En el artículo de febrero se señalaba la relación directa de la problemática energética con los problemas estructurales más graves que se plantean a la sociedad del siglo XXI, tanto por su íntima relación con el cambio climático y la insostenibilidad del modelo de desarrollo, como por su creciente influencia en los costes de producción y de transporte, a los que no son ajenos el frágil e inestable panorama político-militar mundial, ligados a procesos como el de Iraq, Libia, Túnez, Egipto, Siria, Afganistán y un largo listado de cambios de gobierno o golpes de estado en países africanos.
Según Naciones Unidas, para 2030 el mundo necesitará un 50% más de alimento, un 43% más de energía y un 30% más de agua potable, al mismo tiempo que esta oferta es cuestionada por los límites ambientales del planeta. Pero, en particular, una de las crisis ambientales más graves asociadas al incremento del consumo de energía derivado de combustibles fósiles, probablemente venga asociada al calentamiento global derivado de la emisión de gases de efecto invernadero que, una vez superada en este año las 400 ppm de concentración de CO2 en la atmósfera, nos conduce inevitablemente, a medo plazo, a incrementos de temperaturas superiores a los 2ºC, y a mayores niveles de inestabilidad climática, cuyas consecuencias están por contrastar. Los incrementos de la temperatura media, los procesos de deshielo de glaciares y de las capas polares árticas y antárticas, la elevación del nivel del mar y los cambios en las pautas de lluvias y temperaturas medias de distintas zonas del planeta, son ya hechos científicamente contrastados, como también lo son el incremento de situaciones climáticas catastróficas para muchas zonas del planeta. Para España, como se ha señalado reiteradamente en esta sección, las consecuencias de este calentamiento global se estiman como particularmente graves en los capítulos hídricos, de productividad agraria, turístico y de afección al litoral. Y sus consecuencias económicas, estimadas con mucho margen de error, son, incluso en el mejor de los casos, anualmente muy superiores a los 26.026 millones de euros del déficit eléctrico actual, cuya corrección ha sido el objetivo principal del último Real Decreto-ley (9/2013, de 12 de julio) “por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico”.
Real Decreto-ley con algunas peculiaridades significativas que van en la línea del comportamiento a que nos tiene acostumbrados el Gobierno actual, supuesto impulsor de una ley de trasparencia que sistemáticamente brilla por su ausencia en su comportamiento cotidiano de establecimiento de normas o políticas trascendentales para la sociedad española, en las que la información, la participación o la concertación de contenidos son absolutamente ignorados. De hecho, este artículo, iniciado a principios de julio con el objetivo de advertir de los riesgos de errores estructurales en una política que no puede ser coyuntural, porque de ella dependen muchos elementos condicionantes del bienestar futuro de los españoles, quedó a la espera de la prevista aprobación en el Consejo de Ministros de 5 de julio para evitar referirse a regulaciones que se tenían que basar en poco más que en las noticias especializadas en el tema y en los informes de los organismos y empresas (con intereses de parte evidentes) implicadas en el área. No se produjo la aprobación el 5 de julio, no porque hubiera una discusión profunda y reflexiva sobre los cambios estructurales asociados al Real-decreto, y sus consecuencias, sino (siempre según las noticias de prensa, único canal de información posibilitado por el Gobierno) porque no había acuerdo entre el ministro del ramo y el de Hacienda, que por motivos de déficit público, se sustanció en reducir la apelación a los presupuestos generales del Estado, de los 1.800 millones de euros iniciales solicitados, a la cifra final de unos 900 millones. Al final, hoy ya podemos hablar del Real Decreto-ley publicado y con vigencia desde el día siguiente a su publicación.
