamentales que, igualmente, requieren asegurar precios competitivos y asumibles por consumidores e inversores y seguridad jurídica y financiera, a largo plazo, para toda la transición. A la problemática de las tarifas eléctricas y a su formación y trasformación es a lo que nos referimos en este artículo.

Las tarifas eléctricas.

Los ingresos anuales totales asociados a la demanda eléctrica en España (impuestos, empresas eléctricas y compañías de generación, distribución y transporte) se situarían, obviando lo sucedido en 2020, en el entorno de los 40.000 millones de euros, con la distribución aproximada, en ordenes de magnitud, que podemos sintetizar en el Cuadro siguiente, atendiendo a las peculiaridades que se recogen, para cada componente, a pie de página:

Se supone que las tarifas de electricidad en sus diferentes tipos (2.0, 3.0, 6.0) debían cubrir los costes del sistema eléctrico[11] para satisfacer la demanda puntual, siendo aquellos diferentes en función del mix que debía responder, en tiempo real, a la misma. Dicho mix depende de la potencia instalada y de sus costes de entrada en funcionamiento, que son mínimos para las renovables, cuya participación en el total es creciente, pero muy variable su aportación a la demanda puntual, según las condiciones meteorológicas[12].

La distribución de la potencia eléctrica instalada total (105.224 Mw) por las diferentes tecnologías, a 31 de diciembre de 2020, se recoge en la Figura siguiente de REE, quien también señala[13], para ese mismo año, que las energías renovables han representado más del 45% de la generación eléctrica peninsular, con un máximo de los últimos cinco años, en los que su participación ha variado entre el 33,7% (2017) y el citado 45,5% (2020).

 

 

En este marco, los costes de la generación de la electricidad necesaria (unos 260.000 Gwh/año) para cubrir todas las demandas, más las pérdidas asociadas a su transporte y distribución, se cubre con el precio que se paga por la generación. Éste se establecía, globalmente, en las subastas de OMIP[14] sobre un mercado horario (definido por REE) donde el precio que se aplica a todas las tecnologías que están produciendo en esa hora es el marginal (el mayor) derivado de la última tecnología en entrar a generar electricidad para cubrir la demanda de esa hora.

Así, toda la energía generada, de la más cara a la más barata, recibía el precio más caro de esa hora. La filosofía aplicada sigue las directivas de la UE sobre liberalización del mercado, y trata de asegurar que van a producirse nuevas inversiones para generar la electricidad que se demande, porque, aunque el precio sea mayor, su abono queda garantizado.

La generación que utiliza combustibles fósiles y emiten CO2 tienen que incluir en su cálculo de costes el importe, a los precios del mercado de emisiones, de las mismas. Lo que implica que el precio de la generación tiene una dependencia directa de la evolución del precio de mercado de dichas emisiones. Aspecto que explica, en parte, los incrementos de precios registrados a partir de marzo de 2020 en la factura eléctrica. Entonces, los derechos de emisión de CO2 cotizaban en el entorno de los 15 €/tonelada, iniciando un ciclo alcista hasta cerca de los 50 €/tonelada de finales de mayo de este año 2021[15].

En este marco, uno de los problemas del mercado de generación en España (demanda punta que puede superar los 40.000 Mwh en España más los 12.000 Mwh en Portugal) es el que considerábamos en un artículo anterior, respecto al déficit de conexiones de España/Portugal con Francia, (máxima interconexión de potencia con Francia del orden de 3000 Mw, menos del 6% de la energía punta horaria) y el escaso valor de las conexiones con Marruecos (900 Mw), lo que implica la imposibilidad práctica de compensar las puntas con importación de energía a precios más baratos, y de exportar la sobrecapacidad de producción derivadas de las renovables.

La borrasca Filomena, a principios de enero de 2021, marco records en el precio de la electricidad, llegando a puntas en el coste horario que se situaron por encima de los 90 €/MWh. Un precio normal, en 2019, se situaba entre unos 40-60 €/MWh, aunque con puntas cercanas a 25 y 65 €/MWh respectivamente. En 2021, las variaciones están siendo más elevadas, desde el máximo señalado, por Filomena, a mínimos cercanos a los 20 €/MWh a finales de febrero de 2021. Desde entonces, el precio ha seguido una tendencia alcista (67 €/MWh a finales de mayo de 2021) ligada al señalado incremento del precio de los derechos de emisión y al incremento de precios en el gas y el petróleo por la recuperación económica y las expectativas especulativas alcistas en los mercados de futuros respectivos, procesos a los que nos hemos referido en artículos anteriores y sobre los que la capacidad de influencia de España es nula, y muy reducida en la propia UE.

