Si queremos descarbonizar la economía, ahora que en el sector eléctrico el triunfo de las renovables ya es incuestionable, es momento de abordar la electrificación del resto de actividades económicas, de forma que consumos que ahora se cubran con gas o petróleo, pasen a ser cubiertos por energía eléctrica, producida, a su vez, por fuentes renovables. Y especialmente, centrémonos en el sector del automóvil.

A la vista de las noticias, uno podría pensar que la movilidad eléctrica no despega, que es mejor continuar con un coche contaminante, ya sea en su modalidad sin disfraz (gasolina) o con disfraz (híbrido). En enero del 2024, el gigante del alquiler de vehículos Hertz canceló sus planes para electrificar su flota y puso a la venta los 20.000 coches eléctricos para alquiler que había adquirido. Su CEO fue despedido por haber apostado por eléctrico. Esta Semana Santa se viralizaron unas imágenes de un área de servicio en la carretera de Valencia donde decenas de coches eléctricos hacían cola para cargar su vehículo. En junio de 2024 estalló otra crisis en España con la dimisión de Wayne Griffiths, CEO de Seat y Cupra, como presidente de la patronal del automóvil, argumentando que el Gobierno no estaba haciendo los deberes en electrificación. Y este mes de septiembre, mientras los tertulianos se convierten en expertos en Lamborghinis, se ha sabido que Volkswagen se está planteando cerrar plantas de fabricación de vehículos en Alemania por primera vez en la Historia, por la crisis derivada de la competencia de los vehículos eléctricos de fabricación china, que podría tener efectos devastadores para la industria automovilística europea.

En resumen, en los últimos años, mientras Volkswagen investigaba cómo manipular los medidores de emisiones de sus vehículos para cumplir con la normativa ambiental y la propia patronal ANFAC pedía mantener los coches contaminantes más tiempo, China hacía una silenciosa pero firme apuesta por reducir las emisiones del transporte mediante el paso al vehículo eléctrico de fabricación local, que en breve podría inundar los mercados occidentales, a pesar de los intentos de poner puertas al campo con tasas en frontera a los vehículos eléctricos chinos, con el argumento de que el gigante asiático está adulterando la competencia con ayudas de todo tipo a su industria (lo que, sin duda, China está haciendo).

Con esta realidad tan negativa es normal que el mensaje que se traslade al consumidor sea de máxima confusión. ¿Hay demasiados coches eléctricos y por tanto se va acabar la fabricación de coches contaminantes en Europa? ¿Faltan cargadores y por eso hay colas, o no hay suficientes cargadores porque no hay coches que los usen? ¿La elección es entre coches contaminantes europeos o coches limpios chinos, es decir, que o nos cargamos la industria europea, o nos cargamos el planeta? Por no hablar de las fake news sobre coches eléctricos que se queman o que no funcionan cuando hace frío.

Con el fin de despejar algunas de las incógnitas, vayamos a los datos y a las propuestas. Este año, hasta agosto, en España se han vendido 32.500 vehículos eléctricos, lo que supone un vergonzoso 4,85% del total de las ventas, y una cifra inferior a la del año anterior. No hace falta compararse con el inalcanzable 80% noruego, pero sí deberíamos aspirar al menos a estar en el 40% de China, el 30% de Países Bajos, el 18% de Alemania o Portugal, y a superar el 16% de franceses y británicos. El nivel de España es equivalente al de italianos, griegos o polacos. Sin embargo, el delito es mayor en el caso español, ya que España cuenta con un elevado nivel de producción de energía renovable, y parte de la energía que se está desaprovechando por insuficiencia de consumo eléctrico, podría dedicarse a desplazar personas en lugar de hacerlo quemando gasolina. De hecho, España puede convertirse en un hub logístico, ya que, al contar con la energía eléctrica más barata de Europa, podrá tener unos costes menores de desplazar 1.000 kilómetros de una mercancía con electricidad respecto de lo que costaría en otros países. Y cuanto más barata la electricidad, obviamente, más a cuenta sale pasarse al eléctrico. Igual que ahora los franceses y portugueses ponen gasolina en España antes de cruzar la frontera por la fiscalidad favorable de la gasolina en España comparada con la mayoría de países europeos, también deberían cargar sus coches eléctricos gracias a que nuestra electricidad limpia es más barata que la suya.

¿Y por qué entonces España es uno de los peores países en movilidad eléctrica a pesar de tener una de las electricidades más baratas de Europa? Según un estudio de la asociación de vendedores GANVAM, en 2023 el 70% de los consumidores españoles declaraba que no compraría un coche eléctrico porque tienen un elevado precio, una baja autonomía y dificultad para cargar el coche. Sin embargo, según un informe de Zap-Map UK de finales de 2021, el 90% de los usuarios de vehículo eléctrico están completamente satisfechos con el cambio.

En la actualidad hay en España unos 150.000 coches eléctricos y unos 34.000 puntos de recarga de acceso público, además de otros 8.000 puntos que no están operativos o están en fase de activación. Según la patronal del vehículo eléctrico AEDIVE, de los 34.000 puntos operativos, 22.500 eran de recarga lenta, 8.200 rápidos, y unos 3.300 ultrarrápidos. Pero el dato más interesante es que la utilización media de un punto de recarga es del 6,3% del tiempo. Por tanto, no hay un problema global de cargadores de vehículos eléctricos (a excepción de algunas zonas menos pobladas), sino que, en la mayoría de casos, el problema es de falta de vehículos.

Cabe plantearse entonces cómo podemos solucionar el problema, por un lado, de consumidores que perciben que no hay suficientes cargadores, y por el otro, de empresas de cargadores que comprueban que no hay suficientes coches que se paren en sus áreas de recarga. Al margen de las ayudas, que gracias al Programa MOVES III son generosas y lo seguirán siendo al menos hasta final de año, es preciso cambiar la percepción pública respecto del vehículo eléctrico, ya que, ni aunque te regalen el coche querrás usarlo si percibes que no cumplirá su finalidad, que no es otra que transportar a su propietario allá donde necesite.

Por tanto, las medidas incentivadoras tienen que apuntar a algo tan sencillo como eliminar la “ansiedad” del conductor de vehículo eléctrico, informando de que el coche cuenta con autonomía suficiente y que existen múltiples opciones de recarga. Eliminar barreras mentales. Para ello, lo primero que hay que hacer es publicitar la disponibilidad de puntos de suministro de forma directa a todos los usuarios de coche, mediante una estrategia de márquetin tan poco sofisticada y tan poco original que solo consiste en copiar a nuestros países vecinos, como la de indicar en la señalización de las carreteras los puntos de recarga, igual que se indican las áreas de servicio y las gasolineras. No indicar el punto una vez se llega al área de servicio, sino en plena carretera, anticipando la información unos kilómetros antes del punto de recarga. La medida lleva años siendo debatida, pero sigue sin implantarse, y la realidad es que la cartelería de las carreteras españolas sigue reforzando el modelo fósil con sus anuncios de gasolineras. Esto tiene que cambiar de forma rápida y decidida. Cada día que pasa sin señalizar los cargadores, es un día más que contaminamos nuestra atmósfera. Por el contrario, si los conductores reciben impactos cotidianos informándoles de dónde pueden cargar su vehículo, eliminarán de raíz su ansiedad de recarga. Esta señalización debe tener también su plataforma digital, que en mi opinión pasa por integrar mejor los puntos de recarga en aplicaciones como Google Maps o Waze, en lugar de ocupar más memoria de los teléfonos con nuevas aplicaciones monotemáticas.

A esta medida podemos sumarle otras, como el fomento, mediante ayudas fiscales, de que las empresas de alquiler de coches vacacionales o de renting de flotas de empresas aumenten su cuota de vehículos eléctricos, especialmente en destinos idóneos para este tipo de movilidad, como pueden ser las islas. Si en tus vacaciones o en tu coche de empresa, pruebas el eléctrico y compruebas que funciona, será más fácil que tu próxima compra sea de un vehículo eléctrico. Lo mismo para los taxis, un tipo de transporte perfecto para el eléctrico, ya que cuanto más se use un coche, con una electricidad más barata que la gasolina, mayor ahorro del paso a la movilidad eléctrica. Por mucho que el fabricante o este humilde columnista aseguremos que el vehículo eléctrico tiene suficiente autonomía para poder funcionar con normalidad y que hay suficientes puntos de recarga, hasta que no se prueba, no se convence a nadie del todo.

También es clave asegurar la disponibilidad de los puntos de recarga, estableciendo medidas punitivas a aquellos que fallen sistemáticamente y que se dejen abandonados, revocando incluso el derecho a mantener el punto en una determinada ubicación. Y en la misma línea, acabar con el absurdo funcionamiento de la recarga mediante todo tipo de aplicaciones, asegurando la posibilidad de pagar con tarjeta sin más registro de alta, como ya prevé la normativa europea para puntos nuevos de más de 50 kW, y que en mi opinión debería extenderse a todos los puntos de recarga mucho antes del 2027 previsto por la normativa para los de más de 50 kW, y también para el resto de potencias. La normativa de defensa de los consumidores prevé el derecho del consumidor a elegir entre distintos medios de pago, y la dictadura de las apps de recarga y de los registros es una práctica inexplicablemente tolerada que actúa como barrera para los consumidores. La mejor manera de fidelizar a los clientes no es con una app, sino con puntos de recarga que funcionen, que tengan precios competitivos y que estén debidamente señalizados.

Finalmente, tenemos que tomarnos en serio la fabricación de vehículos eléctricos en Europa. Aún estamos a tiempo. En la línea del reciente Informe Draghi, es preciso realizar inversiones sustanciales, con visión europea, no regional, de forma que terminemos de raíz con el dilema de o coche limpio o coche europeo. En breve Europa sufrirá inundaciones de coches eléctricos chinos baratos, pero toca responder a la apuesta china o norteamericana con innovación y una política industrial europea desacomplejada, empleando las mejores capacidades técnicas, empresariales, regulatorias y comerciales de nuestro magnífico continente para liderar la carrera de la fabricación de baterías y vehículos eléctricos.

Y por supuesto, igual que nos irá mejor si tenemos vehículos eléctricos que si son contaminantes, también nos irá mejor si tenemos más bicicletas, metros, trenes, tranvías y autobuses y sacamos los coches, al menos, de nuestras ciudades. Cambiar camiones por trenes de mercancías, y cambiar desplazamientos fósiles urbanos o interurbanos por desplazamientos eléctricos en tranvía, metro, cercanías o autobús. Pero si tenemos que tener coches, porque el transporte público no siempre puede ser una opción viable para todas las necesidades de transporte, tenemos que cambiar al vehículo eléctrico hecho en Europa. 

