Cataluña y la energía: primero el sí, luego el modelo

Poco ha cambiado desde el amago de consulta de hace 10 meses en los planes energéticos que los nacionalistas catalanes trazan para una hipotética Cataluña independiente. En todo caso, las propuestas en materia de independencia energética parten del hecho de que, a partir de una declaración unilateral de independencia, los Estados concernidos, Francia y España, aceptarán y asumirán las condiciones fijadas por los independentistas, unido a la promesa de un futuro de energía renovable y, además, más barata. Es decir, una idealización fabulada, constante en los planes de independencia unilateral.

De hecho, siguiendo las líneas maestras del Libro Blanco sobre la Transición Nacional de Cataluña, el programa de Junts pel Sí insiste en presentar un futuro idealizado en lo energético de lo que supondría la independencia, con una electricidad un 30% más barata que en el Estado español. Lo más novedoso es que se apuntan al mix energético 100% renovable para 2050, lo que supone un plazo de 25 años. Todo ello supone además pasar por alto la política seguida por los sucesivos gobiernos de la Generalitat en materia renovable durante los últimos quince años.

Todo un cambio cosmético para solventar, dentro de una candidatura unitaria, que la izquierda nacionalista catalana encarnada en ERC afrontaba un conflicto interno entre ideología independentista e ideología relativa al mix energético que abogaba por resolver a favor de lo primero, aceptando un modelo con la energía nuclear y el gas como principales fuentes energéticas. Algo que exponíamos en 2014 desde Energía Diario con los artículos Independencia y energía (I): de la ideología al pensamiento único e Independencia y energía (II): hacia la intervención estatal.

Para llegar a 2050 queda mucho tiempo y lo que hace Junts pel Sí es decir un rotundo sí a la generación nuclear aunque lo esconda en su programa. «Plantear los escenarios adecuados para decidir la política nuclear catalana en el marco de la transición hacia una producción con mayor peso de la energía renovable y la priorización de una economía de bajo carbono, dado que las centrales en territorio catalán cumplirán los 40 años de funcionamiento a mediados de la próxima década», dice el programa de la candidatura unitaria. Donde pone «decidir», el Libro Blanco recogía «prorrogar» hasta los 60 años de vida útil las centrales nucleares. Del gas y los ciclos combinados el programa no dice absolutamente nada.

Las contradicciones entre la realidad y las intenciones de los nacionalistas, a pesar de tratar de ocultarlas en su contrato con los votantes, son evidentes. Con un 4% de peso de las fuentes renovables, sólo contando con el potencial nuclear y gasista insisten en afirmar que «Cataluña es autosuficiente en generación eléctrica. En una Cataluña independiente, la energía no sólo podría ser más barata, sino que se podría exportar , lo que conllevaría un ingreso adicional para hacer políticas sociales». Y los nacionalistas no sólo piensan en exportar: recuperar el impuesto a la energía nuclear, anulado por el Tribunal Constitucional por suponer una doble imposición teniendo en cuenta el 7% establecido a la generación eléctrica en toda España, sería uno de los primeros en implantarse.

Las interconexiones energéticas son catalanas: apropiación de la red con Francia

En este contexto, no sorprende la intención de Junts pel Sí apropiarse unilateralmente de las interconexiones energéticas. Después de inaugurar en febrero la gran interconexión eléctrica construida por el operador del transporte español, Red Eléctrica de España (participada en un 20% por el Estado español, su principal accionista) y por su homólogo francés, el programa de los nacionalistas expone que «la capacidad actual de interconexión del sistema eléctrico catalán es equivalente al 88% de la máxima potencia demandada por el mercado catalán de la energía, que supone 8,8 veces respecto a la recomendación de la Unión Europea». Mas se apunta una inversión de 700 millones de euros al tiempo que quiere seguir interconectado al sistema español.

En lo que respecta a los organismos y mercados, se configuraría un mercado eléctrico catalán y se crearían operadores catalanes. Pero también se anuncia un giro intervencionista con una auditoria del sistema eléctrico. En este sentido, hay que recordar que el Libro Blanco proponía «establecer un sistema de regulación de las retribuciones de acuerdo con los costes reales». Además, se sugería una subordinación de las empresas y sus instalaciones a los objetivos de la política energética de la independencia puesto que «en cualquiera de las circunstancias de futuro que se prevean, las mencionadas empresas considerarán Cataluña como una parte significativa de su mercado. Su posición será, con toda seguridad, colaboradora y, por lo tanto, no se tienen que esperar problemas».

En cambio, en el programa de Junts pel Sí ya no se contempla la negociación con el Estado español, principal accionista del operador del transporte y gestor del sistema eléctrico y gasista. Tampoco en cuestiones como los residuos nucleares, para los que se negociaría con Francia para su tratamiento en territorio galo. De hecho, los nacionalistas catalanes cargan intensamente en términos retóricos contra el sistema eléctrico español, «heredero del capitalismo de Estado del franquismo» y consecuencia de una «inadecuada» transposición de las directivas europeas, «que no ha alterado la estructura oligopólica» del mercado ni introducido «una verdadera competencia».

En definitiva, Junts pel Sí se compromete a evolucionar «hacia un sistema eléctrico distribuido, eliminando las barreras de entrada a los pequeños productores, públicos y privados, y favoreciendo el autoconsumo energético, especialmente el procedente de fuentes renovables». Con el horizonte fijado en 2050, para un modelo 100% renovable, pero sin recoger en ningún punto del programa la relevancia que jugarán los ciclos combinados de gas hasta entonces.. La fabulación del modelo energético, en extremo voluntarista, su inconcreción, la consideración de que el resto de países aceptan las condiciones de los nacionalistas catalanes a pies juntillas, y, en definitiva, embellecimiento del mismo para los votantes con la promesa de un futuro feliz, lo convierten en uno de los anzuelos electorales. Quizás por eso la candidatura unitaria rechaza dar entrevistas al respecto. (Energía Diario trato de gestionar una entrevista al respecto y JPS declinó la invitación)

El precio del petróleo se desploma por China y el mantenimiento de la oferta, a niveles anteriores a la crísis

EFE.- El precio del petróleo cayó ayer hasta niveles que no se veían desde el inicio de la crisis económica ante las turbulencias en la Bolsa china, que sufrió su mayor caída en más de ocho años y contagió al resto de parqués mundiales y mercados de materias primas.