Avances hacia la descarbonización y una transición energética justa.

En diciembre del 2020 el Gobierno de coalición aprobó iniciar la tramitación del anteproyecto de Ley por la que se crea el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico (FNSSE), con una nueva estructura para el sistema energético[16], modificando la situación derivada de la realizada en 2012 por el partido popular. Seis meses después, el Gobierno ha enviado al Congreso el Proyecto de ley correspondiente.

El FNSSE se presenta por el Gobierno con un triple objetivo: evitar subidas en el precio de la electricidad derivadas de la obligada traslación automática de los déficits asociados a los costes regulados al consumidor, reduciendo la factura eléctrica para hogares y empresas; dar señales claras de electrificación de la economía; asegurar la sostenibilidad del sistema eléctrico; y aportar una certidumbre y equilibrio al sistema que permita movilizar las inversiones necesarias en los próximos años. Se destaca que, “sólo si hay certidumbre sobre la solvencia económica del sistema eléctrico y, por tanto, el equilibrio entre ingresos y costes del mismo, podrá ser atractiva la inversión requerida en la próxima década y lograr así los objetivos de renovables y eficiencia planteados en el PNIEC 2021-2030”.

EL FNSSE pretende, por lo tanto, financiar las políticas de fomento de las renovables, la cogeneración de alta eficiencia y la valorización energética de los residuos, previstas en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, asumiendo los costes asociados al RECORE, desapareciendo, en cinco años, la repercusión del mismo del recibo de la luz que, como vimos en el Cuadro de páginas anteriores, representa del orden del 17% del total. Con ello, el Gobierno de coalición pretende una reducción del precio de la luz para el consumidor que beneficia proporcionalmente en mayor medida a las rentas reducidas, en las que el coste de la electricidad presenta una mayor proporción en su cesta de consumo[17]. Y ello, sin modificar la estructura de las cantidades totales destinadas a la retribución de RECORE ni la rentabilidad reconocida a los titulares de las instalaciones afectadas por el mismo.

Hay que tener en cuenta que la evolución del mix eléctrico y de la demanda en los últimos años estaban presionando sobre el déficit de tarifa, obligando a incrementos de ésta para cubrir los crecientes costes del RECORE, y que las previsiones apuntan a que dicha situación tiende a consolidarse y aumentar con la prevista recuperación económica[18]. Con lo que la situación en que es la tarifa eléctrica la única que responde a una evolución estructural es contradictoria con los objetivos de electrificación y descarbonización de la economía establecidos por la UE y España. Con el FNSSE se palía en parte esa evolución, al trasladar el conjunto de esos costes a la totalidad de la demanda energética.

Así, la financiación del FNSSE se producirá proporcionalmente a las ventas de los comercializadores de todos los sectores energéticos, aunque se establecen numerosas excepciones y compensaciones por motivos diversos: consumos energéticos que contribuirían dos veces al FNSSE; transporte de pasajeros y mercancías, por su impacto en el resto del tejido productivo; para evitar la pérdida de competitividad respecto a competidores internacionales; o para excluir a aquellos sectores con menor capacidad de adaptación y respuesta al nuevo sistema.

En la Memoria del análisis de impacto del Anteproyecto de Ley[19] se recogía la estimación, con un reparto en el “mix” energético como el de 2020, de la distribución de las aportaciones al FNSSE, 2021-2025, por parte de las empresas comercializadoras de gas natural y electricidad, los operadores de productos petrolíferos al por mayor, los operadores de gases licuados de petróleo al por mayor y los consumidores directos de los productos anteriores, con el resultado que se recoge en el Cuadro siguiente, de valor exclusivamente aproximativo, según la propia Memoria:

Obviamente estos costes van a seguir repercutiendo en el consumidor energético final, pero beneficiando el consumo de electricidad en la medida en que parte de los costes repercutirán sobre el consumidor de energías fósiles. Lo cual, según vaya avanzando la descarbonización de la generación de electricidad será una contribución neta a la descarbonización del conjunto de la economía.

