La revisión de las tarifas eléctricas, actualmente en el trámite de la Comisión Nacional de Energía, vuelve a contar con un componente político. De hecho, y aunque su origen fue un precepto legal que ya tuvo en cuenta esta previsión, no se produjo revisión de tarifa en el primer trimestre de este año, evitando su confluencia con las elecciones municipales y autonómicas. No hay que analizar tampoco especialmente la filtración de los informes que maneja el Ministerio de Industria en que se afirma que la electricidad debe subir un 20% para absorber los costes reales, para valorar la oportunidad de los mismos.

De hecho, el propio Pedro Rivero, afirmó en la reunión del Consejo Consultivo que “España es el único país del mundo dónde existe déficit tarifario” y añadió “que si se hubieran subido las tarifas en su momento, hoy estarían bajando”, a la luz de los precios en el mercado mayorista. Declaraciones que suponen un avance en la posición de UNESA el hecho de realizar esta reclamación de elevar el coste de la energía eléctrica.

Las tarifas propuestas siguen un patrón relativamente semejante al de otras ocasiones: trámite de urgencia con la Comisión Nacional de Energía, con el Consejo Consultivo de la Electricidad. Informes a uña de caballo, para que no haya un ejercicio de reflexión suficiente y ponderado por todos los agentes. Curioso, cómo cambia el hecho de que el Ministerio de Industria le conceda a la CNE que elabore la propuesta de tarifas: según se contempla en la Orden, requiere que le envíen este documento ¡con dos meses! de anticipación. Evidentemente, la simetría no es el fuerte de Ignasi Nieto, frente a su capacidad de elaborar Disposiciones Adicionales en los proyectos legales que desarrolla.

Por otra parte, las tarifas mantienen la existencia del déficit tarifario (esta vez ex ante), algo inconcreto en su materialización y, además, tienen la virtualidad de utilizarse para liquidar el ejercicio 2006, mediante la fijación de los precios de referencia para las denominadas operaciones bilateralizadas (en las que se produce la casación de las ofertas de empresas eléctricas generadoras y distribuidoras pertenecientes a un mismo grupo empresarial).

Una pequeña guía de las principales cuestiones que serán claves a seguir en esta revisión de tarifas:

– En referencia a 2006, la fijación del precio definitivo que se reconoce a los distribuidores de la energía que fue asimilada en el marco del artículo 1 del R.D. Ley 3/2006 (casaciones de ofertas y demandas de electricidad del mismo grupo empresarial). La propuesta de revisión de tarifas fija 49,23 euros por MWh, sin que Industria haya justificado el origen de su cálculo y fuera de los referentes del mercado eléctrico.

– El cambio en los precios de alquiler de los equipos de medida con doble discriminación horaria, que puede afectar a millones de equipos y que supondrá una reducción de ingresos no cuantificada para las empresas distribuidoras.

– La incorporación de la figura del aseguramiento de la responsabilidad civil nuclear, todavía no prevista en la legislación española y que tampoco se ha implantado en ningún otro país de la Unión Europea. Este aseguramiento se traduce en una prima que encarece los costes de la energía.

– Eliminación del recargo para los consumos que sobrepasan un cierto nivel, lo que se traduce en una reducción de tarifas para estos consumidores y, además, supone una ‘señal’ que va en contra de las políticas de eficiencia energética.

Permaneceremos atentos tanto a los que dice el Consejo de Administración de la CNE y en cómo acaban finalmente estas tarifas configuradas al estilo ‘muñeca rusa’ (cada precepto encierra una modificación, cada modificación la ausencia de un cálculo encubierto, de un matiz legislativo,… y así).

La aprobación por parte del Consejo de Administración de la Comisión Nacional de Energía del informe sobre el proyecto de orden ministerial de gestión de la demanda ha reavivado una cuestión polémica cuyo arranque está en las propias relaciones de España y la Unión Europea en materia de regulación y ordenación de los sectores energéticos y del consumo industrial. Por su parte, el voto particular de uno de los consejeros (y que reproducíamos ayer), cuestiona la formulación aprobada por la CNE y promovida por el Ministerio de Industria. Por su parte, lógicamente, la postura de los grandes consumidores ha sido especialmente cuidadosa de no intervenir a la luz pública durante todo el proceso legislativo asociado a esta reforma, si bien había sido acordada previamente con el Ministerio de Industria.

Lo que parece evidente es la necesidad de revisar la regulación del consumo de los grandes consumidores debido a las modificaciones legales introducidas por la transposición de la Directiva 2003/54/CE, del mercado interior de la electricidad, en las que se prevé que desaparezcan las tarifas tal y como las entendemos hoy. En este sentido, el proyecto de orden ministerial parece orientado a mantener bajo una nueva definición estos servicios de gestión de la demanda que prestarían determinados consumidores empresariales (de interrumpibilidad y de gestión de energía reactiva), en el momento en que adquieran su electricidad en el mercado y sin tarifas. Hasta el momento, el servicio de interrumpibilidad y el de gestión de la energía reactiva se recogen en el Real Decreto 1634/2006 como servicios de gestión de la demanda (una formula muy parecida a la que se propuesta).