El autoconsumo solar está cayendo en picado, especialmente el de los tejados de los hogares españoles. Hay quien habla de un 50% y quien eleva a un 80% la reducción de ventas del solar doméstico del 2023 respecto del 2022, que fue el mejor año de la Historia, gracias a las subvenciones, las bonificaciones de IBI, el dinero barato y los precios disparados de la energía. Ahora, con precios de la luz cada vez más baratos (aunque aún demasiado caros), especialmente en las horas de sol, los números del autoconsumo ya no son tan favorables como hace un año. Sin embargo, aumentar la potencia renovable instalada llenando los tejados de paneles solares continúa siendo extremadamente necesario, pues el cambio climático sigue avanzando, necesitamos reducir emisiones y la gran mayoría de los tejados están aún sin cubrir, con el enorme desperdicio de energía que ello supone.

El declive actual del autoconsumo contrasta con el discurso de investidura del presidente Pedro Sánchez, quien manifestó su intención de que España triplique la potencia instalada de autoconsumo. Teniendo en cuenta que actualmente superamos los 5.500 MW, haría falta instalar más de 11.000 MW adicionales de autoconsumo en los próximos años. Para que eso suceda, es clave que a una inversión en autoconsumo le salgan los números.

A la hora de valorar la viabilidad económica de una instalación, comparando el coste de la instalación (que está bajando) y los ahorros o ingresos que se obtendrán. En lo que respecta a los costes, cuando más grande sea la instalación, más barato será el coste de cada kW de potencia instalada. Por tanto, hay que ocupar el 100% del tejado y tomar medidas para que el consumidor se pueda beneficiar de ello. Y en cuanto a los ingresos, uno de los factores clave es el porcentaje de energía autoconsumida. Si el consumidor absorbe la mayoría de la energía producida por su instalación, los números cuadran. Por el contrario, si la mayoría de la energía se vierte a la red, con los precios cada vez más bajos de la energía durante el día y en espera de la necesaria reforma del sistema marginalista, la inversión es menos viable. Esto es así porque si autoconsumo un MWh de la instalación, me ahorro el precio final de la energía, mientras que, si lo vendo al mercado, sólo me pagan el precio de coste. Acudiendo al tradicional y siempre resultón símil de la electricidad y los tomates, cada tomate que me como de mi huerto es uno que no compro en el súper, y por tanto me ahorro el precio de venta del tomate, mientras que cada tomate que produzco y no consumo, lo venderé al precio que le pagan al agricultor, que es muy inferior. Si la mayoría de tomates de mi huerto van a precio de agricultor, no cubriré costes. Por el contrario, si consumo yo los tomates, me ahorro el precio final, y el beneficio será mucho mayor.

Las baterías (equivalente a cámaras frigoríficas para guardar los tomates) pueden ser una opción, pero su precio aún no las hace competitivas sin subvenciones en el sector doméstico. Por tanto, la clave radica en cuánto autoconsumo instantáneo se puede realizar de cada instalación, ya sea por parte del ocupante del edificio en cuyo tejado está la instalación, o de otros consumidores cercanos. O, dicho de otra forma, con cuánta gente puedo compartir los tomates de mi huerto, de forma que esas personas también se ahorren el tomate a precio de venta del supermercado, en lugar de tener que ir al mercado mayorista a vender mis tomates.

Es aquí donde entra en juego la distancia máxima que se establezca para que los consumidores puedan beneficiarse de la energía de los tejados. Cuanto mayor sea la distancia, mayores serán las posibilidades de aumentar el porcentaje de energía autoconsumida, y, por tanto, la viabilidad económica de la instalación solar. Actualmente en España está establecida una distancia máxima para compartir energía de 500 metros si la instalación se ubica sobre terreno y de 2 kilómetros para instalaciones solares ubicadas en tejados o suelos industriales. Esta distancia, ya ampliada en el mes de diciembre de 2022 tras intensos debates, y que hace un año podía parecer suficiente, en las nuevas circunstancias de fuerte caída del mercado claramente no lo es.

Por supuesto, no pretendo atribuir a los 500/2000 metros la culpa del bajón del autoconsumo, pero sí que considero que la ampliación de esas distancias podría ayudar a mitigar la caída, haciendo más instalaciones de autoconsumo viables económicamente. A ello habría que unir otras medidas como la aprobación de los coeficientes de reparto dinámico para el autoconsumo compartido, la posibilidad de tener facturas con saldo favorable al cliente (como recientemente ha recomendado el Defensor del Pueblo), que esos ingresos puedan tributar por IRPF en lugar de por IVA, variabilizar más los peajes y cargos, o acelerar sustancialmente los trámites del autoconsumo colectivo por parte de las distribuidoras. Algunas de ellas podrían ser técnicamente más complejas o lentas, pero ampliar la distancia es una sencilla contribución a viabilizar instalaciones que de otra manera no serían realizables.

¿Y cuánto habría que ampliar esa distancia? Miremos a Europa. Hay países, como Austria o Italia, que permiten el autoconsumo colectivo mientras que se trate de instalaciones y consumidores conectados a la misma red de baja o media tensión, con independencia de la distancia a la que se encuentren. Otros, como nuestros vecinos portugueses y franceses, establecen distancias que llegan hasta los 20 kilómetros para zonas rurales (Francia) o conexiones a muy alta tensión (Portugal).

Si se pretende, como ha dicho el presidente, triplicar la potencia de autoconsumo, España debería situarse al menos en niveles similares a los países más avanzados de Europa. Seguramente el miedo del Gobierno sea que, si se amplía mucho la distancia del autoconsumo colectivo, baje la recaudación de los ingresos del sistema. Es decir, cuanta más gente tenga huerto, el coste de la logística de llevar los tomates al supermercado se repartirá entre menos gente, que, por tanto, tendrán que pagar más. Sin embargo, más autoconsumo también supondrá energía más barata para todo el mundo, pues el precio de mercado bajará ante la menor demanda de energía de la red, pudiendo a su vez provocar un efecto de aumento del consumo eléctrico, gracias a la atracción que los precios baratos generan para nuevos consumidores (vehículos eléctricos, aerotermia, centros de datos…). Y, además, gracias a aumentar el autoconsumo, reduciremos una parte de la necesidad de nuevas redes eléctricas (y nuevos costes), con lo que el coste logístico se reducirá, de nuevo, para todos.

En ese cambio legislativo, habrá que hilar fino para evitar que grandes instalaciones se disfracen de autoconsumidoras para saltarse los costes de la logística del electrón. Para ello, pueden establecerse ciertos límites, como una potencia máxima para compartir energía renovable a partir de ciertas distancias, el criterio del mismo nivel de tensión o que exista un mínimo de participación de ciertos sujetos en la instalación para que pueda beneficiarse del autoconsumo colectivo. También pueden establecerse distancias superiores para comunidades energéticas o para zonas rurales. De lo que no hay duda es que 500 metros para instalaciones en terreno y 2 kilómetros para tejados es una distancia insuficiente en el contexto actual y a la vista de los objetivos pretendidos. Es la hora de tener la valentía necesaria para que esta sea la legislatura en la que se pueda compartir energía renovable de autoconsumo a 20 kilómetros de distancia.

Hay quien se rasga las vestiduras, reviviendo el espíritu del 2 de mayo, con el supuesto fracaso de la excepción ibérica al precio de la luz (el “timo ibérico”, lo llaman), argumentando que es un mecanismo que conduce a regalar energía y dinero a los franceses. Que regalemos la energía eléctrica a los portugueses, pase, pero ¡a los franceses, pardiez! Sin embargo, ¿es eso cierto?.

Es innegable que Francia atraviesa un grave problema energético. Lo ha apostado todo a la nuclear y este año le ha fallado. De los 56 reactores nucleares franceses, 32 están actualmente parados. Algunos por mantenimientos, otros por problemas de corrosión, y algunos porque el agua del río donde refrigeran está caliente y no admite más calor sin dañar el ecosistema. Esto ha hecho que el precio de la luz en Francia se dispare, al tener que comprar más energía de otras fuentes como el gas por la indisponibilidad nuclear (por ejemplo, para el cuarto trimestre, el precio francés cotiza por encima de los 900 euros/MWh, frente a los 175 euros/MWh del mercado ibérico). ¿Por qué tanta diferencia? Pues en gran parte, por la “excepción ibérica”, que ha protegido a la Península Ibérica de los fallos del mercado energético actual, como puede verse en el siguiente gráfico:

La “excepción ibérica”, que entró en vigor el 15 de junio, consiste en limitar el precio al que las plantas que utilicen gas para generar electricidad pueden vender su energía eléctrica. Por tanto, el precio lo fijará o bien el gas al precio limitado o bien otras tecnologías como la hidráulica o las renovables. Para que las plantas de gas (y de carbón y cogeneración) no vendan a pérdida, el sistema les compensa, por detrás, la diferencia entre el precio resultante de la subasta limitada y el precio que hubiera resultado de no existir la limitación. Ese pago se conoce como “compensación al gas” y es asumido por los consumidores que no tuvieran un contrato a precio fijo antes de que el mecanismo fuera anunciado. Si usáramos el manido símil de los tomates, cabría imaginar dos tipos de tomates: unos que usen pesticidas y otros que no. Imaginemos también que el precio de los pesticidas se hubiese multiplicado por diez en el último año y que juntamos todos los tomates en un camión sin que se pueda saber cuál es con o sin pesticida. Por tanto, todos serían pagados al precio de los más caros, que internalizan el coste del pesticida. Pues bien, lo que han hecho España y Portugal es pagar los tomates sin pesticidas al precio que cuesten y pagar un plus para compensar el coste de los pesticidas solo a aquellos tomates que empleen pesticidas (gas), reduciendo así la factura final.

Casi tres meses después de la entrada en vigor de la excepción ibérica, puede decirse que el mecanismo ha funcionado, generando importantes ahorros a los consumidores (otra cosa es su impacto negativo en la competencia). ¿Cuántos? Difícil de estimar, ya que no puede saberse cuánto hubiera subido exactamente la electricidad si no hubiera habido tope. Lo que sí que sabemos es que el precio medio, incluyendo compensación al gas, ha sido de 252 euros/MWh en julio y 295 euros/MWh en agosto, mientras que en Francia el precio fue de 400 euros/MWh y de 493 euros/MWh respectivamente. Esto supone una anomalía, ya que durante la última década la electricidad en España ha sido ligeramente más cara que en Francia. España llevaba desde finales de 2021 por debajo de Francia, pero solo ahora con la excepción ibérica los precios se han separado sustancialmente.