El Gobierno de coalición espera que el período de adaptación de cinco años para su implantación definitiva permitirá que la incidencia del PlanEspañaPuede permita una adaptación estructural del consumo que optimice los resultados sobre los objetivos perseguidos[20]; aunque, como veremos en el próximo artículo en el capítulo referido a la movilidad, y hemos ya señalado en artículos anteriores para las previsiones internacionales de modificaciones estructurales de la oferta y demanda energética, la excesivamente optimista posición de la ONU, OCDE, Agencia Internacional de la Energía, o de la propia UE, probablemente obliguen a progresivas medidas de adaptación a una realidad más tendencial de lo deseable.

La segunda modificación sobre el sistema de formación de precios para la generación eléctrica que propone el Gobierno de coalición, se centra en eliminar los beneficios (windfall profits) que implica esta formación de precios para fuentes no generadoras de CO2, pero que obtienen en su remuneración por precios marginales, los beneficios derivados de la incorporación del coste de los derechos de emisión de dicho CO2 a la tarifa final aplicable a todas las fuentes que aportan energía cada hora, tal y como hemos apreciado en páginas anteriores.

La creciente evolución señalada de los precios de estos derechos (multiplicados por 10 entre enero de 2017 y junio de 2021) tiene una consecuencia directa en los precios de generación y en los beneficios “no justificables” de estas fuentes de generación no emisoras de CO2, aumentando sus beneficios en una situación en la que, adicionalmente, por el tiempo transcurrido (se aplicaría a las hidráulicas y nucleares existentes antes de 2005) y la estructura de inversiones y amortizaciones establecida, se supone que se encuentran totalmente amortizadas[21]. Lo que hace comprensible la propuesta del Gobierno de transición de eliminar esta “sobrerretribución” para dichas centrales eléctricas.

El anteproyecto de ley previsto establece que estas eléctricas tendrán que repercutir en su coste de producción los derechos de emisión del CO2, por lo que se les descontará del precio del mercado mayorista, disminuyendo la factura total en dicho importe. Según la información aportada por el Gobierno, esta disminución se asignaría a subvencionar a los consumidores vulnerables severos, en riegos de exclusión social, (10% del total) y a financiar los costes asociados al citado RECORE (90% restante), previsiblemente integrándose en el FNSSE.

El problema está en la discriminación tecnológica –expresamente prohibida por la normativa europea- que esta regulación podría significar, al afectar exclusivamente a la generación de energías nuclear e hidráulica, que, al ser tecnologías no emisoras de CO2, estarían directamente incluidas en las fuentes energéticas a priorizar por las políticas exigidas en la UE.

Por último, el 1 de junio de 2021 entró en vigor el nuevo recibo de la luz, que se supone va a suponer menores costes eléctricos en el medio plazo, y ahorros en la factura eléctrica de todos los consumidores. La estructura y contenidos de la misma ha sido perfectamente analizada por la CNMC[22], que prevé que la nueva regulación supondrá un ahorro medio del 3,4% para los 19 millones de consumidores domésticos que no tienen discriminación horaria. Aunque las posiciones de las asociaciones de consumidores disienten de los previstos beneficios que se van a derivar en la realidad sobre todos los consumidores, y enfatizan su carácter regresivo sobre los mismos[23]. En su opinión, los más beneficiados serán los grandes consumidores, mientras que para los hogares normales el beneficio será marginal, o inexistente.

Algunas breves consideraciones finales.

Los objetivos asumidos por la UE y España en materia energética son tremendamente ambiciosos, como hemos venido señalando en los artículos dedicados a esta problemática, y su consecución ni es fácil ni está exenta de numerosas contradicciones.

La propia dinámica global y la evolución de la oferta y demanda energética mundial no ayudan a un cambio estructural que, si incide sobre el incremento de precio de la energía sobre el ciudadano y sobre las empresas de forma desproporcionada, no va a dejar de producir un creciente rechazo que. inevitablemente, tendrá repercusión sobre el posicionamiento político de los mismos.

La explicación de las causas, destacando la necesidad de que el gas natural sustituya al fuel oíl, de que el consumo de energías renovables debe ir cubriendo la generación de las centrales nucleares o con uso de gas natural, que sólo una mejora sustancial en la eficiencia energética y que sólo la racionalización de los comportamientos de los consumidores acordes con los objetivos de descarbonización puede cubrir el inevitable incremento en los precios energéticos, será insuficiente si, finalmente, la proporción del coste de esta energía en la cesta de la compra de los hogares o en los beneficios de las empresas sufre incrementos significativos.

