Desmontando el oligopolio eléctrico
FERNANDO
PRIETO
Observatorio de
Sostenibilidad
JUAN A.
AVELLANER
Observatorio de
Sostenibilidad
Sociología
Crítica
23.09.2021
1. Autoconsumo y medidas energéticas
Llama la
atención que las recientes medidas del Gobierno para abaratar el precio de la
electricidad no se haya traducido en un fuerte empuje al autoabastecimiento y
las comunidades energéticas, sin duda parece que habrá apoyos a partir de los
fondos Next Generation, pero también sin duda se han perdido y se están
perdiendo años y años sin que se tome como una política de Estado la necesidad
de cubrir todos y cada uno de los tejados de este país con placas solares.
Empezamos por
este tema concreto porque es una de las cuestiones claves para aumentar niveles
de competencia para escapar del oligopolio energético. La idea de aplicar
políticas y medidas económicas adecuadas para un futuro descentralizado de la
energía, es muy potente, recordemos que todavía tenemos una tasa de dependencia energética (energía
que importamos de otros países ) del orden del 73%, una de las mayores de toda
la UE; y a este respecto, el autoconsumo y las comunidades energéticas vendrían
a reducir nuestras demandas de electricidad de las redes en un 20-25% si
podemos acceder a tejados o fachadas solares, piensen también en la España
rural, naves industriales, etc.; además, estas instalaciones no tendrían
impactos significativos sobre ecosistemas y paisajes como otras instalaciones
masivas de fotovoltaicas o eólicas
Alemania acaba
de conseguir alcanzar dos millones de tejados solares con una insolación algo
mayor que la mitad de España[1].
El primer millón
de tejados solares se podría alcanzar en 2025 o incluso antes,
implicaría 17.603 hectáreas, supondría una potencia instalable de 10.400 MW y
una energía producible de 15.500 GWh/año con periodos de recuperación de la
inversión de 5 a 7 años (que con los precios actuales de la energía serían
mucho más cortos) y se llegaría a 7,45 millones de personas abastecidas por
energía solar y generarían empleo del orden de 15.532 personas. Otros informes
como el de idealista y CIEMAT llegan a resultados similares,
pensando en los 25 millones de tejados que existen en España. Otros artículos
científicos de la academia arrojan resultados también muy
prometedores para España y para ciudades también, como el caso de Madrid o Valencia.
Hoy en el país del sol tenemos tan solo unas 90.000 instalaciones y todavía se
anota con la incredulidad de políticos autonómicos e incluso estatales que
siguen sin creerse estos números y asumir que la suma de muchas instalaciones
pequeñas, de muchos inversores pequeños es substancial[2].
Y, todo ello, a pesar de las 2.500 a 2.800 horas de sol anuales; equivalentes a
unos 300 días de sol; y con valores de irradiación solar anual entre
1.800 y 2.000 kWh/m2. En concreto, los 623 MWp
correspondieron a instalaciones de autoconsumo, algo superiores a los 596 MWp
del año 2019 son claramente insignificantes para el potencial
disponible[3].
En esta lentitud y barreras, influye decisivamente la burocracia de las
distribuidoras y de la Administración haciendo que los procedimientos para
instalar placas
solares en nuestros tejados sean absolutamente penosos y requieran
hasta 17 pasos[4],
en el mejor de los casos según el IDAE, y en comunidades energéticas es todavía
peor la burocracia y los permisos hacen que el procedimiento pueda llegar a
superar el año. Y, además el kWh vertido a red se paga hasta 2 veces menos que
el que se compra a la red, en muchos casos. En suma, la legislación y su
aplicación son las primeras barreras a vencer, el precio viene después.
Mientras
tanto, el resto del
mundo empieza a tomárselo muy, muy en serio. El mercado
potencial de la energía
solar en azoteas puede llegar a superar los 2.000 GW y los 1.000 GWh de
almacenamiento para 2050. Un ejemplo de esto es Australia, los
tejados solares ya han despegado, con más de 2,5 gigavatios de energía
solar residencial puesta en marcha solo en 2020. En California, la energía
solar residencial en las casas existentes presenta una rentabilidad alta,
cercana al 20% de TIR, pero el nuevo informe estima que esta cifra se puede
duplicar cuando se integre la energía solar en el momento de
construcción. En Francia, donde los incentivos existentes significan que
la energía solar residencial puede alcanzar TIR alrededor del 18,5% (una
recuperación de la inversión de cinco años), y las instalaciones comerciales
pueden lograr una TIR del 10,4% (o una recuperación de la inversión de nueve
años), ha estimulado un crecimiento acumulativo del mercado, logrando los 500
MW en 2020; e igualmente la TIR se puede casi duplicar cuando la instalación se
implanta durante la fase constructiva de la vivienda.