La Unión Europea hace ya décadas que avanza en la Unión Energética, con la idea de una convergencia regulatoria y de mercados que lleve algún día a tener un verdadero mercado único de la electricidad, con precios similares para todo el continente (y con ahorros millonarios). Para que la convergencia de precios suceda, es necesario desarrollar infraestructuras que permitan el intercambio de electricidad entre países, las llamadas “interconexiones” entre países. Si toda Europa estuviera suficientemente interconectada, resultaría el mismo precio en todo el territorio. No obstante, estamos lejos de ese escenario, ya que la capacidad máxima de la interconexión con Francia es de tan solo 2.800 MW, lo que supone un poco más de un 2,8% de la capacidad total, siendo el objetivo europeo alcanzar un 15% para 2030.

¿Y cómo se produce ese intercambio de energía entre países? La manera de vender o comprar energía de Francia es reservando derecho de uso de capacidad de interconexión, mediante un pago llamado “rentas de congestión”. Si habláramos de tomates, sería el equivalente a pagar para reservar espacio de carga en el camión que hace la ruta España-Francia o Francia-España en un momento determinado. Estas rentas de congestión se subastan por periodos anuales, mensuales y diarios. Así, el 40% del “espacio disponible” en cada una de las dos direcciones se subasta antes de que empiece el año de que se trate, otro 40% en tramos mensuales y un 20% diarios. Por ejemplo, por el tramo anual, para 2022, se obtuvieron 219 millones de euros (de los que la mitad, 109,5, son cobrados por España).

Tradicionalmente, el balance energético ha sido favorable a Francia. Hay que retroceder hasta el año 2010 para ver un pequeño balance exportador español. Entre 2011 y 2021, Francia ha generado un superávit eléctrico con España de 69 TWh (la cual se explica por unos precios ligeramente inferiores en Francia que en España durante todos estos años). Ya a partir de la crisis nuclear francesa (desde octubre de 2021), y aún en mayor medida con la excepción ibérica, al ser la energía siempre más barata en España que en Francia, este flujo se invierte y podríamos generar un saldo favorable a España de unos 15 TWh durante todo el periodo de vigencia del mecanismo (hasta mayo de 2023).

Quienes sostienen que estamos regalando energía a Francia argumentan que por culpa de esas exportaciones está subiendo la producción con gas, lo que también incrementa el importe de la compensación al gas, que pagamos los consumidores españoles para beneficio de los consumidores franceses. Esto no es del todo así. Para empezar, si bien es cierto que ha subido sustancialmente la producción con ciclos combinados (de representar el 19% a representar el 34% antes y después del mecanismo), también hay que tener en cuenta que el mayor uso del gas es una tradición veraniega, por el mayor consumo de energía eléctrica con las olas de calor y la menor producción eólica e hidráulica, como puede verse en el siguiente gráfico:

Además, hay que recordar que ningún consumidor francés comprará energía eléctrica a precio español, y que lo que hace la energía española es abaratar ligeramente el precio de mercado francés en global, en un momento en que le ha fallado la nuclear. Más que del francés, del mercado europeo, de hecho, ya que Francia a su vez es exportadora neta con países como Italia e incluso en ocasiones con Alemania.

¿Y cuánto es el sobrecoste pagado por entregar más energía a los europeos? Si bien no resulta posible precisar el número exacto, sí que podemos realizar una aproximación fiable. Si consideramos el peor escenario, en el que el 100% de la energía extra entregada a Francia se haya generado con gas (cosa muy dudosa, ya que en momentos de mucho sol o viento puede exportarse renovable) y estimáramos el sobrecoste mensual de ambos meses, en julio habríamos pagado un sobrecoste de unos 108 millones de euros (saldo exportador de 0,98 TWh multiplicado por 110 euros/MWh de sobrecoste) y en agosto de 208 millones (1,48 TWh por 141 euros/MWh de sobrecoste).

¿Y cuánto hemos ingresado gracias al diferencial de precios? Es evidente que cuanto más alto sea el diferencial del precio del tomate entre Francia y España, más estará un agricultor español dispuesto a pagar al camionero por llevar sus tomates a Francia. Por tanto, recibiremos más ingresos de las rentas de congestión. Y precisamente así ha sido. Debido a la diferencia de precios entre ambos países, en julio se obtuvieron 127,5 millones de euros de rentas de congestión y en agosto 254 millones (la mayoría se destina a rebajar el sobrecoste del gas y el resto a rebajar costes de redes).

Por tanto, ¿estamos regalando energía a los franceses? Claramente, no. En julio, España obtuvo unos 19 millones de euros netos (127 de ingresos – 108 de sobrecoste) y en agosto unos 46 millones (254 de ingresos menos 208 de sobrecoste). En conclusión, la excepción ibérica no solo ha hecho que los españoles podamos comprar los tomates más baratos, sino que, además, la recaudación extra que estamos obteniendo con los camiones que venden los tomates baratos a Francia nos permite cubrir una parte del sobrecoste de los pesticidas. Y la interconexión con Francia, ha hecho, durante todos estos años, que podamos tener ahorros en la factura gracias a la energía importada de Francia, y supone tanto una oportunidad como un mecanismo de seguridad y resiliencia ante futuras crisis energéticas. Una oportunidad, porque si aumentamos la interconexión, podremos vender más energía renovable a los franceses en momentos de exceso de producción solar o eólica (recordemos que exportar es generalmente una buena noticia, y nadie se escandalizaría por vender tomates españoles más baratos que los suyos a los franceses). Y un mecanismo de seguridad, porque si España tuviera una gripe nuclear como la francesa, podríamos suplir esa falta de energía con energía importada de Europa.

La excepción ibérica a los precios de la electricidad ya está en el BOE, en espera de la carta formal de aprobación por la Comisión Europea. Tras meses de frenética diplomacia europea, los Gobiernos de España y Portugal logran un gran éxito político que sobre el papel parecía imposible: convencer a la Comisión Europea y a los otros países miembros de que los consumidores ibéricos paguen la luz a la mitad de precio que los alemanes y a un tercio de los franceses. Los consumidores de la Península Ibérica dejarán, dentro de pocos días, de pagar el agua a precio de champagne. O, mejor dicho, de pagar la energía limpia a precio de energía sucia.

La subida de los precios del gas tras la recuperación del consumo post COVID –y no tanto la guerra de Ucrania, pues el gas está ahora casi a los mismos precios que antes de la invasión de Ucrania– ha supuesto multiplicar por cuatro el precio de la electricidad en menos de 12 meses. Esto se explica por el llamado “sistema marginalista”, mediante el cual el precio de la luz es el de la tecnología más cara entre las que hayan sido aceptadas. Es decir, las energías baratas y no afectadas por la subida del precio del gas (renovables, hidráulicas y nucleares) cuestan lo mismo que las caras (gas, cogeneración). Esto se explica, en parte, porque, aunque haya distintos costes de generar electricidad, el producto final es exactamente el mismo, así que la teoría económica pone las distintas tecnologías en fila a competir y asegurándose de que para cada hora solo se casen las tecnologías más baratas. Sobre el papel, parece lógico.

El problema viene por el hecho de que el mix energético actual arroja precios muy diferentes entre unas y otras tecnologías. En muchos casos, si en esa cola de tecnologías de generación eléctrica se cuela una unidad de gas, el precio se va por encima de los 200 EUR/MWh. Por el contrario, si en una hora concreta no entra nada de gas, y solo nos abastecemos con energía solar, eólica, hidráulica y nuclear, el precio se puede ir por debajo de los 5 EUR/MWh. Claramente, esto no tiene sentido. Es absurdo pagar el 100% de la energía a 200 EUR/MWh porque haya un 1% que valga ese precio, igual que es absurdo pagar a 5 EUR/MWh la energía solar o la eólica, cuyos costes están en torno a 25-30 EUR/MWh y con esos precios nunca podrían amortizarse. Esto no quiere decir necesariamente que haya que eliminar el sistema marginalista, pero seguramente sí que reformarlo, porque no hay creyente del marginalismo que pueda justificar el sobrecoste de pagar la nuclear o la hidráulica a precios de gas. Iberia será la prueba piloto.

Dentro de pocos días, en Iberia, el gas, el carbón y la cogeneración se pagarán al precio de la luz que salga de aplicar el marginalismo sin intervención alguna, y al resto de tecnologías se les pagará, como máximo, al precio de la luz que resultara si los ciclos combinados ofertaran la luz comprando gas a 40 EUR/MWh (cifra que en 6 meses aumentará de 5 en 5 EUR/MWh mensuales hasta llegar a los 70 EUR/MWh) lo que arrojaría un precio de la luz en torno a 130 EUR/MWh. Esto hará que solo un % (entre el 10 y el 30% presumiblemente, según la hora) de la energía se pague a precios caros, mientras que el resto se pagará a precios aún caros –130 EUR/MWh es un precio que aún triplica los precios habituales– pero muy inferiores a los actuales. Y, sobre todo, se pone un techo de precio por lo que pueda pasar este invierno en el terreno geopolítico, de forma que los consumidores ibéricos ya no tendrán que estar tan pendientes del sátrapa ruso.

¿Por tanto, cómo queda la cosa para ti, paciente lector? Si tienes tarifa variable, tu factura debería reducirse, porque pagarás el MWh más barato, aunque por el contrario tendrás que abonar el sobrecoste de pagar al gas. ¿Cuánto más barato? No se puede saber, dependerá del diferencial que haya entre el precio del gas sin limitar y el precio limitado (inicialmente unos 130 EUR/MWh). Cuanto más gas se use o cuanto más suba el gas, mayor será el sobrecoste y por tanto, menor el ahorro –que siempre existirá–. Si tienes tarifa fija, tu factura se quedará igual por ahora, y no tendrás que pagar el sobrecoste del gas. Cuando te renueven tu tarifa, esta se reducirá, porque el precio de mercado es menor a 12 meses vista y empezarás a pagar la compensación al gas. ¿Y tu factura de gas? No se ve afectada por esta medida. Aunque se hable de precio máximo del gas, solo es un precio máximo del gas para generar electricidad. La factura del gas seguirá como hasta ahora. 

¿Y quién paga entonces? Los centenares de millones de euros de ahorro que generará esta medida para los consumidores ibéricos serán soportados principalmente por las centrales nucleares, hidráulicas y aquellas instalaciones renovables que no cobren primas, que verán sus ingresos reducidos, aunque a niveles aún muy superiores a los que hubieran imaginado y suficientes para obtener buenas rentabilidades. O incluso si tienen la energía vendida a plazo, podría no afectarles a ellos, sino a los compradores de esa energía –principalmente empresas del mismo grupo empresarial–. En resumen, quienes asumen el principal coste de esta medida son las eléctricas incumbentes, no los consumidores, respondiendo no solo a una demanda de las asociaciones de consumidores y de los partidos de la izquierda, sino incluso de la gran industria, todos ellos hartos de los abusos y la falta de tacto de las grandes eléctricas durante estos meses.