Por otra parte, el oligopolio energético dominante no va a permanecer –ni permanece- inactivo sobre medidas que afectan a sus beneficios, por lo que mientras su poder de influencia sea tan relevante como lo es en la actualidad, será difícil que las trasformaciones pretendidas sean pacíficas.

El Pacto Verde Europeo, su incorporación en cuanto a objetivos a los Presupuestos de la UE 2021-2027 y los fondos asociados al Mecanismo de Recuperación y Resiliencia de la UE trasladables a España a través del PlanEspañaPuede son una oportunidad que es imprescindible que contribuyan de una forma clara y convincente a la imprescindible transformación estructural. Pero no es suficiente con asegurar la cobertura favorable para los más desfavorecidos. Si la clase media, autónomos y profesionales ven significativamente incrementados sus costes energéticos, el éxito del Gobierno de coalición ante las elecciones futuras –y, como mucho quedan dos años- se verá fuertemente comprometido.

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[1] Según el Informe sobre el estado del clima de España 2020, de AEMET (http://www.aemet.es/documentos/es/conocermas/recursos_en_linea/publicaciones_y_estudios/publicaciones/Informes_estado_clima/Resumen_ejecutivo_informe_clima_2020.pdf ), España vivió su año más cálido en 2020, desde el inicio de la serie en 1961, igualando el record de 2017. El aumento de la temperatura desde la época preindustrial ronda los 1.7 °C en España, si bien, a efectos comparativos, registró la mayor parte de ese incremento de temperatura (los señalados 1,3°C) en los últimos 60 años.

[2] Para la resiliencia, un concepto de moda ante los temas que tratamos en este artículo, asumimos la definición realizada por el IPCC en sus Informes periódicos, como “la capacidad de los sistemas económicos, sociales y ambientales para afrontar una perturbación o impacto respondiendo o reorganizándose de forma que conservan su función esencial, identidad y estructura, al tiempo que mantienen su capacidad de adaptación, aprendizaje y transformación”.

[3] El rango medio anual normal de los precios de generación, pre-pandemia, se situaba entre 40 y 60 €/MWh, similar al de los países de nuestro entorno.

[4] Costes de Capex y Opex de la Red Eléctrica de España, de 400 kV y 220 kV en la península, más la de 220 kV y 66 kV en los sistemas insulares a una tasa de descuento del 5,58%.

[5] Costes de la Compañías de Distribución en media y baja tensión (Endesa, Iberdrola, Naturgy , Riesgo y resto de más de 300 pequeñas distribuidoras ) incluyendo Capex y Opex , calculada a una tasa de descuento del 5,58%.

[6] Subvención asociada a las instalaciones de renovables, cogeneración y residuos (RECORE) que, aglutina a más de 60.000 instalaciones en todo el país, cuyos costes deben ser financiados por los cargos del sistema eléctrico, una vez descontadas las cantidades provenientes de la recaudación de las subastas de derechos de emisión de CO2 y los importes equivalentes a la recaudación de los tributos creados por la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética. Instaladas antes del 2014 estas subvenciones deben asegurar la rentabilidad del 7,398% regulada normativamente en su momento.

[7] Coste asociado al servicio de una deuda, titulizada a 20 años, de 30.000 millones de € acumulada por el déficit de tarifa de los años 2000 a 2014, por tarifas insuficientes para hacer frente a las subvenciones a las Renovables en dicho periodo.

[8] Subvención a los sistemas extra-peninsulares para que las tarifas en dichos sistemas sean equivalentes a las peninsulares. Hay que considerar que otros 750 M€ de costes extra-peninsulares se recogen en los Presupuestos Generales del Estado, que se cubrirían con parte de los ingresos por impuestos.

[9] REE (2021).- “Avance-del-informe-del-sistema-electrico-espanol-2020”. https://www.ree.es/es/datos/publicaciones/informe-anual-sistema/avance-del-informe-del-sistema-electrico-espanol-2020

[10] Fundación Naturgy (2020).- “El sector eléctrico español en números. Informe 2019”. https://www.fundacionnaturgy.org/publicacion/informe-2019-el-sector-electrico-espanol-en-numeros/

[11] La ley 24/2013 del Sector eléctrico eliminó la posibilidad de que haya nuevos déficits de tarifa, de manera que, a partir de unos ciertos límites de variación de déficit, las tarifas deben ajustarse automáticamente para evitar dichos déficits, incrementándose los cargos y peajes para los consumidores.