El barril de Brent, de referencia en Europa, cerró en Londres en 42,69 dólares, un 6,09 % menos respecto al viernes y el mínimo desde principios de 2009, mientras que el crudo Texas (WTI) acabó en Nueva York en 38,24 dólares -un descenso del 5,46 %-, por primera vez en seis años por debajo de la barrera de los 40 dólares.

La volatilidad de los índices en China y las dudas cada vez más extendidas sobre la economía del gigante asiático, segundo consumidor mundial de petróleo, han aumentado en las últimas semanas la presión sobre los precios del crudo, que ha perdido cerca de un 35 % de su valor en el International Exchange Futures (ICE) desde mayo por el exceso de producción que ha saturado el mercado.

Los analistas temen que una ralentización del crecimiento de China pueda tener un efecto demoledor sobre su consumo energético, lo que agravaría la actual crisis de escasez de demanda de petróleo.

«La principal preocupación ante estas caídas bursátiles es la falta de capacidad del Gobierno chino para contenerlas. Además, existe un temor sobre el efecto dominó que pueden provocar en los mercados asiáticos y, en cierta medida, en las economías europeas y estadounidense», afirmó Richard Mallinson, de la firma británica Energy Aspects.

Con todo, el miedo a que la demanda del segundo consumidor mundial de crudo se desplome es por el momento una conjetura, más que una realidad, dado que en los últimos meses Pekín ha aumentado mes a mes su compra de petróleo.

China ha aprovechado los bajos precios, provocados en primer término por la negativa de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) a reducir su producción, para abastecer sus reservas estratégicas de crudo a bajo coste. «La demanda china es mucho más sólida de lo que la gente parece creer. Quizás se está fijando demasiado la atención en las señales del mercado bursátil», apuntó Mallinson.»Aún así, si la economía china continúa ralentizándose, al final también lo hará el crecimiento de la demanda de crudo. Es improbable que llegue a retroceder, pero sí que veremos como el crecimiento baja su ritmo», resaltó el analista.Para Lei Mao, profesor de Finanzas de la escuela de negocios de la Universidad de Warwick, «la economía china se está ralentizando más rápido de lo que se esperaba y hay previsiones de que el yuan se depreciará aún más durante este año».

Más allá de los efectos de la evolución de la demanda china, los precios continúan afectados por el pulso de la OPEP, liderada por Arabia Saudí, con Estados Unidos, principal consumidor mundial y un productor cada vez más potente.

La modernización de la industria estadounidense y la proliferación de yacimientos de hidrocarburos derivados del esquisto han disparado las reservas de EE.UU a su máximo en al menos ocho décadas, lo que acarrea una reducción de sus importaciones y empuja los precios a la baja. Los países de la OPEP se han negado a reducir su bombeo de 30 millones de barriles diarios, techo de producción que mantienen desde 2011, a pesar de que esa decisión contribuye al desplome del precio y añade dificultades a sus economías.

Arabia Saudí y sus aliados esperan que un petróleo por debajo de 50 dólares durante demasiados meses consecutivos minará los presupuestos de algunas compañías que extraen petróleo en Estados Unidos y otros países, y servirá a la larga para asegurar la hegemonía de la OPEP en los mercados.La táctica ha funcionado en parte, y la inversión en extracción y yacimientos en Estados Unidos ha sufrido una notable reducción desde principios de año, si bien los efectos de esa situación todavía no se han traducido en la práctica en un descenso de la producción.

«El mercado necesita ver muestras de esa ralentización (en la producción) antes de que los precios del petróleo comiencen a subir», consideró Mallinson. «Creo que los precios del petróleo están ahora mismo desconectados de la economía real. Podrían continuar cayendo durante las próximas semanas, pero esa tendencia terminará hacia final de año», pronosticó el analista.

Las cuentas de Soria: 200 millones de euros de ahorro extrapeninsular y otros 300 millones del canon hidroeléctrico

En este sentido, desde la CNMC y desde REE trabajan conjuntamente para determinar el ahorro que ha supuesto el abaratamiento del precio del crudo sobre el extracoste que suponen para el sistema eléctrico español los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. En estos sistemas, conformados por los archipiélagos balear y canario así como por Ceuta y Melilla, la producción de energía eléctrica responde fundamentalmente a las centrales de fuel. El aislamiento de estos territorios del sistema eléctrico peninsular supone un extracoste de 1.800 millones de euros.

Según ha podido saber Energía Diario, la cantidad de este ahorro se aproxima a los 200 millones de euros y se conocerá definitivamente en los próximos días. Aunque este extracoste se financia a medias entre los consumidores eléctricos y, desde este año, con una partida de los Presupuestos Generales del Estado, desde el organismo regulador se asegura que estos cerca de 200 millones de euros no previstos se incluirán en la liquidación 14 del sistema eléctrico, a publicar a partir de mediados de abril, y contribuirán íntegramente al equilibrio de las cuentas del sistema eléctrico.

Las cuentas de Soria se apoyan también en la aprobación del canon que gravará la producción de las grandes instalaciones hidroeléctricas desde enero de 2013. Un desarrollo regulatorio pendiente desde hace dos años y que ha visto la luz durante esta semana. En este caso se trata de aproximadamente 300 millones de euros. Un nuevo ingreso para el sistema eléctrico que, unido al ahorro no previsto de 200 millones de euros por el abaratamiento del crudo en los mercados internacionales desde junio de 2014, es lo que permite al ministro Soria de hablar de superávit precisamente en el año electoral.

La cuestión, aún pendiente, en lo que respecta al canon hidráulico es que, al ser recaudado por el Tesoro público, tendría que ser el Ministerio de Hacienda el que diera traslado mediante una partida en los Presupuestos Generales del Estado de esos 300 millones de euros hacia el sistema eléctrico. Los precedentes no son buenos en este sentido después de que, a finales de 2013, Montoro ganara su pulso a Soria y, con una simple enmienda en la Ley del Sector Eléctrico, dejara en papel mojado los 2.200 millones de euros comprometidos por Hacienda con el sistema eléctrico, así como otros 900 millones de euros correspondientes a los sistemas eléctricos extrapeninsulares y 500 millones de euros del impuesto sobre hidrocarburos relativos al gas.