¿Y ahora, qué?

Una vez solucionado de forma táctica –aunque brillante, todo sea dicho– el entuerto de los precios, toca ponerse manos a la obra con las medidas de mayor calado, que ofrezcan soluciones estructurales a la dependencia del precio del gas, pues de aquí a 12 meses presuntamente se acaba la excepción ibérica. 

El primer frente es el europeo. El paso dado ayer por España y Portugal es un primer experimento en esa línea de enmendar el sistema marginalista, inimaginable hasta hace poco, pero que ahora parece que se extenderá por otros países, como Grecia, e incluso que la UE podría limitar los precios del gas en toda la UE. Algo parecido sucedió ya con la minoración a los windfall profits de las nucleares e hidráulicas, que fue copiada por otros países como Italia o la propia Grecia y validada a nivel europeo como herramienta de los estados para hacer frente a la crisis de precios. Pero es temporal.

Ahora toca iniciar un debate serio a nivel europeo sobre la futura forma de fijar los precios de la electricidad. Seguramente marginalista, pero sin duda, no así. Habrá que matizar, quizás distinguir entre generación gestionable y no gestionable, comprometer más energía a plazo, y reducir la exposición de los consumidores, al menos de los domésticos, a la volatilidad del mercado. Pero sin duda hay que hacer cambios para no poner en riesgo la transición energética. Y es que el gran problema del marginalismo no es pagar el agua a precio de champagne –que también–, sino que salga un precio al que los vendedores de agua no les salga rentable venderla. En horas de sol, cuanta más energía solar tenga Iberia, menos el precio, hasta llegar a niveles de 0 o incluso negativos. Y con esos precios la energía solar no se amortizaría. Es la llamada canibalización, que es necesario atenuar para asegurar que se sigan desarrollando y financiando las renovables.

El segundo frente es en clave interna. Es preciso complementar la reciente aceleración de permisos para plantas sobre terreno con medidas para maximizar el autoconsumo. Hay que conseguir tejados llenos de paneles solares, como en Alemania, no tejados a 1/3 de capacidad en el mejor de los casos, como es habitual en España. Usar el 100% del tejado es la forma más rápida y fácil de reducir precios, reduciendo además la ocupación de terreno. En menos de un mes están construidos. Para ello hay que facilitar el intercambio de energía (aumentar de forma urgente la distancia de 500 metros a, al menos 2km, para poder compartir energía y no ser la excepción ibérica en Iberia), aprobar de una vez los coeficientes de reparto dinámicos (el plazo de un año que la CNMC le dio al Gobierno vence en julio) y establecer el derecho a compartir excedentes (y no a compartir únicamente producción total, como sucede ahora), eliminando el requisito absurdo de tener un contador de generación adicional. Asimismo, hay que reformar la normativa del IVA para que los ingresos que se generan encima del tejado tributen por IRPF igual que lo hacen los generados debajo del tejado (alquiler). Cada MWh renovable que generemos son menos emisiones para el planeta y menos EUR para Putin.

En conclusión, la excepción ibérica, además de un gran triunfo político, es el primer experimento serio de arrinconar el sistema marginalista para fijar los precios de la luz. Solo el tiempo nos dirá si se queda en una excepción coyuntural o si esta medida es el principio de una reforma de calado que nos lleve a racionalizar la manera de fijar el precio de la luz para contener los precios de un producto esencial como la energía eléctrica y para no poner en riesgo la transición energética.

La variante rusa (Putin-22) de la pandemia energética ha pillado a Europa sin vacunar. Se trata de una variante muy letal, con una incidencia mayor que variantes anteriores (Filomena, enero de 2021; escasez mundial de gas, septiembre de 2021); con un pico de 700 EUR/MWh (recordemos que hasta julio pasado el precio máximo era de 180 EUR/MWh) y sobre todo, con los futuros yéndose, el 7 de marzo, por encima de 400 EUR/MWh para todo el año 2022.

Y eso que, por ahora, la variante Putin-22 no ha afectado a la compra de gas ruso, que sigue fluyendo con normalidad – de hecho, desde la invasión, Europa ha aumentado el consumo de gas ruso-. No obstante, ha sido la excusa perfecta de los mercados para disparar artificialmente los precios. Algunos harán caja. Pagamos los consumidores. Para variar.

Ahora sólo nos queda poner parches para reducir el impacto del contagio: precios máximos a la electricidad, ayudas directas a la compra de gas, subastas de energía amortizada a precio regulado, importar más gas natural licuado desde Estados Unidos, bajar la temperatura de la calefacción unos días, parar fábricas… así hasta que Putin deje de asesinar ucranianos y los mercados de especular. Sería preferible dar ayudas a consumidor final (con cargo a Presupuestos, a minoración de los ingresos de tecnologías infra marginales amortizadas o de la manera que se quiera), ya sea con pagos directos o con peajes o cargos negativos. Si se altera el mercado, se corre el riesgo de penalizar a quien hizo los deberes y obtuvo protección de precio y beneficiar a quien jugó a la ruleta rusa con posiciones de mercado abiertas.

No obstante, esos parches no nos protegerán frente a nuevas variantes de elevado riesgo. Hoy es la variante rusa, pero mañana puede ser la argelina, venezolana, catarí o nigeriana. La variante rusa no debería solucionarse cambiando de sátrapa que satisfaga nuestra adicción a los combustibles fósiles. Ni obligar a traicionar a pueblos históricamente amigos. Vayamos más allá. Medidas estructurales. Hay que vacunarnos contra las crisis energéticas. Cortar el problema de raíz.

La crisis del petróleo de 1973 supuso el principio del fin del petróleo -bajada de 0,9 a 0,3 barrilles por 1.000 $ de PIB. El accidente de Chernóbil fue el principio del fin de la energía nuclear. La invasión de Ucrania debería abrirnos los ojos y suponer el principio del fin del gas.

La buena noticia es que hay vientos de cambio en Europa. Se ha escrito en documento oficial la expresión los windfall profits: lluvia de dinero que cae del cielo regando de billetes las centrales nucleares e hidráulicas. Jorge Fabra, es, por fin, mainstream. La Estrategia RePowerEu debería aspirar a ser a la crisis energética lo que los fondos NextGenerationEU al covid-19. Europa falló en la crisis del euro de 2008. Acertó en la respuesta a la crisis del covid. En el decisivo Consejo Europeo de esta semana en Bruselas podrá intuirse si Europa acierta o no con la salida a la crisis energética.

Europa debería mandar una señal clara a los Estados Miembros sobre la importancia de descarbonizar para reducir la dependencia energética. “Autonomía estratégica” lo llama el presidente Macron. Boris Johnson, “seguridad nacional”. Europa no tiene suficiente petróleo, ni gas. Pero la solución tampoco es la energía nuclear: baste decir que el lobby nuclear norteamericano anda ocupado estos días presionando a Biden para que no sancione las importaciones del uranio ruso.

¿Qué tenemos en Europa? Ríos, viento, sol, además de talento humano y tecnología puntera para transformar la energía de la Naturaleza en kilovatios hora. Aprovechemos nuestra ventaja competitiva. Por primera vez, tenemos una tecnología, las renovables, que no sólo permite luchar contra la crisis climática, sino que además es la más barata y se puede producir localmente. Recordemos que la solar o la eólica son más baratas incluso que la energía generada por centrales nucleares ya amortizadas.

En esta línea, España cuenta con todos los ingredientes necesarios para el éxito. Si bien está sufriendo la escalada de precios de la variante rusa igual que el resto de países europeos, los mercados de futuros apuntan a una bajada de precios en España a menos de la mitad de los de Alemania o Francia por el mayor desarrollo de renovables.

Por tanto, ¿qué debería hacer España? Para gestionar el “mientras tanto”, medidas paliativas y de control de precios, tratando de proteger a las personas consumidoras, a las industrias y además preserva la competencia -más de 50 comercializadoras ya han quebrado por la crisis de precios y las grandes eléctricas están bajando precios muy por debajo de los de mercado-, con valentía. La minoración a los windfall profits aprobada en septiembre iba por el buen camino. Ahora lo dice la UE y también la OCDE. El gran error fue eximir no sólo a las plantas que ya tenían PPA -lógico-, sino también a los PPA posteriores a la norma de la minoración -pues bastaba con cerrar un PPA a un año a los precios inflados y beneficiarse igualmente de las ganancias inmerecidas-. También es muy positiva la obligación de ofrecer a competidores una parte de la energía hidráulica y nuclear, si bien debería aumentarse su ambición, del 25% a, al menos, el 40% del volumen, y que el Estado fijara el precio de entrega, como ya está pasando al norte de los Pirineos.

Pero lo importante es ir a la raíz del problema. Soluciones estructurales. Transición Energética: eficiencia energética, energías renovables, almacenamiento, movilidad eléctrica e hidrógeno. Insistir en nuevas infraestructuras de gas que no estarán aprobadas hasta dentro de varios años es un grave error. Olvidémonos del Midcat, al menos como infraestructura gasista. Llega tarde y se abandonaría pronto. Si acaso, interconexión para transportar el hidrógeno por el arco Mediterráneo. Pero no invirtamos en infraestructuras adicionales de gas.

Las medidas estructurales deben ir por otro lado, partiendo de la base de que cada kWh no consumido o cubierto con renovables es un kWh menos que compramos al dictadorzuelo de turno y menos CO2 que vertemos en nuestro ya maltrecho planeta Tierra. Y además bajamos precios para todos los consumidores. Las renovables son la mejor vía para la transición justa.

La transición energética requiere inversiones masivas, pero no es cara. La solar y la eólica no requieren ayudas públicas, sino eliminación de barreras. Acelerar la tramitación de parques sobre terreno. En España sobran proyectos. Hagamos criba. Elijamos los mejores y descartemos la mayoría. Pero los elegidos, tramitación exprés. En 24 meses desde que se presente el proyecto, si es bueno, debería de estar autorizado -así lo prevé la directiva de renovables- y en 36 meses funcionando. Y en autoconsumo se podrían adoptar el propio día 29 de marzo varias medidas sencillas que ayudarían a acelerar el despliegue. Para empezar, eliminar la necesidad de autorización del organismo de Carreteras, que es la última moda municipal. Pero también hay casos de requerimientos de autorización de Costas, de Residuos, de Ríos y hasta de compatibilidad patrimonial con el Camino de Santiago (sic). Por cada mes de retraso, cliente descontento y Putin contento. En la situación actual, que alguien invierta en poner paneles solares en su tejado es un acto de autonomía energética que el Estado debería premiar, no obstaculizar con trabas disparatadas como las descritas.