[12] La borrasca Filomena marco records en el precio de la electricidad, llegando a puntas en el coste horario que se situaron por encima de los 90 €/MWh. Un precio normal en 2019 se situaba entre los señalados 40-60 €/MWh, aunque con puntas cercanas a 65 y 25 €/MWh respectivamente. En 2021 las variaciones están siendo más elevadas, desde el máximo señalado, por Filomena, a mínimos cercanos a los 20 €/MWh a finales de febrero. Desde entonces el precio ha seguido una tendencia alcista ligada al incremento del precio de los derechos de emisión y al incremento de precios en el gas y el petróleo por la recuperación económica y las expectativas especulativas alcistas en los mercados de futuros respectivos.

[13] REE (2021).- “Avance-del-informe-del-sistema-electrico-espanol-2020”. https://www.ree.es/es/datos/publicaciones/informe-anual-sistema/avance-del-informe-del-sistema-electrico-espanol-2020

[14] OMIP es un operador de Mercado Regulado que ofrece al mercado, junto con la Cámara de Compensación OMIClear, una plataforma de negociación para productos energéticos, según lo establecido por el Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa (MIBEL). Se constituyó como entidad gestora responsable de la Plataforma de Negociación del mercado de derivados, y desempeña las funciones precisas para regular el funcionamiento del mercado.

[15] El precio de los derechos de emisión se situaba, a inicios de 2017, alrededor de los 5€/ton. En 2018, ascendían desde los 10 €/ton a inicios del año, a los 25 €/ton a inicios de 2019. En 2019 variaban entre 19 y 32 €/ton para acabar a unos 24 €/ton. En 2020, marzo marca un mínimo de 15 €/ton y se inicia la escalada hasta los precios actuales, que se sitúan por encima de los 50 €/ton.

[16] https://energia.gob.es/es-es/Participacion/Paginas/DetalleParticipacionPublica.aspx?k=374

[17] Esta actuación no estaba expresamente recogida en la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética 2019-2024, pero se supone que sus efectos serán complementarios a los allí señalados (https://www.miteco.gob.es/es/prensa/estrategianacionalcontralapobrezaenergetica2019-2024_tcm30-496282.pdf)

[18] La propia Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) viene poniendo de manifiesto la problemática asociada al elevado y progresivo endeudamiento derivado de las actividades reguladas para la electricidad, por lo que considera imprescindible que la retribución de dichas actividades considere el cumplimiento de determinados umbrales de endeudamiento que garanticen su estabilidad, asegurando una estructura de deuda sostenible, en el marco de los objetivos de la ahora ya vigente Ley de Cambio Climático y Transición Energética.

[19] MITERD (2020).- “MAIN del Anteproyecto de Ley”. https://energia.gob.es/es-es/Participacion/Paginas/DetalleParticipacionPublica.aspx?k=374.

[20] El MITECO destaca que el plan de 1.670 millones de euros habilitado para incentivar el autoconsumo, almacenamiento detrás del contador, climatización renovable, rehabilitación de vivienda y regeneración urbana en municipios de menos de 5.000 habitantes, así como el Plan MOVES III, dotado con un presupuesto inicial de hasta 800 millones de euros que financiará la compra de vehículos eléctricos o híbridos enchufables y la instalación de infraestructuras de recarga incidirá muy positivamente en este cambio estructural.

[21] Las empresas afectadas señalan que ni las nucleares ni las hidráulicas están amortizadas, ya que vienen obligadas, por las propias regulaciones estatales, a continuas inversiones de reposición y adaptación, que deben seguir amortizando. Si esta amortización se desactiva, dejarían de ser rentables las correspondientes inversiones y se podría llegar a poner en peligro la consecución de los propios objetivos del PNIEC 2021-2030 español.

[22] https://www.cnmc.es/la-nueva-factura-de-la-luz

[23] Hay que destacar que la recomendación manifestada, desde distintos ámbitos, de que la reforma de las tarifas energéticas se produjera por tramos, encareciéndose éstas según se incrementara el consumo (bajos precios para los primeros KWh consumidos, que se irían incrementando, por tramos, para dicho consumo) que tendría un efecto socialmente más progresivo y potenciaría la racionalización en los consumos, avanzando en lo pretendido en el pacto de Gobierno PSOE-Unidas Podemos, no se ha llevado a cabo, al menos hasta ahora.