Otras medidas
tienen que ver con el cambio de distribuidora. Ahora mismo existe una fuerte
concentración vertical en las actividades eléctricas pues los mismos
agente son los que producen, los que comercializan y distribuyen, romper
esta cadena ha sido uno de los objetivos que ha pretendido la UE; provocando
cambios empresariales y de titularidad importantes, hoy en día, al menos en
España, descontados. El objetivo era alcanzar la competencia del mercado a
través de la privatización y una concentración equilibrada de los agentes. En
el caso extremo está España, experiencia única y en cierto modo “laboratorio de
pruebas” al convertirse en el país de la OCDE con mayor nivel de privatización,
con tan solo el 5% de capital público; el resultado es una que el kWh es el más
caro de todos los países, convirtiéndolo en una losa para empresas, industrias
y consumidores domésticos; y con graves efectos sobre la pobreza
energética y sobre toda la clase media del país.
Por ello, la
solución de acudir a diferentes cooperativas que aunque el origen de la energía
sea igual que el resto, en la mayoría de las ocasiones, sí animan la
competencia y los beneficios no irán a las mismas manos. Así, recomendar
cooperativas como Som energia, Hola Luz,
etc.. o las centradas en pequeños entornos como las centradas en territorios
concretos que en principio van a dejar más beneficios sobre el territorio,
como Energías de Panticosa, Eléctrica de
Cádiz, etc.. y que permiten a su vez poder huir de las
comercializadoras más contaminantes. La OCU suele
sacar un barómetro de satisfacción de usuarios que permite
orientar sobre la decisión del cambio hacia estas nuevas cooperativas.
2. Hacia un mercado eléctrico en
competencia efectiva
Pero seamos
realistas con estos comportamientos individuales, aunque ahorremos mucho o
seamos muy eficientes en nuestro uso de la energía, no son suficientes para
desestructurar la pirámide que representa el oligopolio eléctrico; así como con
el reciclaje individual no vamos a solucionar el problema de los residuos, ni
dejando de emitir por conciencia personal se va a solucionar el problema del
cambio climático; aunque la opción personal siempre sea positiva. Los problemas
son conocidos por todos, los españoles pagamos desde hace décadas una de las
energías más caras del continente, especialmente la eléctrica, y estas empresas
duplican en beneficios a sus homólogas europeas desde hace años
y también
actualmente, marcan precios muy elevados a la energía, incluso con
tecnologías con costes fijos muy bajos, como la gran hidráulica y
con instalaciones amortizadas.
Estas
organizaciones muy estructuradas, creadas y fortalecidas durante décadas al
amparo de una legislación favorable y basada en el monopolio natural o cercano
al oligopolio de facto; han alcanzado una delirante factura de la luz en un
mercado eléctrico ineficiente y caro. La ausencia de competencia pueda ser la
característica más destacable de este oligopolio funcional, donde al no haber
competencia efectiva no mejorarán significativamente el precio del producto;
por ello, la primera recomendación sería abrir el mercado para que puedan
entrar de forma substancial nuevos operadores de peso significativo para
contrapesar el mercado.
La segunda
recomendación tiene que ver con la inexistencia de empresas públicas
participantes en el sector que impriman tensión al mercado. En este sentido
habría que recordar que Francia,
Estados Unidos, Holanda, Suecia, Australia, Italia, Suiza o Japón,
entre los países que cuentan con compañías eléctricas importantes con
participación pública. La presencia del Estado en el sector eléctrico no es una
rareza, por tanto, sino una tendencia generalizada en el mundo desde hace
décadas a pesar de los mandatos de la OCDE sobre liberalización de mercados,
pues ambas estrategias no son incompatibles. Además, en cierta forma seria
volver parcialmente al status de los años 80; esto es, ajustando el ciclo de la
privatización total a introducir una parte pública que aportase una misión
tampón[5],
amortiguadora, en el mercado. Es destacable el caso de la corporación TVA
(Tennessee Valley Authority), un proyecto de 1933 en el marco del New Deal
(F.D. Roosevelt) y cuya privatización ha llegado a proponer Donald Trump; es
decir, ¿se podría proponer algo así en el marco del Green New Deal europeo?
Otro ejemplo es la BPA (Bonneville Power Administration), una agencia federal
que gestiona 31 proyectos hidroeléctricos en el Noroeste del país y una central
nuclear. En hidráulica en España, hay al menos 115 centrales que ya han
caducado sus concesiones y que el Estado no ha reclamado su reversión en, al
menos, 100 de ellas por lo que éste grupo podría ser el núcleo de arranque de
una acción pública evidente. Por otra parte, es obligado revisar las ya
caducadas y que actualmente siguen en manos de antiguos propietarios, unas 15,
vigentes en razón a acuerdos que no han sido suficientemente publicitados
evitando la entrada de nuevos agentes, como es el caso de Ricobayo[6],
de Iberdrola desde 1935, que ya lleva 85 años; o la central de Os Peares de
1953 que también parece que se ha ampliado su periodo concesional. Además,
igual que las concesiones de la autopista u otras concesiones del Estado o las
de AALL se pueden recuperar mediante acuerdo o si ha habido incumplimientos
graves. La energía hidroeléctrica supone entre un 16% y un 20% del total de
energía producida, pueden ser un inicio para tomar una adecuada participación pública
en el sector eléctrico que imprima la necesaria presión estabilizadora.