La interrumpibilidad es un instrumento del lado de la demanda energética para ganar potencia disponible ante posibles problemas de suministro, de forma que los consumidores dejarían de recibir suministro eléctrico, a cambio de una retribución que se traduce en descuentos tarifarios a favor de los mismos. Por tanto, el mecanismo de interrumpibilidad es semejante a contar con una potencia disponible, dispersa y distribuida a nivel nacional, sin los problemas e inversiones que es preciso realizar para instalar centrales de generación. En sentido contrario, un instrumento análogo por su finalidad, pero en este caso del lado de la oferta de energía, es la retribución por garantía de potencia, que es un pago que reciben los generadores y que incentiva la inversión en plantas generadoras, aumentando la potencia instalada y su disponibilidad.

En estos momentos, el servicio de interrumpibilidad prestado por los consumidores que se acogen a este complemento de la tarifa general de alta tensión y de la THP son remunerados mediante reducciones de tarifas; la retribución de la tarifa G4 está implícita en la tarifa, siendo la tarifa menor. Actualmente, la retribución del servicio de interrumpibilidad es independiente del número y de la duración de las interrupciones que finalmente ocurran. Por tanto, estos consumidores perciben de forma implícita o explícita aunque no se produzcan interrupciones, sea cual sea sea el número de las mismas y su duración. De hecho en el año 2006, no se produjo interrupción alguna,tal y como se recoge en el voto particular contrario a esta modificación legislativa, tuvo una duración total de cero horas, cero minutos y cero segundos.

Por otro lado, para dimensionar las reducciones tarifarias de estos servicios hay que tener en cuenta que los consumidores interrumpibles acogidos a la tarifa de alta tensión, pagaron en 2006 por el MWh desde 26 hasta 61 euros. Los consumidores interrumpibles de la tarifa THP pagaron entre 34 y 46 euros por MWh y los consumidores acogidos a la G4 pagaron 26 euros por cada MWh. Por su parte, los consumidores domésticos pagaron una media de 114 euros por MWh. El coste del servicio de interrumpibilidad, concebido así, es un coste para el resto de los consumidores españoles (domésticos y residenciales), según explica Luis Albentosa, consejero de la CNE, en su voto particular contrario a esta reforma legal.

Coste siete veces superior a la garantía de potencia

En conjunto, el año 2006, los consumidores industriales percibieron 421 millones de euros por la potencia ofrecida en régimen de interrumpibilidad, lo que supone una media de 140 euros por kW de potencia. Comparativamente, con la retribución por garantía de potencia, esta se cerró en un valor medio de 21 euros por kW de potencia disponible. Consuecuentemente, los consumidores industriales cobraron en 2006, 7 veces más de lo que cobraron los generadores por el concepto de garantía de potencia.

Esta es la situación desde el punto de vista económico y regulatorio. En sentido contrario, los grandes consumidores vienen reclamando un tratamiento en sus costes energéticos que les permita mantener sus costes en umbrales que no impacten sobre sus cuentas de resultados o les obligue a realizar ajustes. El hecho, es que la nueva normativa, parece mantener un esquema muy parecido al anterior (con las recomendaciones de la CNE, incluso es más restrictivo a los consumidores industriales que se podrían beneficiar de él). Queda valorar y conocer cuál es el posicionamiento de la Comisión Europea y de los consumidores domésticos al respecto, máxime si se puede traducir en que se pueda abrir un nuevo conflicto en esta esfera, ante una situación que será de difícil defensa económica y jurídica.

Desde el punto de vista de la defensa de los intereses de los consumidores, un principio básico de nuestra publicación, hay que tener en cuenta el interés que han empezado a tener sus organizaciones por conocer la composición de las tarifas y su impacto en el consumidor doméstico y residencial, desatado a partir de las estimaciones del déficit tarifario 2006 y del proceso de aprobación del crecimiento de tarifas de este mes de julio.

Seguramente, ha comenzado un nuevo formato de discusión en el plano regulatorio, más transparente, con más agentes y más escenarios.

Lleva días siendo una de las medidas más comentadas de cuantas incluye como novedad la reforma de la Ley de Hidrocarburos, que esta semana podría finalizar, junto con la Ley Eléctrica, su largo periplo parlamentario. La obligación de mezclar biocarburantes con la gasolina y el gasóleo que hoy se expenden en las estaciones de servicio ha centrado en las últimas horas la atención de los medios informativos.