Las primera pregunta que uno se plantea es si alguien, previamente a la traslación de este RD-ley al Consejo de Ministros, habrá analizado las consecuencias a largo plazo que el mismo tiene para la sociedad española. Si así ha sido, he sido incapaz de llegar a tener conocimiento de estos análisis ni he conseguido encontrar a nadie, en el ministerio del ramo o entre los especialistas en la materia, que conozca estos análisis, aunque si se conocen los realizados sobre el déficit de tarifa y algunas de las alternativas tenidas en cuenta para su reducción. No parece ser importante ni urgente que en España, la fuertísima dependencia energética exterior y el hecho de que España tenga un papel absolutamente marginal en la formación de los precios de la energía, y particularmente de la variación de los precios internacionales del petróleo, gas, uranio y carbón, junto con el claro oligopolio existente en los mercados energéticos españoles, hagan que la energía sea uno de los factores fundamentales de la falta de competitividad en el comercio exterior, y un factor importante en la reducción de capacidad real adquisitiva de las familias españolas. Ni que la necesidad de reducir esa dependencia energética, con el avance hacia la autosuficiencia energética, haya sido una de las políticas básicas del RD-ley para canalizar la Estrategia española energética a largo plazo.
Pero entremos en el contenido del RD-ley y analicemos algunos de sus planteamientos y consecuencias. Y no tenemos más remedio que empezar por el primer párrafo, porque en él se encuentra uno de los principales y más graves problemas del sector en España y, como es recurrente en muchos de los temas que tratamos en esta sección, curiosamente ligado a una Ley (la 54/1997, de 27 de noviembre) del Sector Eléctrico, proveniente del Gobierno “liberalizador” del señor Aznar, donde las necesidades monetarias para sentar las bases que permitieran entrar en el Eurogrupo, y la filosofía política que caracterizó a sus Gobiernos, ayudaron al inicio de un supuesto proceso “liberalizador” de las actividades de generación y comercialización de la energía eléctrica en España. Pero que culminó en un proceso oligopólico, con un mercado claramente controlado por los nuevos agentes que, adicionalmente, potenciaron un “lobby”, UNESA, defensora de sus objetivos con éxitos indiscutibles si se considera la evolución de la cotización relativa, dividendos y precios de transacción de la propiedad de las empresas, finalmente controladas, en algunos casos, por empresas públicas de otros países europeos (¿defensoras de los intereses energéticos españoles?). También como en otros casos (son curiosos algunos paralelismos con la ley del suelo y la burbuja inmobiliaria) los Gobiernos del señor Zapatero no supieron corregir ni atajar un problema que debía verse de una forma integral; y aunque se potenció el sector de las renovables, la falta de una política y visión integrada y estratégica a largo plazo, al final llevó a graves problemas que sus medidas de la segunda legislatura no hicieron más que agudizar.
Pero no hay que olvidar que la principal legislación de incidencia energética, ligada a la privatización del sector eléctrico y a la definición de tarifas, que han conducido a la situación actual, se basan en los reglamentos derivados de la citada Ley 54/1997 del sector eléctrico, y se producen durante el Gobierno del partido popular (Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos o cogeneración; Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por los que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial). La herencia recibida tiene en este caso nombre y apellidos, como también los tienen los beneficiarios de las políticas de liberalización-privatización de las empresas públicas producidas.
Y no hay que olvidar que va a ser esta regulación la que, conjugada con la crisis económica y la caída de la demanda energética asociada, la que va a dar lugar al déficit de tarifa origen de las fuertes preocupaciones del Gobierno actual. Déficit que ha sido el motor de las intervenciones coyunturales, pero con fuertes efectos estructurales, del anterior Gobierno socialista y del actual Gobierno popular que han llevado a este último a promulgar dos reales decretos ley urgentes: Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero y el actual de 12 de julio de 2013, objeto de este artículo, adicionalmente a otra serie de medidas parciales de modificación, distribuidas por distintos, decretos, leyes y presupuestos desde enero de 2012.