Además, es preciso modificar la Ley del IVA para adaptarla a la realidad del autoconsumo. Si alguien rentabiliza su piso, alquilándolo y obteniendo un ingreso, tributa por IRPF. No hace falta declaración de IVA. Si rentabiliza su tejado, obteniendo ingresos por la venta de la energía solar, aunque sea un importe simbólico, la normativa actual exige alta en el IVA. Esto hace que se hagan instalaciones más pequeñas, para evitar que salga a cobrar y tener que liquidar IVA -con IRPF se pagará más del 21% en muchos casos, pero se evita tener que declarar al IVA de forma recurrente-. A España le interesa que se ocupe cada m2 de tejado, para acelerar la transición energética y reducir las necesidades de uso de suelo. En esta misma línea, hay que aprobar los coeficientes dinámicos del autoconsumo compartido y permitir compartir los excedentes -actualmente sólo se puede compartir el 100% de la energía-.  

En cuanto a inversión pública, en solar y eólica hay que centrarse en la reindustrialización -que no autarquía-, para que la mayor parte de materiales sean europeos. En baterías, movilidad eléctrica e hidrógeno aún son necesarias ayudas públicas para rentabilizar la primera generación tecnológica y ayudar a alcanzar la paridad económica respecto de la alternativa fósil.

El impacto de la variante rusa dependerá, por un lado, de lo que dure la invasión de Urania, y por otra, de las medidas coyunturales que Europa se atreva a adoptar. No hay mucho margen de acción. A corto se pueden modificar las reglas, pero no el mix energético. Lo importante es aprovechar el momentum, con la energía en el foco de la agenda y la presión ciudadana y empresarial por el alza de precios, para vacunarnos, con buenas dosis de energía renovable, contra futuras crisis energéticas. No hay tiempo que perder.

El precio de la luz en España (y en Europa) está coyunturalmente disparado, a pesar de que las señales a medio y largo plazo son muy positivas y una vez hayamos completado la transición energética España disfrutará de precios de la electricidad de los más baratos de Europa, lo que ya está permitiendo atraer industrias gracias a esa mayor competitividad. Es lo que tienen las transiciones: hay ganadores y perdedores, y durante los periodos de cambio se pueden producir consecuencias dolorosas.

Si miramos el precio de los mercados de futuros de la electricidad, vemos que el récord se va a sufrir en el cuarto trimestre de este año, con 120 EUR/MWh, frente a los 80 EUR/MWh que marca el cuatro trimestre del año que viene. Por su parte, el año 2023 ya marca 57 EUR/MWh y los años 2027-2031 en un rango de 30-32 EUR/MWh (nótese que, en el 2020, año COVID con los precios hundidos, la media fue de 33,96 EUR/MWh).

Ante esta situación de hambre para hoy y pan para mañana, es preciso centrarse en adoptar medidas a corto plazo que puedan rebajar la tensión de precios durante los próximos 12 meses, que es el periodo crítico. Por ello, en este artículo no analizaré otras medidas, necesarias, pero sin tanto impacto inmediato, como pueden ser la reforma del mercado marginalista, el despliegue del almacenamiento o la reversión de las concesiones hidráulicas (que, por cierto, gracias a la Ley de Cambio Climático, toda nueva concesión hidráulica se otorgará con criterios de maximizar la integración de renovables). Ninguna de ellas por sí sola arreglará el problema. No hay soluciones mágicas. Pero sí que hay margen para adoptar un buen paquete de medidas, algunas de ellas incluso sin coste, para controlar estos precios desbocados. Es hora de asumir la magnitud de esta crisis de precios, con los riesgos que comporta para la competitividad del país y para el bienestar de las personas, y acelerar y profundizar en algunas de las medidas ya planteadas por el Gobierno, así como iniciar otras adicionales.

Medidas que alivien el precio de mercado

La principal causa de los precios altos es el mercado, que ha experimentado una subida desde los 30 a los 100 EUR/MWh en menos de un año. Este incremento de precios de mercado se debe a la subida del precio de gas a nivel mundial (un 50% de la causa de los altos precios eléctricos, según el Banco de España) y de los derechos de CO2 (un 20%). En las horas en que las centrales de gas resultan las tecnologías que fijan el precio en el mercado marginalista, como éstas han de adquirir un gas más caro y tienen que comprar derechos de emisión, al ser una tecnología contaminante, eso hace que sus ofertas sean más caras, arrastrando el precio que perciben todas las tecnologías. A su vez, en las horas en que la tecnología de cierre no está sometida al CO2 ni al gas (salvo con la hidráulica, que se retroalimenta de los precios altos del gas), el precio será lógicamente más barato y no dependiente de estos factores externos. Ello explica que, a pesar de todo, en las últimas semanas también hayamos visto precios cercanos a cero en horas diurnas (mayor producción solar) durante algunos fines de semana (menor demanda).

Siguiendo la lógica de la oferta y la demanda, para bajar precios es preciso aumentar la oferta y/o reducir la demanda de electricidad. 

Aumentar la oferta implica, lógicamente, aumentar la generación eléctrica. En un mercado marginalista, será necesario que introduzcamos oferta que entre a menor precio que el de casación, pues si no, sería oferta que no serviría para bajar el precio. Por ejemplo, con renovables. Cada kWh renovable que entre en el sistema y saque un kWh de gas, es una buena noticia para el planeta y para el consumidor. Es decir, hace falta aumentar el total de energías renovables. Sin duda, pero tramitar un proyecto renovable de cierto tamaño lleva 2-3 años, con suerte. Entonces, ¿qué soluciones hay?

Por un lado, acelerar la tramitación y conexión de las instalaciones de subasta, tanto de península (3.000 MW), que tienen como fecha límite febrero del 2023 para la solar y febrero del 2024 para la eólica. Para ello, se podría dar una prima extraordinaria adicional a quien conecte antes, y que también tiene que hacer frente a unos costes de materiales más elevados. Lo mismo cabe decir de los 326 MW de la subasta solar balear, de conexión esperada para el año que viene, que podría acelerarse (y además así reducir los sobrecostes de los sistemas extrapeninsulares) o los 250 MW de la subasta solar canaria. También se debería realizar un análisis, coordinado con las CCAA, de los proyectos fuera de subasta en estado de tramitación más avanzado, para acelerar los últimos papeles (es frecuente que proyectos acabados estén 6-9 meses para conectar por trabas de la compañía gestora de la red o de la comunidad autónoma).

Otra manera rápida de aumentar la oferta, y además reducir la demanda, es la implantación del autoconsumo. Lo primero es acelerar el despliegue de los fondos Next Generation, que prevén 900 millones de euros para autoconsumo, en coordinación con las Comunidades Autónomas. Además, las CCAA que aún no lo han hecho, como Murcia, Madrid, La Rioja, Asturias -en proceso-, Cantabria y el País Vasco, deberían eliminar de inmediato el requisito absurdo de la licencia de obras para tramitar instalaciones sobre tejado, para así reducir tiempos de conexión de la solar de 3-6 meses a 15 días. También es preciso reformar cuanto antes la Ley de Propiedad Horizontal para reducir las mayorías necesarias para instalar solar en comunidades de vecinos (esto se hace tocando una frase en la ley, no es nada complicado). Y no olvidemos la implantación del reparto dinámico de excedentes en el autoconsumo compartido, para el que la CNMC le ha dado al Gobierno un año, y que debería adoptarse de inmediato replicando el modelo francés, así como eliminar algunas trabas al autoconsumo compartido, como la exigencia de ubicar las protecciones junto al contador y no en el punto frontera. 

Por el lado de la oferta también se puede bajar el precio en general abaratando los costes de los generadores, para que así realicen ofertas más baratas. La más obvia es la suspensión del Impuesto sobre el Valor de la Producción de energía eléctrica, que debería congelarse automáticamente siempre que el precio de los futuros para un trimestre esté por encima de 90 EUR/MWh, y quizás reducirse a la mitad cuando el precio esté entre 45 y 90 EUR/MWh.

En lo que respecta a la demanda, existe un enorme potencial de reducción, para lo que lo más eficiente son campañas de concienciación y aumentar la monitorización de los consumos. Es por ello por lo que el IDAE debería de activar una campaña de medios inmediata y en prime time, para dar consejos de ahorro de energía eléctrica. También se debería de ofrecer incentivos a las empresas que no están obligadas a ello, para que realicen auditorías de eficiencia energética y acelerar la implantación del sistema de certificados blancos que ya está en tramitación. Por último, el sector público tiene que acelerar también el plan de reducción de consumos en la administración pública, al que ya viene obligado por la Ley de Cambio Climático.

Medidas que reduzcan la parte regulada

Además de reducir el precio del mercado, hay margen para reducir los costes regulados y su impacto en los consumidores.

La primera medida y más obvia es la refinanciación del déficit de tarifa. En los últimos años este déficit ha bajado de 34.000 a 14.000 millones de euros, y actualmente se amortizan casi 3.000 millones de euros anuales. Es preciso renegociar para alargar los plazos de pago de esos 14.000 millones de euros, para así no hacer descansar el grueso de los pagos en los años en los que el precio de la electricidad también está más caro. 

También es preciso acelerar la implantación del Fondo Nacional de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico, pasando de 5 a 2 años, y comenzando a más tardar el 1 de enero de 2022, para aliviar los costes por cargos del sistema eléctrico (3.500 millones de euros el primer año y 7.000 millones el segundo). Igualmente hay que priorizar y acelerar la tramitación (que ya se está haciendo de forma urgente) de la valiente propuesta de tasa a las ganancias caídas del cielo para reducir las aportaciones al Fondo Nacional de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico. 

Otras medidas complementarias podrían ser incluir a los consumidores directos en el pago del Fondo Nacional de Eficiencia Energética y en la financiación del bono social (a más pagadores, menos a pagar por cada consumidor), que se informe de forma obligatoria de la potencia máxima instantánea, para que cada cliente pueda ajustarse la potencia de forma más precisa, y que Hacienda devuelva el IVA de las facturas impagadas de consumidores domésticos (como ya hace con empresas), para reducir el impacto de los impagos y por tanto la prima de riesgo de impago. En paralelo, para preservar la competencia y asegurar los mejores precios para los consumidores, sería positivo establecer un sistema de subastas, como ya hace Reino Unido y como ha recomendado la CNMC, para que, si quiebra una comercializadora, cosa probable en el contexto actual, que otras comercializadoras puedan pujar por los clientes sin que pasen automáticamente de nuevo a las grandes eléctricas.

En relación con los clientes vulnerables severos, habría que aumentar el descuento del bono social del 40 al 60% en el caso de que el precio de mercado esté por encima de 45 EUR/MWh.