Esta obligación de mezcla llega para la industria de los biocarburantes en un momento crítico. Tras años de investigación hasta conseguir una tecnología que comienza a estar madura, existen incertidumbres tanto a nivel nacional como internacional que mantienen sin despejar algunos nubarrones que planean en el panorama del sector a corto plazo.

El fuerte «boom» que la industria de los biocarburantes viene registrando ha hecho surgir numerosos proyectos en los últimos años, tanto a nivel nacional como internacional. A nivel nacional, algunas de las empresas más activas del sector están siendo Abengoa y Acciona.

Por otra parte, a escala internacional, el elevado número de proyectos existentes ha comenzado a «presionar» fuertemente al alza las cotizaciones de algunas de las materias primas utilizadas para la producción de biocarburantes. La fuerte demanda de estas materias primas afecta ya a la cotización de cereales como el maíz y el trigo.

Etanoinflación

La subida de precios que están registrando materias primas como el maíz y el trigo, utilizadas en la fabricación de bioetanol, ha hecho que para referirse a este fenómeno se haya acuñado un término conocido como «etanoinflación». El problema surgido por esta presión al alza de los precios comienza a ser tan evidente que el propio Fondo Monetario Internacional advertía recientemente sobre el asunto y «subrayaba» que el gran interés despertado en EEUU y la Unión Europea por estas tecnologías elevará aún más el precio de los alimentos.

De hecho la «etanoinflación» ha generado ya los primeros problemas en México, donde se teme que una de sus enseñas alimentarías y base de su cocina, la tortilla de maíz, siga sufriendo una vertiginosa subida de precios ante la pujanza demostrada por la cotización del maíz en los últimos meses.

Volviendo a la situación de los biocarburantes en España, ésta es especialmente particular. Así, aunque existe una creciente producción nacional, ésta es mayoritariamente exportada ante la falta de una legislación que apoye su uso. Hasta el momento, los operadores petrolíferos se han mostrado reacios a la venta de biocarburantes en las estaciones, alegando que su introducción plantea algunos inconvenientes, sobre todo en el caso del bioetanol y de la logística necesaria para su distribución.

El escenario actual, sin embargo, podría cambiar si este jueves sale adelante una modificación incluida en la reforma de la Ley de Hidrocarburos, tras su paso por el Senado, según la cual se deberá emplear una mezcla mínima de biocarburantes en gasolinas y gasóleos del 1,9 % en 2008, del 3,4 % en 2009 y del 5,83 % en 2010. Los porcentajes anteriores tendrán carácter de obligatorio, salvo el de 2008 que será indicativo. En todo caso la norma habilita al Gobierno para «modificar» estos objetivos establecidos, por lo que, con posterioridad a su aprobación este jueves se podrían modificar al alza o la baja estos porcentajes. Esta circunstancia daría una «segunda oportunidad» para que, tanto los productores de biocarburantes revindiquen unos objetivos más ambiciosos, como para que los operadores petrolíferos muestren su disconformidad ante la obligatoriedad de la medida, solicitando la reducción a la baja de los porcentajes.

Desequilibrado patrón de consumo

La «dieselización» del parque automovilístico en los últimos años ha provocado que exista un déficit de gasóleo en el mercado que resulta necesario ser importado. Por ello, el debate se ha centrado en determinar si los biocarburantes pueden ayudar realmente a solucionar el problema de la dependencia energética. Al demandarse más diesel que gasolina, en los últimos años se ha invertido el patrón de comercio exterior de los carburantes, importándose gasóleo y exportando gasolina.

Por ello se argumenta que, mientras la producción de biodiesel si ayudaría a solucionar el desequilibrio, pues disminuiría la cantidad de gasóleo a importar, el bioetanol, utilizado para mezclar con gasolina, aumentaría aún más el excedente de gasolina, no disminuyendo la dependencia y aumentando la cantidad a exportar.

Dependencia de materias primas

El problema es, sin embargo, que desde el punto de vista de dependencia, tanto en el caso de los carburantes tradicionales como de los biocarburantes, la materia prima empleada tanto en uno como en otro caso debe ser importada, por lo que la dependencia energética en ambos casos sigue, de uno u otro modo existiendo. La única diferencia existente se halla en que, mientras en el caso de los biocombustibles ésta podría llegar a disminuir en el largo plazo, mediante la producción de materia prima por la agricultura nacional, en el caso del petróleo será necesario, en todo caso, seguir importando el crudo.

Problemas de logística

Uno de los principales problemas que se encuentran para comenzar la distribución de biocarburantes se encuentra en la logística necesaria. Así, mientras el biodiesel puede ser incorporado directamente a la red de transporte por tubería, mezclándose directamente con el gasóleo, el bioetanol necesita ser transportado por camiones cisterna hasta las estaciones, lo que contribuiría a incrementar sus costes.