Estas normas, siguiendo la tradición de las últimas intervenciones del Gobierno, han incidido de forma brusca en el sector eléctrico y energético, con regulaciones con efectos retroactivos que ponen en cuestión la seguridad jurídica de las actuaciones privadas, judicializando al sector, y con previsibles indemnizaciones muy significativas por parte del estado a los afectados, a la vez que se ha instalado un alto grado de desconfianza sobre la conveniencia de inversiones a largo plazo en este país, frenando de forma radical las inversiones en el sector, y levantando la alarma en la propia Comisión Europea sobre la viabilidad de que España cumpla las exigencias de las Directivas Europeas vigentes.
El déficit energético, hasta 2004, se situaba en cifras asumibles, creciendo significativamente en el período 2004-2007 a una media de unos 2.300 millones/año. Pero en el período 2008-2011 esta media anual se eleva hasta 3.200 millones/año, con lo que la cifra acumulada se situaba en unos 22.600 millones de euros al final de 2011. Con el Gobierno actual, y tras sus medidas, el déficit ha sido de unos 4.500 millones en 2012, llegando la cifra acumulada de unos 26.000 millones de euros antes señalada.
En este marco, tras el citado primer párrafo de la presentación del RD-ley, los siguientes se centran en describir la historia de un proceso que ya realizamos, hasta febrero de 2013, en el anterior artículo sobre esta materia, con una visión menos complaciente que la que se realiza en el presente RD-ley y, desde luego, con unos objetivos menos monotemáticos con respecto al déficit de tarifa, que es el núcleo central del mismo.
Ya se explicaba en el artículo de esta sección, de febrero de 2013, que el principal problema del déficit se situaba en el cambio de estructura en la producción del ‘mix’ eléctrico, y en su desajuste con la regulación tarifaria establecida en la ley de 1997. Ésta se diseñó para una generación donde el ciclo combinado, con poco coste fijo y alto coste variable, era el que fijaba el precio marginal del mercado. Pero la creciente incorporación de potencia proveniente de energías renovables, caracterizadas por un alto coste fijo y muy bajo coste variable, ha venido deprimiendo el precio del mercado y reduciendo la utilización de los ciclos combinados, aunque son estos los que normalmente marcaban el precio marginal al que se retribuía la electricidad en gran parte de las horas del año y, por lo tanto, la tarifa aplicable al consumidor. Ésta depende entonces normalmente de la evolución creciente de los precios del gas natural, sin que se hubiera modificado la norma de 1997 para corregir las disfunciones señaladas de forma determinante. Y se exigían unos pagos por capacidad para asegurar el suministro si se producían caídas en la producción de las renovables, por ausencia de viento o soleamiento suficiente. En todo caso, cada central de gas tenía derecho a recibir 260.000 €/año y Mw instalado durante sus primeros 10 años de funcionamiento, lo que implica más de 6.000 millones/año como incentivo a la inversión en estas centrales. El resultado final ha sido una capacidad de producción de energía eléctrica instalada no aprovechada, y un alto coste marginal del precio de la energía eléctrica. Adicionalmente, se aprobó un Plan de Energías Renovables previendo la instalación de 400 Mw para 2010, pero en esa fecha había más de 4.330 Mw instalados y con derecho a prima, porque cada comunidad autónoma autorizó instalaciones sin criterios homogéneos, y sin control estatal; existían obligaciones derivadas del consumo del carbón nacional, y subvenciones diferenciales para los productos energéticos utilizados en la producción de energía eléctrica y en la cogeneración de electricidad y calor útil. Es decir, todas las formas de producción eléctrica recibían pagos o subvenciones, directas o indirectas, en o sobre el precio que se fija en el mercado.