Además de los multimillonarios ajustes sufridos por todos los agentes del sistema eléctrico, desde los consumidores a las compañías eléctricas pasando por los productores renovables, ha tenido que venir la coyuntura internacional al rescate del ministro de Industria y de su secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, cerebro de las medidas puestas en marcha desde 2013. Un elemento, el desplome del petróleo, que el Gobierno quiere aprovechar. Pendiente queda el veredicto desde los tribunales internacionales de arbitraje y lo que la judicialización del proceso, con la polémica de las consultoras aún candente, puede deparar en el Tribunal Supremo a nivel nacional.

A vueltas con el artículo 43.bis

No deja de sorprender que tenga que ser el principal partido de la oposición, el PSOE, el que acuda a un informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), cuyo papel como organismo regulador independiente está en entredicho desde su propia constitución, para añadir una enmienda que recoja lo planteado por la CNMC en febrero de 2014, en el trámite parlamentario de las modificaciones sobre la Ley de Hidrocarburos que quiere introducir el Ministerio de Industria.

Lo que plantean desde el grupo parlamentario socialista en su enmienda está literalmente tomado de la propuesta realizada por el organismo que preside José María Marín Quemada. En las modificaciones legales introducidas hace dos años por el Gobierno, se imponía un límite de 3 años a la duración máxima de los contratos de suministro en exclusiva, que son los que comprometen a un empresario que quiere poner en marcha una gasolinera a comprar el carburante a una única petrolera bajo cuya bandera explota la instalación.

Un límite aplaudido desde el organismo regulador puesto que, según argumenta, va más allá de la normativa comunitaria de defensa de la competencia, en la que el límite es de 5 años, «lo que es posible y encontraría perfecta lógica teniendo en cuenta la situación de debilidad del mercado español de distribución minorista de carburantes». «Se pretende evitar el efecto cierre de mercado que las cláusulas de marca única o compra exclusiva tienen frente a proveedores nuevos o distintos de los ya asentados. Por ello, se establecen condiciones más estrictas para la suscripción de contratos de distribución en exclusiva», destaca la CNMC en su informe.

Además, el artículo 43.bis introdujo la prohibición de que desde el operador petrolífero se indicara al empresario distribuidor cualquier tipo de precio máximo o recomendado que contribuyera a una «fijación vertical» de los precios de venta al público, con el objetivo de hacer posible una mayor competencia intramarca, entre gasolineras de diferentes empresarios aunque operen bajo una misma bandera, como Repsol, Cepsa o BP, por citar a las principales petroleras que operan en España, en lugar de facilitar un alineamiento de precios entre ellos. Esta medida es, según valora la CNMC, «coherente con la normativa, la doctrina y la jurisprudencia de defensa de la competencia».

Sin embargo, en el trámite parlamentario que estas modificaciones legales tuvieron en 2013, se introdujo un nuevo párrafo por el que se eximía del cumplimiento de estas condiciones a las estaciones de servicio que, operadas por un empresario distribuidor independiente, tienen un contrato de suministro en exclusiva con una compañía que, de alguna manera, es la propietaria del terreno o de las instalaciones. Un CO-DO, en la terminología del sector.

Desde el organismo regulador desaconsejaron de inmediato esta nueva modificación puesto que se abría la puerta a cualquier «construcción jurídica cruzada» o «estrategias artificiales de propiedad» para que las petroleras buscaran la forma de eludir sus nuevas obligaciones legales, mediante acuerdos de arrendamientos con los empresarios distribuidores, y «desvirtuar el objetivo último de evitar el cierre de mercado». Por ello, desde el grupo parlamentario socialista recogen en su enmienda la propuesta redactada desde la Sala de Competencia de la CNMC.

En este sentido, la enmienda propone que la excepción que se plantea sólo se aplique para el apartado vinculado a la limitación temporal de 3 años para los contratos en exclusiva. Desde la CNMC consideran esta excepción como «coherente» dado que «no resulta razonable esperar que un proveedor permita que se vendan productos competidores desde los locales y terrenos de su propiedad«. Lo que se reitera es que tendrá que ser una propiedad plena y, en el caso de un arrendamiento, tendría que ser a una persona ajena al empresario y ceñirse exactamente el límite temporal del contrato en exclusiva al del contrato de arrendamiento.

A juicio de la CNMC, lo que no tiene sentido es que se pretenda exceptuar a estas estaciones de servicio, en locales y terrenos de titularidad de la petrolera, de la prohibición de que esta compañía fije algunas cláusulas relativas al precio al que el empresario distribuidor debe vender su carburante ya que «supone una merma en el impacto positivo que dichas modificaciones pretenden operar sobre las restricciones a la competencia presentes en el sector» y «crean inseguridad jurídica ya que carecen de una coherencia lógica con el objetivo de esta normativa de carácter procompetitivo».

En este sentido, desde la CNMC defienden que «lo relevante es que cualquier empresario independiente, como sujeto de las normas de la competencia, con independencia del régimen de propiedad de los terrenos desde los que opera, tenga libertad para fijar autónomamente su política de precios y debe poder participar en el juego de la competencia intramarca«. Por ello, desde el organismo regulador se incide en que, aunque estas excepciones aparezcan recogidas por la Ley, «no implican de facto que sean compatibles con la normativa de competencia, tanto española como comunitaria».

Por ello, la CNMC considera «conveniente» la modificación del artículo 43.bis, «con el objetivo de reforzar la seguridad jurídica de la reforma, eliminando elementos de incertidumbre, para promover la competencia efectiva en el mercado minorista». Sobre esta base cimentan su enmienda los diputados socialistas, para clarificar que la excepción debe ceñirse a la limitación temporal de los contratos «con el objeto de prohibir la fijación vertical de precios, que ahora se incumple puesto que los distribuidores que vendan desde locales propiedad de su proveedor (CO-DO) están excluidos de dicha prohibición».