En conclusión, lo que aquí propongo son medidas concretas, de aplicación inmediata y de posible aprobación por Real Decreto-Ley en muchos casos, para que, conjuntamente, puedan contribuir a paliar (que no a eliminar) los elevados precios y su impacto en los consumidores. Estamos ante una crisis de precios eléctricos sin precedentes (no por los precios récord de algunos días, sino por los precios altos sostenidos, especialmente para el próximo invierno). Por ello, es preciso que el Gobierno saque toda su artillería jurídica y política, para que, en coordinación con el resto de partidos y con las Comunidades Autónomas, aceleremos la transición energética al máximo, y así beneficiemos a todos los consumidores y al planeta en el que tienen que vivir.

Nos encontramos en plena construcción de las bases del modelo energético del año 2030. Y en él juega un papel decisivo el cambio tecnológico en el segmento de la generación eléctrica. El mix energético actual y el que tengamos dentro de 11 años diferirán sustancialmente. Si se cumple lo establecido en el primer borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima enviado por el Gobierno a la Comisión Europea, España alcanzará un 42% de penetración de las renovables respecto a la cobertura de la demanda energética total (lo que en electricidad implica un porcentaje del 74%, para compensar un porcentaje menor en transporte y en calefacción). Asimismo, según el camino que marca la Unión Europea, en 2050 los europeos debemos situarnos en una cuota cercana al 100% renovable.

¿Cómo se generará la energía eléctrica?

El debate actual se centra en el cómo se generará la energía. Es decir, en qué fuentes cubrirán en mayor medida la demanda eléctrica y cuáles desaparecerán. Según el último informe de Red Eléctrica de España, la demanda peninsular española fue de 253 TWh en el 2018, de los cuales un 20,6% fue generado por energía nuclear, un 19% por energía eólica, un 13,5% por carbón, un 13,2% por energía hidráulica, un 11,2% con cogeneración, un 10,2% con gas natural y el resto con solar fotovoltaica (2,9%), solar termoeléctrica (1,7%), residuos (1,2%) y otras renovables (1,4%).

Pues bien, para llegar a un sistema cercano al 100% renovable, además de instalar fotovoltaica y eólica masivamente, parece que la hoja de ruta en España pasa por cerrar primero el carbón, luego la nuclear, y en último lugar el gas.

En lo que al carbón respecta, por razones económicas relacionadas con el Cumplimiento de la Directiva de Emisiones Industriales, 9 de las 15 centrales operativas cerrarán a finales de 2020, si ninguna nueva normativa lo impide. Se mantendrán abiertas solamente las centrales de As Pontes (Endesa), Carboneras (Endesa), Alcúdia (Endesa), Aboño (EDP), Soto de Ribera (EDP) y los Barrios (Viesgo), cuyo cierre dependerá de quién ocupe el Gobierno durante los próximos años (el actual Gobierno plantea su cierre en 2030).

Por lo que a la nuclear se refiere, según el reciente pacto alcanzado entre el Gobierno y las eléctricas, los cierres se producirán de forma escalonada: Almaraz I (2027) y II (2028), Ascó I (2029), Ascó II (2030), Cofrentes (2033), Vandellós II (2034) y Trillo (2035). También es previsible que se vayan cerrando las centrales de fuel que quedan en los sistemas extrapeninsulares, a medida que la demanda se vaya sustituyendo por energías renovables.

Por último, para las centrales de gas, el PNIEC apenas establece el cierre de una, pasando la potencia total de 27.531 a 27.146 MW.

Por tanto, nos situamos en un escenario en el que el 26% de la energía eléctrica sería generada con gas y nucleares y el 74% restante con renovables, principalmente energía fotovoltaica y eólica, que ya son la forma más barata de generar electricidad. Pero una vez dicho esto, la cuestión no es sólo el habitual debate sobre si el Plan permite alcanzar el triple objetivo de la energía barata, segura y limpia, sino que también es preciso abordar el problema desde la óptica del consumo.

¿Quién consumirá ese 26% de energía contaminante en 2030?

En España, como en casi todos los países desarrollados, existe un sistema de garantías de origen, gestionado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, mediante el que se acredita que cierta cantidad de energía renovable se ha vertido a la red. Si bien el electrón que físicamente se consume será el que las leyes de la física determinen, las garantías de origen permiten de forma virtual equiparar generación renovable y consumo. Utilizando el símil del agua, aunque todos los consumidores se nutran del mismo depósito general en el que se mezcla el agua de diferentes tuberías, las garantías de origen aseguran que se ha vertido en ese depósito general una cuantía equivalente al agua saliente como consecuencia del consumo de esa persona.

El sistema de garantías de origen tiene poca utilidad si dichas garantías son un recurso abundante y casi gratuito, como sucedía hace algunos años en España, ya que existía más generación renovable que consumidores exigiendo consumir 100% renovable y muchos productores ni tan solo expedían sus garantías. Un consumidor renovable no generaba “adicionalidad” alguna, sino que las garantías de origen que se le atribuían correspondían a plantas ya existentes.

No obstante, esta situación está cambiando rápidamente. Las garantías de origen han multiplicado su precio de apenas 5 cts EUR/MWh a unos 60 cts EUR/MWh actualmente (lejos aún de los 1,5 EUR/MWh de otros países europeos), ya que en España no se ha instalado apenas nueva potencia renovable entre 2013 y 2018 y cada vez son más los consumidores de todo tipo que exigen a su comercializadora que les garantice que se inyecta a la red tanta energía renovable como la que consumen.

Primero, los poderes públicos están introduciendo cada vez más en sus contratos de suministro eléctrico cláusulas que exigen un suministro 100% renovable: más de 700 municipios, Renfe, la Comunidad Autónoma Balear o TV3, son sólo algunos ejemplos de esta creciente ola. Segundo, las grandes empresas europeas, unidas en la alianza RE-100, se han comprometido a cubrir el 100% de su consumo eléctrico mundial con energías renovables, preferiblemente a través de instalaciones de nueva construcción. Y tercero, y no menos importante, cada vez más consumidores domésticos y PYMES eligen contratar un suministro eléctrico 100% renovable: baste como prueba el crecimiento de las comercializadoras 100% renovables, destacando Fenie Energía con 400.000 clientes, Holaluz con 200.000 o Som Energía con casi 100.000. Incluso las eléctricas incumbentes están creando tarifas especiales con energía 100% renovable para contener la pérdida de clientes.

Si sigue esta tendencia, el reto vendrá cuando el número de consumidores que quieran energía 100% renovable supere la energía renovable disponible. Dentro de no mucho, habrá empresas que ya no se podrán permitir, comercialmente, no ser 100% renovables y las comercializadoras tendrán que adquirir garantías de origen, aunque incrementen sus costes de suministro, para cumplir el compromiso con sus clientes de suministrarles energía 100% renovable.

En tal caso, ¿cómo se determinará a quién se le atribuye el 74% de cuota eléctrica renovable a la que se quiere llegar en 2030 y a quién el 26% restante de energía fósil? Si la normativa actual no cambia, me temo que ese 26% de energía contaminante va a ser consumida por aquellos consumidores acogidos a tarifas reguladas, los cuales se asegurarán un precio reglado por su energía eléctrica (PVPC o bono social) pero a cambio no podrán beneficiarse de las garantías de origen. Las grandes eléctricas, por su parte, irán desplazando el mix renovable hacia sus comercializadoras de mercado libre y la energía sin certificados será la atribuida a sus clientes de mercado regulado.

Si además tenemos en cuenta que, por normativa europea, se tendrá que poner fin, antes o después, al absurdo de que existan tarifas reguladas para consumidores no vulnerables (PVPC), nos encontramos con que la energía contaminante acabará atribuyéndose virtualmente a aquellas personas beneficiarias del bono social. Es decir, a las que sufren o corren el riesgo de sufrir pobreza energética, en lo que podríamos bautizar como el principio de que “quien no paga, contamina”, por oposición al tradicional “quien contamina, paga”.

Teniendo en cuenta los planes y objetivos de cambio del mix energético previstos por España y a la tendencia de los consumidores a consumir cada vez más energía renovable, es preciso que el regulador se plantee implantar cambios normativos para romper el vínculo entre pobreza energética y energía contaminante, convirtiendo el bono social en una ayuda estatal a los consumidores vulnerables, sin necesidad de que éstos sean clientes de una determinada comercializadora u obligando a las comercializadoras de referencia  introducir un determinado porcentaje de energía renovable en su mix. En definitiva, se trata de que el bono eléctrico, además de social, pueda ser renovable.

Su espectacular desarrollo tecnológico queda ensombrecido por una regulación muy mejorable cuyo impacto negativo aún está por determinar

Tras un lustro de fortísima implantación cuando eran más caras, España frenó en seco la instalación de estas plantas a medida que sus costes se fueron reduciendo

Tal día como hoy, justamente hace 10 años, se publicó en el BOE el Real Decreto 661/2007, cuyo régimen de apoyo a las energías renovables atrajo a miles de inversores, desde pequeños ahorradores a grandes fondos de inversión internacional. Por aquel entonces, el Gobierno les decía a los españoles que “El Sol podía ser suyo” y les prometía una rentabilidad fijada durante un periodo de 25 años. Gracias a este Real Decreto, España lideró el avance mundial en energías renovables y los primeros objetivos de renovables, especialmente en fotovoltaica, se cumplieron con creces: España pretendía instalar 363 MW fotovoltaicos hasta 2010, pero instaló 3.829 MW, que obtuvieron el derecho a recibir una prima de 440 EUR/MWh, la cual superaba en más de 10 veces el precio normal de mercado.

El Gobierno no supo frenar a tiempo la entrada de nuevas plantas en el sistema de primas (a pesar de que tenía los datos de paneles importados y sabía que se rebasarían los objetivos), por lo que los costes de las primas fueron muy superiores a los esperados. A su vez, los inversores, especialmente los pequeños, pagaron unos precios muy elevados por sus instalaciones calculados según ingeniería inversa: “Como tú cobrarás una prima de X, yo te cobro lo suficiente para que con esa prima puedas tener una determinada rentabilidad. Pero si la prima hubiera sido más baja, te hubiera cobrado menos”.

El productor pagó lo que le pedían (hasta 8 EUR/W) y firmó la financiación que el banco le ofreció, (swaps incluidos) por muy leonina que ésta fuera, porque el 29 de septiembre de 2008 finalizaba el plazo para beneficiarse de la prima, y después parecía que venía el abismo. Se concebía como un todo o un nada (aunque algunos desdichados pasaron luego del todo a la nada). Después ya lo amortizaría y conseguiría beneficios por su inversión, pues la rentabilidad estaba garantizada por el BOE. Sólo tenía que preocuparse por producir… ¿o no?