En todo caso, son las primas del Régimen Especial (RE) las que constituían la partida más elevada de los costes regulados: (del orden del 41% del total de los costes); aunque había que tener en cuenta que las energías renovables beneficiarias, originan externalidades positivas (medioambientales, independencia energética y minoración del precio de mercado de la electricidad) que se estimaban equivalentes a un 40% de las primas de las renovables; lo que llevaba a que los sobrecostes de generación imputables a las renovables se situara en torno al 25% del total de los costes energéticos. Sin embargo, desde el origen de la crisis, las energías renovables han estado soportando una modificación muy sustancial de sus condiciones de funcionamiento respecto al Real Decreto 436 del año 2004, a partir de los cambios legislativos que tanto este Gobierno como el anterior han ido estableciendo. Estos cambios han desequilibrado el balance establecido en 2004 a favor de las eléctricas tradicionales a la hora de aplicar medidas para acabar con el déficit de tarifa.
Las renovables han sufrido una moratoria en el Real Decreto Ley 1/2012, porque el crecimiento de las tecnologías incluidas en el régimen especial había superado con creces, en 2010, los objetivos de potencia instalada previstos en los Planes de Energías Renovables para la tecnología eólica y en particular para las tecnologías solar termoeléctrica y solar fotovoltaica, lo que había generado un desequilibrio entre los costes de producción y el valor de las primas. Y el Real Decreto Ley 13/2012 dejó prácticamente sin recursos la política de ahorro y eficiencia energética en España, favoreciendo claramente al oligopolio eléctrico tradicional, separando las energías renovables del resto del sistema eléctrico, quitando sus costes y los asociados a la mejora del ahorro y de la eficiencia energética de la tarifa eléctrica, con lo que el sistema eléctrico convencional podía continuar con su estructura productiva tradicional, y con las ventajas tarifarias de un sistema muy beneficioso para su generación de beneficios. Y también se puso en peligro el desarrollo tecnológico y los fuertes niveles de inversión en I+D+i de este sector de las renovables, que estaba produciendo sustanciosos retornos del exterior a este país y sobre el que la fuerte reducción de los fondos gubernamentales sobre I+D han terminado de dar la puntilla.
El Real Decreto Ley 20/2012, de 13 de julio y la ley 15/2012, de 27 de diciembre, siguieron insistiendo en la adopción de parches en la disminución de costes o en el traslado de parte de los costes a los Presupuestos Generales del Estado para minorar la tarifa eléctrica. Pero lo cierto es que las medidas llevadas a cabo hasta ahora no han resuelto el problema de déficit de tarifa, ya que ello es imposible sin un cambio radical en la regulación de la formación del precio de la energía eléctrica, modificando radicalmente la legislación vigente de 1997. Y tampoco han evitado sucesivos incrementos en el precio de la energía eléctrica para consumidores, con un precio actual muy por encima el medio europeo, poniendo en riesgo la competitividad y supervivencia de muchas empresas en las que los costes energéticos son una parte muy sustancial de los costes totales. Pero tampoco se ha diseñado un Escenario a largo plazo que nos permita caminar hacia una mayor autosuficiencia energética en un mundo donde la volatilidad en el precio y la inseguridad en el abastecimiento probablemente se incrementarán; ni se ha avanzado hacia una estructura de costes que asegure la competitividad de las empresas y no repercuta negativamente de forma diferencial al del resto de la Unión Europea sobre el consumidor.
Documentos como la Hoja de Ruta Europea 2050, la Estrategia Europea 2020, las nuevas Directivas aprobadas con incidencia en el sector energético o en el cambio climático, o las nuevas políticas exigidas en los Acuerdos de Estabilidad Presupuestaria, deberían haber obligado al Gobierno a que las medidas y políticas específicas en materia de energía y cambio climático, entre otras, fueran el punto de partida para enmarcar el análisis, diagnóstico y propuestas para la consideración de estos aspectos en las modificaciones llevadas a cabo. En ese sentido, se parte del hecho incontrovertible de que el consumo de energía es un elemento totalmente interrelacionado con los nuevos criterios e imperativos de sostenibilidad territorial y ambiental, fundamentalmente a partir de unas hojas de ruta y directivas europeas que han dado lugar a cambios generales de la legislación básica de referencia en estos aspectos.