Interconexiones energéticas (III): MidCat, una necesidad geopolítica

Desde hace un año Ucrania vive un episodio más de su complicada historia. Dividida entre los partidarios de estrechar lazos con la Unión Europa y las regiones separatistas, más próximas a lo que se decida en el Kremlin que a lo que se dictamine desde Kiev, lo cierto es que su enfrentamiento con Rusia volvió a suponer una amenaza para el corte de suministro a los países comunitarios del Este, con una dependencia próxima al 100% del gas ruso que utiliza Ucrania como país de tránsito. Con el invierno en su recta final, la Unión Europea puede respirar tranquila de no haber repetido momentos como los de 2009, cuando se produjo un corte de suministro de 13 días en pleno enero.

Sin embargo, desde Bruselas se buscan alternativas para garantizar la seguridad del suministro, diversificando su origen y reduciendo la dependencia de Rusia, país con el que las tensiones han ido en aumento desde la anexión de Crimea en forma de sanciones económicas. En este contexto es en el que Europa se ha propuesto enviar un mensaje contundente a Putin y ha surgido una oportunidad que el sector gasista español no quiere desaprovechar: llevar el gas de Argelia a Europa Central a través del territorio nacional. Una oportunidad que la Declaración de Madrid ha refrendado, superadas las reticencias francesas ante el interés alemán, reclamando que el MidCat se beneficie del impulso a la inversión en infraestructuras que supondrá el Plan Juncker.

Desde la Asociación Española del Gas (Sedigas) destacan el papel que puede jugar España como «puerta de entrada del gas natural hacia Europa«, haciendo referencia al suministro que llega a la Península Ibérica desde Argelia, a través de gasoductos, y de cualquier parte del mundo mediante buques metaneros que transportan GNL (gas natural licuado) hasta alguna de las plantas de regasificación que hay en Barcelona, Huelva, Cartagena (Murcia), Bilbao, Sagunto (Valencia) y Mugardos (La Coruña).

Según datos aportados por Sedigas, en 2014 el 53% del gas natural que llegó a España lo hizo por gasoducto mientras, que el 47% restante lo hizo en forma de GNL con la recepción de 240 buques metaneros. Atendiendo a estas cifras, España recibió en 2014 gas de 11 orígenes distintos: Argelia (55%), Francia (12,7%), Qatar (9%), Nigeria (8,3%), Trinidad y Tobago (6%), Noruega (3,6), Perú (3,6%), así como un 1,8% restante repartido entre Omán, Países Bajos, Bélgica y Portugal.

Con un suministro diversificado pero con una demanda que ha caído un 32,3% desde que comenzó la crisis económica en 2008 según datos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores), la cuestión radica en cuál es la manera en la que España puede contribuir con su robusto sistema gasista a mejorar la seguridad de suministro de gas de la Unión Europea. Para ello, la patronal Sedigas considera necesarias «unas buenas interconexiones que permitan crear un entramado de mercados de gas interconectados». Un punto en el que el gasoducto MidCat aparece como uno de los proyectos señalados como prioritarios por la Comisión Europea.

Actualmente, Francia y España están unidos por dos gasoductos, Larrau y Biriatou, con una capacidad de transporte de gas de hasta 5,36 bcm en sentido exportador. Una capacidad que alcanzará este año los 7,1 bcm al finalizar las obras de ampliación del gasoducto Irún-Biriatou. Cuando se construya el MidCat, que el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria ha fijado para 2020, esta capacidad exportadora alcanzará los 15,1 bcm. Según Sedigas, esta capacidad equivale al 12% del gas que la Unión Europea importó de Rusia en 2013, o supone prácticamente el 30% del Nord Stream, el gasoducto submarino promovido por Rusia y Alemania que cruza el Mar Báltico.

El MidCat sería un gran paso para que se pudieran empezar a considerar los Corredores del Sur como una alternativa al gas ruso. El Mediterráneo y el gas de Argelia, que también llega a Italia por gasoducto, diversificarían el suministro de los países de Europa Central. A largo plazo también se podría hablar de otras interconexiones puesto que España dispone de suficiente capacidad de recepción de gas para circularlo. Según datos de Sedigas, mientras la demanda en España en 2014 fue de 25,8 bcm, la capacidad de entrada de gas hacia España puede llegar a los 21,5 bcm, a través de los dos gasoductos con Argelia, más otros 60,12 bcm contando con las regasificadoras españolas.

España dispone actualmente de un tercio de la capacidad de regasificación de Europa. En este sentido, a juicio de la patronal del sector, con unas buenas interconexiones «parte de este potencial de entrada de gas a España se podría aprovechar para circular gas hacia el continente europeo». Esta circunstancia significaría un aumento del tránsito de gas por el sistema gasista español, lo que ayudará a rentabilizar las inversiones realizadas al tiempo que facilitará a algunas compañías, especialmente Gas Natural Fenosa, comerciar a nivel europeo con el gas que llega a España por gasoducto o metanero.

Según Sedigas, las interconexiones también serían positivas para el consumidor español y europeo ya que mejorar el coste de la energía es uno de los objetivos de la Unión Energética hacia la que pretende avanzar la Comisión Europea. Según apunta Bruselas, una interconexión entre los diferentes mercados europeos hará posible que los precios se alineen, a favor de una energía más competitiva para el consumidor final. Por ello, «la finalización del MidCat es menos costosa y más rápida que otras infraestructuras que se están planteando en el este de Europa», se insiste desde la patronal.

Interconexiones energéticas (II): cautelas sectoriales ante las posibilidades futuras

Atendiendo a los datos del operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE), el saldo de las interconexiones eléctricas con Francia arroja que en 2014 se importó más electricidad que la que se exportó, en concreto 3.224 gigavatios/hora (GWh). Se trata del máximo de una tendencia importadora que comenzó en 2011 y que fue aumentando en los años sucesivos. Un dato que resulta paradójico teniendo en cuenta el exceso de capacidad de generación en el sistema eléctrico peninsular, con 102.259 megavatios (MW) ante una potencia máxima instantánea en 2014 de 39.948 MW, aunque no hay que ignorar la necesidad de una capacidad de respaldo para las fuentes de generación renovables.