Llegó la crisis y el Gobierno mandó a parar

Primero, el Gobierno de Zapatero, a la par que perdonaba 3.600 millones de euros a las eléctricas, limitó la vida útil con retribución de la fotovoltaica a 25 años y llegó a un acuerdo con la eólica y la termosolar para contener los costes. Después se limitaron las primas a la fotovoltaica durante 3 años (2010, 2011 y 2012) a cambio de alargar la vida útil 3 años (y luego 2 más). También se aprobó un peaje de 0,5 EUR/MWh a todas las centrales de producción.

Más tarde, el Gobierno de Rajoy suspendió las primas a todas las nuevas instalaciones renovables, aprobó un impuesto del 7% de la facturación por generar electricidad, eliminó la actualización de la retribución según el IPC ordinario y el complemento por reactiva. Pero, sobre todo, aprobó un complejísimo sistema retributivo, que en lugar de pagar a los productores en función de cuánto producían, les pasa a pagar por la potencia instalada (es decir, que la más eficiente y la menos eficiente cobran casi lo mismo) y que fija una rentabilidad variable, dependiente de la evolución de la rentabilidad de las Obligaciones del Estado a 10 años. Este nuevo régimen tiene en cuenta los ingresos pasados de las instalaciones para determinar las retribuciones futuras, siendo, por tanto, retroactivo.

Como era de esperar, los productores renovables recurrieron masivamente los recortes ante los tribunales. Los españoles, en el Supremo y el Constitucional, y los extranjeros, en tribunales de arbitraje internacional. En general y hasta ahora, el Gobierno había ido ganando la batalla legal contra los recortes, especialmente en España. Pero en el último año las cosas se han complicado, con las dudas de los tribunales respecto al impuesto del 7% y con la reciente derrota en el primer arbitraje internacional ante el CIADI, que obliga a España a pagar 128 millones a un fondo propietario de parte de 3 plantas termosolares.

Un lustro perdido (2012-2017)

Si durante el primer lustro (2007-2011), la potencia renovable en España creció en 10.000 MW, durante el segundo lustro (2012-2017) apenas sumó 1.000 MW, descendiendo año tras año. Y ello, a pesar de que, por ejemplo, en el caso de la fotovoltaica, los costes se han reducido de 8 EUR/W a menos de 1 EUR/W. En otras palabras, España instaló muchas renovables cuando eran caras y ha instalado muy pocas cuando pasaron a ser la energía más barata. Y ello ha tenido consecuencias negativas en muchos aspectos, como por ejemplo, en el empleo: si en 2008 trabajaban en renovables 142.940 españoles, en 2015 ya sólo lo hacían 75.475.

La explicación del descenso radica en que en 2012 se suprimieron las primas para nuevas instalaciones renovables. Pero, ¿es que sin primas no hay nuevas renovables? Podría haberlas, y de dos tipos, instalaciones grandes, con vertido a red, e instalaciones pequeñas, de autoconsumo. Por lo que a las grandes se refiere, los recortes convirtieron a España en un país poco atractivo a la inversión renovable y ha costado mucho restablecer la confianza inversora. Y en cuanto a las pequeñas, la amenaza del impuesto al sol (que aún sigue sin cobrarse) y las trabas administrativas han lastrado el desarrollo del autoconsumo eléctrico.

¿Qué ocurrirá la próxima década?

Las perspectivas son muy positivas, a pesar de todo lo que ha ocurrido. Se han perdido cinco preciosos años, pero por fin parece que las tornas están cambiando. Las compraventas de plantas con prima se han multiplicado últimamente. El abaratamiento tecnológico tanto de los paneles solares como de las baterías, así como los nuevos modelos de gestión de la energía, junto con el futuro marco legal europeo que garantiza los derechos de los autoconsumidores, hacen que el autoconsumo sea cada vez más atractivo, por muy desfavorable que sea la normativa española.

Y por fin vuelven a proyectarse instalaciones renovables con vertido a red en España, ya sea por las complejas subastas que se han organizado en los dos últimos años, por 700 y 3.000 MW respectivamente, mediante adjudicación directa (450 MW en Canarias) o simplemente mediante contratos bilaterales entre un productor y una comercializadora o un consumidor. Incluso queda la opción de vender toda la energía al precio de mercado. La posible anulación del impuesto del 7% y la revalorización de los certificados de Garantías de Origen renovable, espoleada porque un número creciente de consumidores quiere consumir energía renovable, son también elementos que favorecen las nuevas instalaciones renovables.

Es cierto que sobre el horizonte se ciernen algunas nubes de incertidumbre, herencia de la tormenta del último lustro, tales como la retribución que cobrarán las instalaciones renovables con prima a partir de 2020, o los posibles agujeros en las cuentas del sector eléctrico que pueden causar la anulación del impuesto del 7% y la derrota en más arbitrajes internacionales.

Pero las perspectivas son buenas. Varias tecnologías renovables son ya más baratas que las tecnologías fósiles, muchas de las cuales, además, están llegando al final de su vida útil. El consumo eléctrico se incrementará como consecuencia de la electrificación del transporte y España goza de abundante recurso solar y eólico. Con estos mimbres, la regulación puede ayudar a impulsar el cambio a las renovables o retrasarlo unos años. Pero lo que no podrá en ningún caso es pararlo. Solo queda desear que, en la década venidera, la regulación esté a la altura de la tecnología, para que España recupere el liderazgo renovable que nunca debió haber perdido.

¿Qué tienen en común el autoconsumo, las baterías, los vehículos eléctricos, la domótica y la gestión inteligente de la demanda? Puede decirse que todos ellos son elementos del cambio de modelo energético y que necesitan de una conexión eléctrica. En otras palabras, les une el hecho de que en un futuro permitirán alcanzar un modelo más eficiente, barato y sostenible e interactuarán en una misma red eléctrica.

Sorprende que las reclamaciones más populares en favor de cambios regulatorios para cambiar el modelo eléctrico suelan centrarse en la movilidad eléctrica y, sobre todo, en el autoconsumo. Sin desmerecer ninguno de estos dos o de los otros elementos mencionados, considero que es el momento de situar la regulación de las redes eléctricas en el centro de la transición energética. Y esas redes, además de inteligentes y abastecidas de energía renovable, deberían de ser también compartidas por varios consumidores.

Es sabido que la legislación española es referente mundial en barreras al cambio de modelo energético, y las redes eléctricas no son una excepción. Así, en España, las redes eléctricas compartidas por varios consumidores están, como regla general, prohibidas. Según la normativa actual, aprobada en el año 2000, cuando la digitalización de la electricidad estaba aún por llegar, cualquier red que conecte a más de dos consumidores diferentes, tiene que ser obligatoria y gratuitamente cedida a la compañía distribuidora (sic), para que ésta la gestione, obteniendo además por ello una retribución pagada por esos mismos consumidores. ¿El motivo? Supuestamente, la necesidad de que la red de distribución esté gestionada por empresas expertas que garanticen la seguridad del suministro.

Pero, ¿esto es así realmente? No del todo, pues el riesgo para el suministro no depende del número de consumidores que se conectan a una red cerrada, sino, en todo caso, de la tensión de la red y de la potencia del consumo y generación que hagan uso de ella. Por ejemplo, la legislación española permite que una fábrica con gran consumo tenga una red interior de varios kilómetros de línea con decenas de MW de generación conectados a ella, pero prohíbe que dos vecinos de rellano compartan sus cables eléctricos (y por supuesto, tampoco su instalación de autoconsumo).

Parece ser, por tanto, que la amenaza no es tanto al sistema eléctrico, como se trata de argumentar, sino a las eléctricas (pequeño matiz). Si los ciudadanos empezáramos a compartir redes eléctricas cerradas y conectadas a la red de distribución en un único punto, los costes fijos de la factura se abaratarían muy sustancialmente (bajaríamos la potencia contratada), cayendo en picado los ingresos de las eléctricas, a pesar de que estas prestarían exactamente el mismo servicio que ahora (en la actualidad ya no garantizan el 100% de la potencia de todos los vecinos al mismo tiempo, sino que se aplica un coeficiente de simultaneidad).

Contrastando con esta esperpéntica realidad española, encontramos el reciente borrador de nuevo paquete energético presentado por la Comisión Europea para el periodo 2021-2030, que establece el derecho de los autoconsumidores de un mismo edificio o centro comercial a compartir su instalación de autoconsumo y a que los consumidores puedan establecer redes de “energía comunitaria” a las que se conectan para consumir y generar energía eléctrica.

Hay que tener en cuenta, además, que el sector de las redes compartidas es un sector con enorme potencial económico, no sólo para los sectores dedicados a todos los servicios que se prestan en esa red (autoconsumo, movilidad eléctrica, baterías…), sino también por las redes en sí, que requieren de una gestión inteligente que muchas veces los vecinos no podrán desarrollar por sí mismos y tendrán que buscar entidades que las gestionen (cooperativas, municipios, empresas de servicios energéticos…). Las propias eléctricas, si tuvieran visión de futuro, ofrecerían los servicios de gestión de redes compartidas, ya que ellas son las que mejor saben gestionar redes, en lugar de aferrarse con uñas y dientes al obsoleto modelo de red eléctrica centralizada y unidireccional.

Por todo ello, es necesario abrir espacios legales a las redes inteligentes, bidireccionales y, por supuesto, compartidas. Y como decía al principio, la adaptación de las redes al nuevo modelo descentralizado no es una finalidad en sí misma, sino un instrumento para, entre otras cosas, conseguir que las instalaciones de autoconsumo sean más fáciles de integrar, que las cargas de vehículos eléctricos se realicen de forma eficiente y que los consumidores puedan desempeñar un papel activo en la gestión de la demanda. En definitiva, se trata de una herramienta para cubrir las necesidades de electricidad, calor, frío o transporte de forma más sostenible.

Es frecuente oír hablar, sobre todo en campaña electoral, de la “nacionalización del sector eléctrico”, en su acepción coloquial, referida al proceso de conversión de activos eléctricos privados en bienes del Estado, por oposición a la idea de “privatización”. El término nacionalización es normalmente empleado por sus detractores asociándolo a algo propio de países como Venezuela o Cuba. No obstante, en el sector eléctrico español ya ha habido procesos de nacionalización, orquestados por los partidos tradicionales, y que prueban que la gestión pública de activos eléctricos estratégicos puede resultar una alternativa legal y viable.