Pero se ha llegado al sinsentido de que si las condiciones atmosféricas, como ha sucedido este año hidrológico, ya muy avanzado, son favorables a la producción de energía eléctrica hidrológica y eólica, disminuyendo las compras de gas y petróleo al exterior, el déficit de tarifa se incremente. Y lo hace porque reducen el precio de la energía eléctrica en el mercado diario (hasta un nivel mínimo de 18,17 €/MWh de media en el mes de abril) y porque el incremento de las horas de funcionamiento de la eólica incrementa el volumen de las primas del régimen especial, como consecuencia de los menores precios del mercado registrados. Si a esto se une la contracción de la demanda (un 2,3% en el último año móvil) por la crisis y las sucesivas alzas de precios en la energía, el efecto sobre el déficit se refuerza por la reducción de los ingresos por peajes de acceso de energía eléctrica. Es decir, que si cumplimos con los objetivos de la Unión Europea y sus Directivas y Hojas de ruta, que nos obligan a una ahorro en el consumo de energía (directo y por mejora de la eficiencia energética-intensidad energética) y a una menor dependencia del exterior y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, por mayor uso de las energías renovables, conseguimos un incremento en el déficit de tarifa. Creo que no cabe mejor demostración no ya de lo inadecuado de la tarificación en el sistema, sino de la absoluta necesidad de su modificación en el marco de una Estrategia a largo plazo no sólo centrada en dicha reducción.
Y, ¿sigue este necesario enfoque el Real Decreto Ley de 13 de julio de 2013? Lamentablemente no y, aunque será completado con sucesivas normas ya contempladas en el mismo, con carácter urgente sólo se establecen medidas dirigidas a tratar el déficit de tarifa, con consecuencias en algunos casos difícilmente compatibles con la reforma estructural necesaria.
Así, se establecen medidas para acotar los costes respecto a las renovables, de cogeneración y residuos, estableciendo una rentabilidad tipo para las inversiones asegurada, de manera que en la medida que el precio de mercado no la consiga, las primas la complementen, correspondiendo parte de estas primas a los Presupuestos Generales del Estado. El problema para la renovables, especialmente las eólicas, es que el proceso se regula con carácter retroactivo, lo que perjudica a las eólicas más eficientes y con más años de funcionamiento. Similar filosofía se aplica al transporte y distribución, si bien con una rentabilidad tipo inferior (se toma como referencia la rentabilidad de las obligaciones del estado, mientras que en el primer caso son los bonos del estado a diez años la referencia utilizada) y, en este caso, y sin ninguna justificación relativa, no se aplica el carácter retroactivo que sí se aplica a las primeras. El objetivo es reducir, ya para 2013, los costes de estos capítulos con una afección que se estima que actuará de forma mucho más negativa, y con el agravante del carácter retroactivo, sobre solares y termosolares; unas 59.000 instalaciones, que ya han sufrido los efectos, en el caso de las más débiles, de su difícil negociación con las “cinco eléctricas tradicionales” que en muchos casos las han llevado a su venta a las mismas ante las dificultades para colocar la energía producida. Así, los huertos solares, una alternativa de democratización y ampliación del mercado de la producción se ve abocada a una difícil subsistencia.
La siguiente modificación significativa incide sobre los consumidores de menores recursos, para los que se estableció el denominado bono social, cuyos beneficios relativos eran absorbidos por el conjunto del resto de consumidores eléctricos. Ahora se modifica el régimen de reparto del coste introducido por la Orden IET/843/2012, de 25 de abril, imponiendo, como obligación de servicio público, la asunción del coste del bono social a las matrices de las sociedades o grupos de sociedades que realicen actividades de producción, distribución y comercialización de energía eléctrica y que tengan el carácter de grupos verticalmente integrados, pero no ocultando la intencionalidad de que estas empresas trasladen a los costes de producción dicho coste y sea el precio de la energía el que finalmente cargue con el mismo. E igual sucede con los impuestos locales y autonómicos que inciden sobre las eléctricas.