Un desarrollo inicial e incipiente

En cualquier caso, el desarrollo de las interconexiones es un paso fundamental para avanzar hacia el mercado interior de la energía dentro de la Unión Europea, lo que significará una convergencia progresiva de los precios de los mercados eléctricos nacionales. El impulso a estas infraestructuras es bienvenido desde la Asociación Española de la Industria Eléctrica (Unesa), aunque su presidente Eduardo Montes reiteró el pasado mes de diciembre que las interconexiones aún son «ideas largo tiempo dibujadas que empiezan a acercarse a su fase de lanzamiento«.

En este sentido, en lo que respecta al efecto que la nueva interconexión pueda ejercer sobre la factura de la luz en España, según fuentes del sector, las interconexiones eléctricas con Europa únicamente pueden constituir un mínimo ahorro para los consumidores españoles en los meses en los que en España haya menos viento y agua, normalmente en los meses de verano, ya que durante el resto del año, las aportaciones de las tecnologías eólica e hidráulica, con su destacada presencia en el mix energético español, ya contribuyen a reducir el precio del mercado eléctrico. De hecho, el mercado mayorista español se viene situando en la banda baja de los precios de la electricidad en comparación con el resto de Europa.

Otra cuestión relevante a dilucidar es si el aumento de la capacidad técnica para exportar electricidad al resto de Europa puede traducirse en un mayor aprovechamiento de los ciclos combinados de gas instalados en España, actualmente utilizados muy por debajo de su capacidad debido a la evolución a la baja de la demanda. Diversas fuentes coinciden en señalar que las interconexiones con Europa, al abrir la posibilidad de atender a un mayor mercado, son una buena noticia para todas las tecnologías que compiten por abastecer a esa mayor demanda. Aún así reiteran que es pronto para aventurar que los ciclos combinados vayan a producir más.

Según señaló recientemente en un artículo en El País el expresidente de REE, Luis Atienza, «las interconexiones eléctricas «fortalecen la seguridad de suministro y contribuyen a la estabilidad, abaratan la factura al facilitar los intercambios buscando el proveedor más económico de cada momento, y sobre todo facilitan el desarrollo de las energías renovables intermitentes, solar y eólica fundamentalmente, al permitir utilizar el sistema interconectado europeo, que es diez veces el español en tamaño, como destino de nuestros excedentes cuando las circunstancias meteorológicas son favorables, y aportando respaldo cuando son adversas».

Sin embargo, desde la AEE (Asociación Empresarial Eólica), minimizan la importancia que puede suponer el aumento de la capacidad de interconexión con Francia, que duplicará este año la capacidad de intercambio de electricidad desde los 1.400 megavatios (MW) hasta los 2.800 MW. En este sentido, la patronal reivindica que España se ha convertido en un referente internacional en integración de energía eólica en una red, la española, prácticamente aislada, llegando a ser la primera fuente de generación de electricidad en España en 2013. Por ello, a juicio de la AEE, «para el sector eólico las interconexiones con Europa no van a marcar la diferencia, sino el hecho de que Francia y Alemania estén apostando por el sector y España no».

Lastrados por la reforma eléctrica

En la patronal del sector eólico lo tienen claro: «cuanto más viento y agua generan electricidad en España, mayor es la competitividad del mercado eléctrico español respecto al francés y son posibles mayores exportaciones de electricidad a nuestro vecino del norte«. A pesar de que Francia tiene aproximadamente un 50% más de capacidad de generación de energía hidráulica, en el ámbito eólico España la supera claramente con aproximadamente 2,5 veces su capacidad instalada: 9.285 MW eólicos en Francia frente a los 22.986,5 MW eólicos de España. Según datos de AEE, en momentos de baja demanda en 2014 los parques eólicos generaron un excedente de 517 gigavatios/hora (Gwh), una electricidad que con las interconexiones podrá ser exportada en lugar de perderse.

Además, los parques eólicos españoles sufren desconexiones puntuales cuando su producción no es necesaria para cubrir la demanda eléctrica. Un escenario, a priori, que se vería favorecido por las interconexiones eléctricas pero desde la patronal eólica son escépticos y llaman la atención a medio plazo sobre el papel que puede jugar Alemania, el país con mayor potencia eólica instalada en Europa con 39.165 MW: «En España se ha decidido parar el desarrollo del sector eólico y penalizarlo con recortes retroactivos a los incentivos, mientras Francia apuesta por la eólica, tanto terrestre como marina. Además, tiene a su lado a la superpotencia eólica europea, Alemania, que puede venderle todos su excedentes eólicos invernales a mejor precio que España y en mayor cantidad, al estar mejor conectada«.

En este punto, la AEE vincula el efecto de las interconexiones para este sector con las medidas puestas en marcha por el Gobierno español durante esta legislatura en la denominada reforma eléctrica. «La eólica española juega con desventaja», lamentan desde la AEE. A diferencia de Alemania, la realidad española es que con los cambios regulatorios el sector renovable se ha parado a nivel interno, lo que impide por tanto que se pueda instalar más potencia renovable en los próximos años que posibilite generar más electricidad de tal forma que pudieran exportar sus excedentes y, a la vez, se incidiera en deprimir aún más el precio del «pool», con independencia de los incentivos ajenos al mercado.

Por tanto, desde la patronal eólica no comparten que las interconexiones eléctricas vayan a mejorar la situación actual. «Las interconexiones de por sí no van a reactivar al sector eólico. Lo que es necesario es reflexionar sobre la planificación a largo plazo del sector energético español, con especial hincapié en el eléctrico, restablecer la seguridad jurídica y a la confianza de los inversores perdidas a raíz de la reforma del sector eléctrico en España, y remar en la misma dirección que el resto de Europa, aumentando la seguridad energética del continente mediante los recursos autóctonos más competitivos», reflexionan desde AEE.

En el último artículo abordaremos las interconexiones gasistas entre España y la Unión Europea, con especial atención al proyecto MidCat.