A diferencia de lo que sucede en la mayoría de países de Europa, donde hay una o varias grandes compañías eléctricas de titularidad estatal (Enel en Italia o EDF en Francia), en España la regla ha sido históricamente que el sector eléctrico esté en manos de empresas privadas, con la excepción de Endesa, que durante algunos años fue pública (y que ahora vuelve a serlo, pero del Estado Italiano).

Incluso las redes eléctricas fueron desarrolladas, salvo excepciones, por empresas privadas, uniendo centros de generación (centrales hidráulicas o de carbón) con centros de consumo (ciudades, industrias), sin que el Estado interviniera en la planificación o gestión de esas redes.

Como es lógico, en los países en los que la red nació siendo pública y no se han producido procesos de privatización de activos eléctricos esenciales, no es necesario nacionalizar.

Pero en España, donde la red nació privada, la vía de recuperación de activos no es otra que la “nacionalización”, que se podría hacer de dos formas. La primera sería que el Estado se convirtiese en accionista principal o mayoritario de las grandes compañías eléctricas españolas (mediante el título habilitante que fuera), ejerciendo así el control sobre actividades estratégicas como la generación con bombeos o la gestión de la red de distribución, pero también sobre otras no estratégicas como la mayoría de generación eléctrica o la comercialización de energía eléctrica.

La segunda sería convertir en bienes públicos algunos activos estratégicos actualmente propiedad de empresas privadas, mediante el procedimiento que fuera (compraventa, expropiación…), sin entrar en su accionariado.

En España, el discurso político mayoritario considera esta “nacionalización” del sector eléctrico como algo negativo que haría que los inversores extranjeros huyeran del país. No obstante, hay algunas tímidas voces que empiezan a reivindicar la nacionalización del sector eléctrico, especialmente la de los activos estratégicos (no tanto de las empresas), para equiparar España a otros países del entorno, en los que las redes de distribución eléctrica son de titularidad pública, sea mediante una entidad estatal (Francia, Italia) o municipal (Alemania).

“Venta obligatoria”

No obstante, si analizamos la realidad del sector en las últimas décadas, observamos que tanto el Partido Socialista como el Partido Popular ya han realizado procesos de traspaso de activos eléctricos privados a públicos, mediante el mecanismo de la “venta obligatoria”.

Así, en 1984, el Partido Socialista aprobó la Ley 49/1984, de Unificación del Sistema Eléctrico Nacional, en la que, entre otras cosas declaraba la explotación de las redes de alta tensión como “servicio público de titularidad estatal”, obligando a las empresas privadas propietarias de la misma a vendérsela a la empresa estatal Red Eléctrica de España (REE, después privatizada, pero aún controlada por el Estado a través de la SEPI).

Durante los años siguientes, REE fue comprando la red de transporte a las eléctricas, en un proceso que culminó en el año 2010, y que recibió su impulso final con el Gobierno de Zapatero (Ley 17/2007), quien dio tres años a las eléctricas que aún no habían vendido, y si se negaban, un juez independiente designado por la Comisión Nacional de la Energía establecería el precio de la venta.

Por su parte, el Partido Popular, en la primera legislatura de Mariano Rajoy, aprobó la Ley 17/2013, de sistemas eléctricos extrapeninsulares, en la que declaró que la proyectada central de bombeo de 200 MW de Chira-Soria (Gran Canaria), propiedad de Endesa, tenía que pasar a manos de Red Eléctrica, lo mismo que cualquier otra central de este tipo que se construya en el futuro en las Islas. De nuevo, observamos que unos activos privados pasan, por Ley y mediante un sistema de venta obligatoria, a manos públicas.

Todavía es pronto para hacer balance sobre la central de Chira-Soria, que aún está en desarrollo, pero sí que puede decirse que el traspaso de la gestión de la red de alta tensión por parte Red Eléctrica de España ha sido exitoso (al margen de que el precio que se pagó a las grandes eléctricas por los activos de alta tensión fuera o no excesivo), como prueban los numerosos premios y reconocimientos recibidos.

En definitiva, lo que humildemente pretende poner de manifiesto es que la gestión pública o semi-pública es una de las alternativas legales de gestión en todo sector estratégico, incluido el eléctrico, y que, por tanto, no es conveniente rechazarla apriorísticamente por razones puramente ideológicas. Habrá que valorar la mejor solución en cada caso, siendo conscientes de que existen vías legales para avalar tanto el mantenimiento del statu quo (red de distribución privada, red de transporte controlada por empresa semi-pública), como para la privatización o la nacionalización.

De hecho, cientos de municipios alemanes, de todos los colores políticos, ya están remunicipalizando (“nacionalizando” a nivel municipal) la gestión de la red de distribución eléctrica. En España, por el contrario, los mismos partidos que han “nacionalizado” una parte del sector eléctrico, mantienen ahora discursos totalmente opuestos a ella, sin otra justificación que la ideológica.

El modelo actual, de redes eléctricas de distribución de propiedad y gestión privada en manos de empresas que actúan sobre el resto de segmentos del sistema eléctrico, es una de las causas de la ausencia de competencia real, de que los beneficios de las grandes eléctricas se mantengan constantes y de que el precio final de la electricidad no deje de crecer.

Sabiendo que hay fórmulas legales para ello, ¿no valdría la pena explorar otras formas de gestión de activos estratégicos, tomando como referencia modelos de países vecinos y el pasado reciente de nuestro país, para tratar de mejorar las múltiples deficiencias del sistema eléctrico español?

En España el

District Heating

está todavía poco desarrollado y sólo algunos Ayuntamientos han lanzado concursos públicos para su construcción y gestión

En el caso de las redes eléctricas, salvo en algunos municipios pioneros, están en manos privadas y es poco probable que el Estado pueda recuperarlas

La Historia no se acabó en los años 90, como vaticinaba Francis Fukuyama. Tras la fiesta neoliberal de alegre privatización de servicios públicos (agua, gas, electricidad, basuras, transporte...), vino la resaca en forma de servicios públicos más caros y de peor calidad, mediando, eso sí, pingües beneficios para las empresas adjudicatarias de esos servicios.

Para combatir la resaca, hay quienes recurren a la pastilla de la “remunicipalización” de algunos servicios públicos, basándose en la premisa de que ciertos servicios se prestan mejor de forma pública y sin ánimo de lucro.

Por lo general, cuando se nos pregunta a los abogados sobre las implicaciones legales de esta posibilidad, tendemos a ser portadores de malas noticias para los bienintencionados políticos que prometieron que municipalizarían los servicios básicos. Y es que antes de nada, se impone la necesidad de preservar la seguridad jurídica (salvo en los recortes a las renovables, claro, donde parece ser que todo vale) y no siempre es posible recuperar esos servicios sin quebrar la confianza legítima de los operadores. En algunos ámbitos, las cosas se hicieron mal y ahora se arrastra el error histórico. Pero hay otros en los que el momento es ahora. Entre los primeros encontramos la red eléctrica, mientras que ejemplo de los segundos es la red de energía térmica.

Empecemos por la eléctrica. En España, salvo honrosas excepciones de municipios pioneros (Centelles o Cádiz), las redes eléctricas fueron construidas, desde principios del siglo XX, por empresas privadas, las cuales son las propietarias y gestoras de esas redes. La compañía identificaba una necesidad eléctrica, construía una central para cubrirla y, de paso, la red para conectar producción y consumo. Y el Estado lo autorizaba. Así se fue llenando poco a poco el país de redes eléctricas privadas.

Por lo tanto, si ahora el Ayuntamiento quiere hacerse con las redes eléctricas, tendrá, con la legislación actual, que tratar de comprárselas a los actuales titulares, lo que exigirá un desembolso económico, incluso cuando en algunos casos se trata de redes completamente amortizadas. Y ello suponiendo que la compañía eléctrica acepte vender, lo que, a la vista de los enormes beneficios que da el negocio de la distribución eléctrica en España, es poco probable.

A diferencia de España, en el caso alemán la red eléctrica siguió siendo pública, si bien se otorgaron concesiones por 20-25 años para que empresas especializadas gestionaran esas redes. Una vez transcurrido ese plazo, muchos municipios están asumiendo la gestión directa de la red. Y gracias a esta gestión municipal de la red, se está contribuyendo decisivamente a la penetración masiva de renovables y al cambio de modelo energético en Alemania.

El (mal) ejemplo de las redes eléctricas en España sirve para que se vea mejor la gran oportunidad actual respecto a las redes de energía térmica (District Heating & Cooling).

Y es que paralelamente a las redes eléctricas y de gas, hace tiempo que se están desarrollando en Europa redes que transportan directamente la energía térmica, principalmente para calefacción, aunque en algunos casos también para refrigeración. Se trata de redes locales (“de distrito”) para cubrir las necesidades térmicas de hogares, industrias, empresas y administraciones públicas y que suponen una gran oportunidad para la energía térmica renovable.

Sin embargo, en España el District Heating está todavía poco desarrollado, como también lo está la legislación al respecto, que no va más allá de algunas tímidas referencias en la normativa que transpone de forma deficiente y tardía la Directiva de Eficiencia Energética. Por el momento, sólo algunos Ayuntamientos han lanzado concursos públicos para la construcción y gestión de la red de District Heating en sus términos municipales. Pero es previsible que muchos más sigan su ejemplo en los próximos años y décadas. Y aquí es donde reside la oportunidad histórica.

A la hora de construir las redes de District Heating caben diversas posibilidades. Primera, que el Ayuntamiento, con sus propios técnicos, construya y gestione la red. Segunda, que el Ayuntamiento, manteniendo la propiedad, encargue la construcción y gestión de la red durante un tiempo a una empresa especializada en la materia, estableciendo en los pliegos técnicos los precios a los que se tiene que vender la energía térmica y los porcentajes mínimos de fuentes renovables exigibles a la gestora de la red. Y tercera, que el Ayuntamiento encargue la construcción de la red de calor y frío a una empresa, la cual será propietaria de esa red.

Pues bien, cualquier Ayuntamiento con sentido histórico y visión de futuro debería optar por la segunda posibilidad, siempre que la primera no sea posible por incapacidad técnica o económica para construir y gestionar por sí mismos la red de energía térmica, y evitar la tercera. Que la red la construya y gestione temporalmente una empresa, sí, pero que la propiedad de la red sea pública, ya que ahorrarse ahora unos euros y que la red sea privada supone un grave error que se terminará pagando con una incapacidad absoluta para intervenir en materia de energía térmica en el futuro.

En conclusión, espero que este artículo sirva para no tener que elaborar complejos informes para futuros Ayuntamientos sobre las dificultades y los costes de la remunicipalización de la red de calor y frío dentro de algunos años. Y es que si las cosas se hacen bien, no habrá necesidad alguna de remunicipalizar nada, pues el servicio se habrá quedado desde un principio al calor de los dominios municipales.