Un tercer tema
seria considerar los denominados windfall profits o beneficios
derivados de las tecnologías de inversiones ya amortizadas como son la nuclear
o la hidráulica y que podrían ascender hasta el 10% de la actividad sectorial
para introducir compensación retroactiva. Afortunadamente este asunto está en
la agenda de soluciones por lo menos para los benéficos a partir de ahora y no
los anteriores. En el mismo contexto, cuarto tema, cabría hablar de la
devolución de ingresos que deberían hacer estas mismas centrales
hidroeléctricas, en el contexto de la denomina energía reservada y que proviene
de una disposición regulatoria cuando el INI necesitaba energía para la electrificación
del país y la naciente industria electro-intensiva (aluminio, acero, química,
etc.), por lo que el 25% de toda a la energía producida en los saltos debía
aportarse al Estado; y los diferentes titulares de los ministerios de industria
o de medio ambiente nunca han aplicado esas cláusulas, dejando pasar los
plazos, a pesar de las sentencias positivas. Otro tema clave en este contexto
de aplicar el derecho basados en protocolos, se refiere a los Costes de
Transición a la Competencia que según la LSE de 1997, basada en
una previsión de mercado de 36 €/MWh, para que las centrales percibiesen
una compensación de 8.664 M€, que, en caso de superar esos precios de mercado
se ajustaría y que no se han aplicado, principalmente al cancelarse
prematuramente en 2006; y que en caso de litigarse a pesar del tiempo pasado,
el Estado ganaría en los tribunales.
Por último, un
cuarto y último aspecto que combina: volatilidad de precios del mercado
eléctrico; nuevo ciclo de inversiones para la Transición energética hacia la
descarbonización; y la introducción de presión pública en el mismo; se señala
la necesidad de disponer de altos niveles de almacenamiento eléctrico para
aportar estabilidad técnica a la red, para la gestión económica de la misma,
entre otras razones, por la entrada masiva de renovables variables, solares y eólicas.
En este sentido, el OS está analizando la creación de una empresa pública o
bajo control público (REE, Enagás, etc.) que tome los activos actuales de
bombeo hidroeléctrico, principalmente, y asuma los nuevos ligados al desarrollo
del hidrógeno que van a demandar grandes inversiones en los próximos años. Debe
señalarse que el ciclo de inversión para lanzar la Transición va a requerir
ingentes capitales en la dirección de nueva potencia renovable y
simultáneamente unas inversiones en almacenamientos para lograr una operación
segura y optimizada. La empresa pública de almacenamiento que se analiza
asumiría la misión de gestionar el óptimo funcionamiento,
técnico-económico-medioambiental, del sistema eléctrico y en parte del gas
natural, aportando seguridad y robustez al nuevo mix.
En suma, éstas
y otras cuestiones mejorarían sensiblemente el modelo actual del sector
eléctrico y asegurarían avanzar hacia al descarbonización de manera eficaz
basados en esos dos vectores energéticos: la electricidad y el hidrogeno; ambos
ligados a las renovables. El precio de la unidad energética de estos dos
vectores que constituye la columna vertebral de la Transición, deben ser
optimizados y ajustados a los costes de los factores, al coste real, alcanzados
en un verdadero mercado en competencia efectiva en beneficio de los usuarios de
esta energía, en suma de la sociedad.
[1] La
potencia fotovoltaica inyectada a la red por parte de Alemania durante este mes
de septiembre ha rozado los 19 GW; frente a los 9 GW en España; moderado el
precio de la primera punta dairia.
[2] Si
de los 22 millones de usuarios residenciales, solamente el 5% de ellos
autoconsumiesen electricidad, se alcanzaría el objetivo del 10% de autoconsumo
a 2030.
[3] Según
anuario UNEF 2020 durante 2019 se implantaron 459 MW, totalizando hasta ese
mismo año una potencia acumulada de 943 MW. La potencia instalada en suelo
alcanzó los 4.201 MW, es decir el factor es de 10, factor que se
mantienen aproximadamente en los últimos años y que debiera disminuir
claramente hacia factores de 5-7 en el futuro.
[4] En
la década de los 90 el número de pasos del procedimiento administrativo para la
legalización de una instalación fotovoltaica conectada a red llegaba a 75,
según ASIF.
[5] https://es.wikipedia.org/wiki/Tamp%C3%B3n_qu%C3%ADmico.
Un tampón, disolución amortiguadora o disolución
reguladora es una mezcla en concentraciones relativamente elevadas de
un ácido y
su base
conjugada, y tienen la propiedad de mantener estable el pH de una disolución frente a
la adición de cantidades relativamente pequeñas de ácidos o bases fuertes..
[6] El
embalse durante el estiaje de 2021 ha sido agotado hasta el 10%, provocando
denuncias diversas, conociendo que no está gestionado por la CHD.
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