Interconexiones energéticas (I): hacia un mercado europeo

Alcanzar para el año 2005 un 10% de capacidad de interconexión eléctrica entre España y el resto de países comunitarios respecto a la potencia instalada fue el objetivo fijado en el Consejo Europeo celebrado en Barcelona en 2002. Incluso, la directora general de Energía de aquella época, Carmen Becerril, añadió posteriormente en el Congreso de los Diputados que la capacidad de interconexión sería incluso de un 11%, en lugar del 10%, y añadió que se alcanzaría un 13% en 2011. Lo cierto es que, una década después, la realidad establece que incluyendo la interconexión recientemente inaugurada entre España y Francia a través de los Pirineos, y que entrará en funcionamiento en los próximos meses, la capacidad de interconexión será del 6% de la demanda, al pasar de los 1.400 megavatios (MW) actuales hasta los 2.800 MW.

La crisis de Crimea entre Rusia y Ucrania volvió a situar la cuestión energética en el primer plano del interés comunitario ante la dependencia europea del gas ruso. La unión hace la fuerza y el avance hacia un mercado común en el ámbito de la energía ha recobrado nuevos bríos; suficientes para superar las habituales reticencias de Francia a conectarse con el sistema eléctrico peninsular. La llegada de una nueva Comisión Europea también ha servido como impulso y, lo que es más importante, la voluntad para reunir la financiación necesaria para que los nuevos plazos fijados se cumplan: un 10% para 2020, aunque hay serias dudas de que España esté en condiciones de poder cumplirlo, y un 15% para 2030.

Para lograr más avances en esta materia, este miércoles se celebra en Madrid la cumbre europea de las interconexiones, una reunión de máximo nivel entre el presidente del Gobierno, Mariano Rajoy, el presidente francés, François Hollande, su homólogo luso, Pedro Passos Coelho, y a la que también acudirán representantes comunitarios como el presidente de la Comisión Europea, Jean Claude Juncker, el comisario de Energía y Acción por el Clima, Miguel Arias Cañete, y el presidente del Banco Europeo de Inversiones (BEI), Werner Hoyer.

Precisamente, en el Debate sobre el Estado de la Nación, Rajoy consideró «esencial» esta apuesta por las interconexiones «para que la Península deje de ser una isla energética y para equilibrar nuestros precios con los de nuestros vecinos».

De este modo, entre los proyectos que se están estudiando entre la Península Ibérica y Francia y que pueden estar sobre la mesa de esta cumbre destaca la interconexión que uniría el Golfo de Vizcaya y Aquitania (Francia) mediante un cable submarino de casi 400 kilómetros que tiene un coste estimado de 1.900 millones de euros y que permitiría elevar de 2.800 MW a 5.000 MW la capacidad de interconexión entre Francia y España, según Arias Cañete «hasta cerca del 8%» si se materializa. También se estudia la viabilidad de diversas interconexiones eléctricas pirenaicas de las que el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, indicó que dos, una por Navarra y otra por Aragón, son las que los Estados pedirán a la Comisión Europea que declare como proyectos prioritarios, así como el gasoducto MidCat por Cataluña.

Desde el operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE), se incide en la relevancia del aumento de las interconexiones para así favorecer la integración de las energías renovables en el sistema eléctrico y acercarse al cumplimiento del objetivo de que un 20% de la energía consumida en la Unión Europa proceda de fuentes renovables, un porcentaje que alcanza el 14,9% con datos de 2013. La gestión de las renovables, especialmente la eólica y la solar, es compleja dado que la generación de estas tecnologías no se produce necesariamente cuando la demanda del sistema lo requiere, como ocurre en el caso de las energías convencionales, que sí son gestionables. Esto no impidió que la eólica fuera en 2013 la primera fuente de electricidad en España.

De este modo, el renovado impulso dado a las interconexiones plantea una serie de cuestiones que trataremos de resolver en los siguientes dos artículos. En primer lugar, cabe preguntarse en qué modo va a influir su existencia sobre el precio del mercado eléctrico y, por tanto, si va a traducirse en alguna consecuencia para los consumidores. En segundo lugar, habrá que valorar si la nueva capacidad de exportación de electricidad a terceros países puede servir para dar un mayor aprovechamiento al exceso de capacidad de generación eléctrica que hay en España. Por último, con el conflicto con Rusia de fondo, será el turno de analizar si España está en condiciones de convertirse en la puerta de entrada del gas a Europa.

Triple clave energética del Debate sobre el Estado de la Nación

Las interconexiones energéticas con Europa, de las que precisamente Rajoy inauguró recientemente el nuevo enlace eléctrico con Francia que entrará en funcionamiento a mediados de año y que duplicará la actual capacidad de intercambio, fue uno de los puntos más celebrados por el presidente del Gobierno a la hora de hablar de las relaciones de España con la Unión Europea. Y precisamente fue el único punto energético que no dio lugar a la controversia; nadie de la oposición lo criticó.

En este sentido, Rajoy destacó la apuesta de la nueva Comisión Europea por el Plan Juncker, iniciativa que pretende movilizar 315.000 millones de euros hacia proyectos principalmente vinculados con el desarrollo de infraestructuras de alcance europeo. A este plan serán susceptibles de acogerse las interconexiones puesto que, según el presidente, es voluntad de los países comunitarios «avanzar hacia un mercado común de la energía mediante el desarrollo de las interconexiones».

El líder del Ejecutivo consideró «esencial» esta apuesta por las interconexiones «para que la Península deje de ser una isla energética y para equilibrar nuestros precios con los de nuestros vecinos». Por ello destacó que el interés de España y Portugal coincide ahora con un interés «estratégico» del conjunto de Europa para diversificar sus fuentes energéticas. «Después de muchos años de retraso, el Consejo Europeo ha aceptado que las interconexiones sean una prioridad de las actuaciones de la Unión Europea», sentenció Rajoy, que recordó que el 4 de marzo tendrá lugar la cumbre entre España, Francia y Portugal con la Comisión Europea y el Banco Europeo de Inversiones para tratar de logras nuevos avances en las interconexiones eléctricas y gasistas.