El siguiente capítulo objeto de modificación significativa a los efectos de este artículo, es el de los denominados “pagos por capacidad” que incluyen el incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo (23.400 €/Mw al año, desde 2008) y el servicio de disponibilidad a medio plazo. Para el primero se reduce el importe a 10.000 €/Mw y año, alargando el plazo de retribución desde los diez años actuales al doble de años pendientes para cubrir los 10 años previstos; y suprimiéndolo desde este momento. Para las instalaciones de régimen especial se suprime el complemento por eficiencia (artículo 28 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo) y la bonificación por energía reactiva (artículo 29 del citado real decreto) supuestamente porque “no afectan a la rentabilidad de las instalaciones, ya que no fueron tenidas en cuenta para la determinación del régimen económico”. El resultado es que unos 6.000 Mw de los ciclos combinados con exceso de capacidad (funcionan menos del 10% de los días del año) queden en reserva con incentivos específicos, que serán subastados, pero “hibernados” mientras el exceso de capacidad subsista, lo que es de esperar que suceda si la demanda sigue cayendo por mor de la crisis económica o por mejora del deseable ahorro y mejora de la eficiencia energética.
También, se determina que el Ministro de Industria, Energía y Turismo procederá a realizar una revisión de los peajes de acceso de energía eléctrica, obligando a que este coste, que representa del orden de la mitad del precio pagado por el usuario no pueda reducirse mientras existan deudas pendientes de años anteriores (se estima que en los próximos 15 años necesarios para hacer desaparecer la deuda de los 26.000 millones de euros actuales) y que automáticamente se eleven si el déficit supera el 10% de los ingresos, satisfaciendo las demandas planteadas por las eléctricas al respecto.
Con las medidas planteadas se supone que el reparto de costes ha sido relativamente homogéneo, por un lado entre las eléctricas tradicionales, que cargarían con unos 1.200 millones de euros de costes y las renovables y cogeneración, con del orden de otros 1.500 millones; y, por otro, los consumidores, 900 millones, y los Presupuestos generales del estado (otra vez los consumidores a través de sus impuestos, dado el reparto de ingresos de estos Presupuestos) con otros 900 millones. Pero, incluso con las medidas adoptadas, el déficit en 2013 se estima que será de unos 4.500 millones de euros, que habrá nuevas y sucesivas subidas en el precio de la energía para el consumidor doméstico y que el gap entre el precio medio de la energía eléctrica en España respecto a la media europea (UE27) seguirá subiendo, aunque para la industria se seguirá intentando mantenerlo en niveles similares a dicha media.
¿Cuáles serán los otros resultados previsibles? Las consecuencias anunciadas por los “lobbies” existentes (UNESA-oligopolio eléctrico, AEE-eólicas, UNEF-fotovoltáicas, APPA, ACOGEN-cogeneración, …) son las de reducción de costes por la vía de la reducción de empleos y actividad; y la aparición de un nuevo trabajo para el “banco malo” al que finalmente tendrán que ir a parar, adicionalmente a los resultados de la burbuja inmobiliaria (ayudada a crear por promotores y sector financiero sobre la base de los Gobiernos del partido popular)y autopistas de última generación (creadas por constructores y sistema financiero sobre los concursos realizados por los Gobiernos del partido popular) los resultados de la reformas energéticas sobre la electricidad (nuevamente ayudada a crear por inversores, eléctricas y sistema financiero sobre las regulaciones de los Gobiernos del partido popular) por lo que, nuevamente, seremos todos los españoles los que abonemos las expectativas de negocio y rentabilidad fallidas de un sistema de tarificación incapaz de prever adecuadamente Escenarios como el finalmente registrado en España.