Respecto al déficit de tarifa, en un primer momento Rajoy reprochó al líder del PSOE «atreverse a hablar del Castor o de la subida de la luz» después de que el Gobierno socialista de José Luis Rodríguez Zapatero fuera el que aprobó el almacén subterráneo de gas Castor, dejara un déficit de tarifa de 26.000 millones de euros y «8 años de subida ininterrumpida de la luz a una media del 6,9% anual». En este sentido, pero en respuesta a los portavoces de la Izquierda Plural, Rajoy dijo que «en la luz se ha hecho un esfuerzo», aunque luego precisó que «el Gobierno decidió que ese déficit de tarifa lo paguen las grandes empresas del Ibex, las fotovoltaicas y otros«.

El presidente del Gobierno, haciendo suyos los cálculos del ministro de Industria, José Manuel Soria, manifestó finalmente que «ahora que hemos podido conseguir que baje modestamente el precio de la luz, vamos a intentar que baje más en el futuro«. Lo que no hizo fue anunciar nuevas medidas como la liberalización del sector o la retirada de la factura de la luz de los costes ajenos al suministro estricto de la electricidad pero sí que reprochó a la oposición creerse «los únicos que tienen el patrimonio de querer que baje el precio de la luz«.

PSOE, CiU e Izquierda Plural

En su primer Debate sobre el Estado de la Nación, el secretario general del PSOE, Pedro Sánchez, atacó la gestión del Gobierno en materia energética durante esta legislatura acusando al Gobierno de hacer «una persecución» de las energías renovables, haber cargado a la factura del gas de todos los consumidores para los próximos 20 años «su regalo multimillonario a la empresa propietaria del Castor», ignorar la pobreza energética y despreciar la lucha contra el cambio climático. Además, indicó que en la legislatura aumentó un 10% la factura del gas y un 13% la factura de la electricidad; «usted le sale muy caro a los españoles», espetó Pedro Sánchez a Rajoy.

El candidato de Izquierda Unida a la presidencia del Gobierno, Alberto Garzón, fue el político de la oposición que más centró sus miras en el sector energético. A la baja en las encuestas con el auge de Podemos, Garzón recurrió al concepto de la pobreza energética para lanzar su ofensiva contra las medidas puestas en marcha por el Gobierno. En consecuencia, reprochó que el PP votará en contra de una proposición que presentó la Izquierda Plural a comienzos de la legislatura «para que en este país nadie pasara frío, para luchar contra la pobreza energética».

«En España hay gente que vive a oscuras, hay gente que no puede verle la cara ahora mismo a usted porque no tiene para pagar la luz y encender la televisión, hay gente que está viviendo esa realidad. Esa realidad es hija suya, señor Rajoy», denunció Garzón. Un reproche que no sentó bien a Rajoy, que respondió a Garzón que «no es serio venir a decir en 2015 que hay millones de españoles que no pueden ver la televisión porque no pueden encender la luz, porque eso es falso. Esas cosas no se pueden decir».

La respuesta no fue suficiente para Garzón que, mientras su compañero de grupo parlamentario Joan Coscubiela hablaba de «oligopolio eléctrico», criticaba a Rajoy que «su política energética consiste en arrodillarse a los pies de las grandes empresas energéticas«. En este punto Garzón se refirió a la regulación que está elaborando el Gobierno sobre el autoconsumo energético para reprobar que se pretenda «imponer un impuesto al Sol«. Además, invitó a Rajoy a pronunciarse sobre la venta de los activos de Latinoamérica de Endesa a su matriz, lo que calificó como un «saqueo» de la eléctrica española.

Sobre Endesa, Garzón criticó la presencia del expresidente del Gobierno, José María Aznar, como consejero de la eléctrica, así como el proceso de privatización de la compañía, iniciado por el PSOE y culminado por el PP. «Se desmanteló una empresa que hubiera evitado que la gente en este país pasara frío. En el nuevo país que queremos construir estará prohibida la privatización y el saqueo de las empresas que son de los españoles», anunció Garzón, que añadió que «hay que poner a disposición de la gente las empresas y los recursos económicos de este país«.

Centrado en el apoyo al sector industrial, Josep Antoni Durán i Lleida (CiU) lamentó que el Gobierno no tenga una política energética sino «una política fiscal sobre la energía«. «Nos hemos hartado de suplicar que se resuelva el tema de la cogeneración; a medias, simplemente a medias», manifestó el político catalán, que considera que de seguir en esta senda «perderemos industrias, y este país, España en su conjunto, necesita reindustrializar».

«Black Friday» en el petróleo

Finalmente, la decisión de los países integrados en la OPEP en su reunión de este jueves fue mantener la producción de petróleo (30 millones de barriles diarios), pese a la caída en los precios del crudo, ya superior al 35%. Al final del día, el petróleo cotizaba ligeramente por encima de los 74 dólares el barril de Brent, la mayor caída desde mayo de 2011 y con tendencia a la baja. Y, hoy, está en el entorno de los 70 dólares. El mercado ha entendido razonablemente bien los mensajes que salían de Viena.

Algo que era previsible, toda vez que las circunstancias de la economía mundial mandan: ralentización del crecimiento mundial, especialmente en las economías de los países emergentes (China era la locomotora y empieza a evidenciar señales de descenso en la velocidad) y, después, el aumento de la producción que han efectuado, por motivos diferentes, Estados Unidos, Brasil, Canadá y Rusia.

La presión, por tanto, se concentraba en Arabia Saudí de cara a conseguir una rebaja de la producción a efectos de frenar el tobogán acelerado de caída de precios. Arabia entró en la reunión sin ser partidaria de intervenir en las cuotas de producción de forma que el ajuste de mercado sea automático, por circunstancias de oferta y demanda. Además, cualquier movimiento restrictivo hubiera supuesto un apoyo a la actividad de extracción y producción no convencional, algo tampoco deseado por los países con mayores problemas hoy, pero no factible. De hecho, una de las claves de esta decisión es perjudicar estas nuevas técnicas mucho más caras.

Por otro lado, la OPEP ha comprendido que su capacidad para determinar los precios en el mercado del crudo ha disminuido drásticamente. Su cuota de producción mundial ha bajado del 60% al 40%, lo que implica que su papel de árbitro del mercado se ha visto relativizado. Y, además, en el pasado, cuando estas coyunturas se daban, los acuerdos para mantener o reducir cuotas, eran incumplidos sistemáticamente por los distintos miembros del cártel. Por tanto, ante la complicación de la coyuntura está declinando un papel de control virtual de los precios del crudo en los mercados.

Ciertamente, los países productores que más efecto están teniendo en sus economías por esta tendencia bajista del crudo, deseaban que se produjera un acuerdo que contuviera la oferta de crudo en el mercado, a efectos de tratar de subir o mantener los precios. Los casos son diferentes: por un lado, Venezuela con gravísimos problemas económicos, galopantes, modo huida hacia adelante y contención en forma de olla a presión. En la actualidad, el gobierno de Nicolás Maduro, posee graves dificultades para aumentar su producción en su industria petrolífera, hasta el punto de precisar importaciones de refino, debido a las particulares características de su crudo. Un cuadro que, en breve, tendrá más consecuencias a nivel incluso político.

Por otro lado, Rusia aborda esta coyuntura, con una industria petrolífera mucho más eficiente y avanzada y, pese al impacto de la caída de precios del petróleo, ha decidido aumentar su producción de crudo para compensar la caída de la bajada de precios y aumentar los ingresos. La diplomacia de la economía de la energía actúa con todo su lógica, pero es una de las grandes perjudicadas en esta partida de ajedrez, con una energía fuertemente dependiente de la energía. Por su parte, el retórico trasfondo de las sanciones de la Unión Europea por la última crisis del gas, de facto, no es tenido en cuenta por los mercados.

En realidad, estamos ante un episodio en el que chocan las campañas periódicas sobre la escasez de crudo (el agotamiento anunciado hace casi 40 años del crudo), con las consecuencias de las nuevas formas de extracción de petróleo y gas, las transformaciones de los mercados energéticos y la evolución de la economía. El futuro puede ser «menos negro» en ese sentido y, probablemente, monetizar el presente puede ser una estrategia más eficiente.

La tendencia continua. Los países mantienen sus expectativas de producción, entre ellas Arabia Saudí (la gran ganadora de la reunión de este jueves pese a la presión inducida que siempre sabe sacudirse) y Estados Unidos. Se anticipan precios muy por debajo de los 70 dólares el barril. Más vale pájaro en mano y es «Black Friday».

La guerra de la interrumpibilidad

La versión de los pagos por interrumpibilidad en modo subasta es la revisión de este sistema de compensación a las industrias que «están dispuestas» a cesar su actividad productiva, si el sistema eléctrico se lo requiere (y el operador de sistema se lo solicita) por circunstancias técnicas o de demanda.

Todos estos sistemas pasados, tienen como elemento en común que su aplicación permite que los usuarios, que son beneficiarios de ellos, pueden abaratar el coste de la electricidad que utilizan. Y, fruto de que dichas compensaciones se incluyen en las tarifas de acceso, lo que se produce es un traslado de las mismas hacia el resto de usuarios del sistema, es decir, que se produce un abaratamiento relativo, para determinadas industrias y actividades.

Esa es una de las razones por las cuales siempre le ha perseguido la polémica, incluso existiendo históricamente propuestas más audaces como la adscripción de la producción nuclear o hidráulica a estas industrias.
En sentido contrario, la consideración de su necesidad, de su justificación y de su cuantificación desde el punto de vista del sistema eléctrico tiene, cada vez más, fuertes cuestionamientos, que se evidencia de forma más explícita cuando se revisan estos mecanismos.

Cierto es que, en sus diferentes versiones, estos pagos o rebajas siempre han sido una cuestión muy controvertida y, sus distintas figuras, incluso, tienen algo de virtual en la medida que es un sistema que se ha invocado en muy escasas ocasiones (y desde luego, cronológicamente desde la etapa cuya denominación eran pagos por capacidad, nunca). Muchas de las instalaciones e industrias que perciben estos ingresos lo hacen sin que se haga uso de él, es decir, realmente, muchas industrias los disfrutan, sin la necesidad de sufrir sus molestias.

En estos momentos, estos cuestionamientos y críticas están más agudizados, si cabe, por dos motivos. El primero, el recorte que, fruto de las distintas iniciativas normativas ha introducido el Gobierno en el coste del suministro, en todas las actividades: distribución, costes regulados de las tecnologías renovables e impuestos a la generación, hidráulica y nuclear en su lucha contra el déficit tarifario, lo que provoca que el escenario sea restrictivo para dar encaje a más costes regulados.

Segundo, la oferta de generación de electricidad hoy es muy abundante y la justificación de una figura de este tipo, desde el punto de vista económico es muy débil. Así, aunque su montante en términos económicos disminuye globalmente, cuando las necesidades reales de los usuarios se manifiestan en sus ofertas, lo que se produce es una caída en picado de los precios de esos paquetes de interrumpibilidad. Lo que se dice en economía, las «preferencias reveladas» a través del mecanismo de puja muestran la realidad. Y de todo ello, el Gobierno es conocedor.

El problema es que el sistema, implícitamente y adicionalmente, siempre ha tenido una misión más o menos encubierta (incluso observada a distancia por las autoridades de competencia comunitarias) consistente en la articulación deslavazada de una política industrial rudimentaria, arbitraria y encubierta hacia ciertos sectores de actividad, industrias e instalaciones. El hecho es que esta «reforma eléctrica», como mecanismo contable para absorber el déficit tarifario, reventó todas esas costuras y tensó la relación industria-energía tal y como se ha entendido los últimos diez años en España.

En el siguiente artículo, analizaremos la relación entre la competitividad empresarial y los precios de la electricidad fruto de una visión intencionalmente confinada a instrumentalizar el suministro eléctrico como un «input» y no, intrínsecamente, reconociendo que la electricidad es una actividad empresarial.

Por un lado, esta concepción es un terreno abonado para las teorías retroprogresivas del sector eléctrico. Y, por otro, estos instrumentos se han utilizado de esta forma, como sustitutivos de un análisis y de un enfoque conjunto, materializándose de facto en una coartada para no efectuar la separación de aquellos componentes incluidos en el coste del suministro que tienen otra finalidad. Por tanto, se aborda en serio, con visión integral y sin tentaciones intervencionistas este problema para todos los consumidores y para toda la economía.