Siguiendo las Directivas y Hojas de Ruta Europea, el sistema eléctrico debería avanzar hacia el ahorro, la eficiencia energética (mejora de la intensidad energética), y la reducción de la dependencia de las energías fósiles, incrementando la autosuficiencia energética, aspecto que sólo se puede conseguir con un incremento sostenido del peso de las energías renovables. Ninguno de estos objetivos se logra con la nueva modificación “economicista” del sector, salvo en la esperanza que cabe derivar para la implantación de nuevas renovables en los archipiélagos y, muy en particular, en las Canarias.
Hoy en día, la disposición de unas tablas input-output, normalizadas por el INE según las exigencias de la Unión Europea, permite un análisis relativamente ajustado del efecto de las energía en la economía española, tanto por el lado de los inputs, como por el de los outputs. Y el conocimiento de los ciclos de vida de muchas de las actividades más directamente asociadas al sector energético, así como los costes externos derivados, permitirían una consideración aceptable de los costes a internalizar para cada energía desde el punto de vista de la sostenibilidad a largo plazo, y de su incidencia en lo que va siendo las líneas directrices de la Unión Europea. Nada de esto parece haberse tenido en cuenta (permanecen las subvenciones, directas e indirectas, a los combustibles fósiles y a la energía nuclear) y, nuevamente, medidas coyunturales pueden tener efectos estructurales no precisamente positivos para la sociedad española.
Hay soluciones de futuro, con buenas prácticas ejemplares en países como Alemania o los países del norte de Europa, que inciden sobre capítulos como la generación distribuida, la potenciación del autoconsumo, o la implantación de microrredes inteligentes que significan avances que son imprescindibles potenciar, pero que tienen la “desventaja” de afectar fuertemente a los intereses de las empresas incorporadas a UNESA, principales beneficiarias de la “liberalización-privatización” de la ley de 1997. Ya la Comisión Europea le señalaba al Gobierno, en mayo de 2012 –COM (2012) 310 final- que el problema era de insuficiente competencia (oligopolio eléctrico) y de compensación excesiva de algunas infraestructuras “tales como centrales nucleares y grandes centrales hidroeléctricas, ya amortizadas”. Problema que persiste tras las reformas que se introducen, porque no se ha resuelto la necesaria restructuración de los diferentes costes de la electricidad en España, de forma que se homogenice el trato que reciben todas las tecnologías, se asegure la desaparición del déficit de tarifa, y se evite el peso oligopólico de cada grupo de empresas, asegurando que se vierten a la red, en cada momento, las energías de producción más eficiente y de menor coste para el usuario, remunerándose de una forma equilibrada y proporcional a sus costes de producción. Tampoco se tiene en cuenta la evolución de una tecnología de energías renovables que avanza a pasos agigantados y que recomienda medidas con estabilidad y seguridad jurídica que en el momento actual podrían venir definidas por una regulación de la prima en su volumen total para el período 2013-2020, de manera que si aumenta el número de productores, porque la tecnología crece en competitividad, la cuantía por Mw se vaya ajustando a la oferta y se penalice, en paralelo, a las tecnológicas menos eficientes, valorando la competitividad de cada tecnología en función de las subastas diferenciadas correspondientes, con lo que la tendencia del coste de producción sería siempre a la baja.
La energía exige una planificación a muy largo plazo por el volumen de las inversiones necesarias y sus largos plazos de amortización. Exige, por lo tanto, un gran consenso básico que permita dar seguridad y confianza en su larga secuencia de amortización, a las inversiones privadas que se necesitan en el avance hacia una electricidad descarbonizada que posibilite una menor dependencia energética. Se necesita una hoja de ruta consensuada para concertar dónde queremos estar en el horizonte del 2020 y 2050. La hay en la UE, pero no la hay en España, y parece que las medidas en esa dirección se van a ir adoptando exclusivamente como consecuencia de las decisiones de la UE, cuando exista un riesgo cierto de sanciones por incumplimiento de las mismas.
