Desde el pasado 28 de abril, la opinión pública española vive sometida a un incesante bombardeo de opiniones que pretenden relacionar el apagón ibérico con el proceso de transición energética. En España se machaca con la energía nuclear porque es el debate previo que se estaba intentando abrir desde determinados sectores interesados, pero en Portugal, por ejemplo, se señala el cierre de las centrales de carbón o incluso hay quien ataca la electrificación y dice que no debe ir tan rápida, cuando objetivamente va demasiado lenta. En EE. UU. también han aprovechado el caso y los think tank ultraconservadores o el propio secretario de energía, de agenda claramente fosilista, no han dudado en culpabilizar a las energías renovables.

Esto no es nada nuevo ni inesperado. Cada vez que ha habido un gran apagón en los últimos años se ha intentado culpar a las energías renovables. Se hizo en los apagones y fallos en las redes australianas en 2016 y 2019, en los cortes eléctricos de California en 2020 o en el apagón en Texas en 2021. En todos ellos se aseguró maliciosamente desde el primer momento que la inestabilidad provocada por la energía solar y eólica era la causante, y en todos ellos las investigaciones posteriores demostraron que esa no fue la causa. Sin embargo, aprovechar la ausencia de información o informe oficial para acusar sin pruebas funciona: el público asume que, si se las señala, es que esas energías deben ser inseguras y, aunque finalmente se demuestre que no fueron la causa, esa idea queda en el subconsciente colectivo. Fíjense que es exactamente lo mismo que vivimos ahora en España y Portugal.

Los bulos funcionan precisamente porque la idea perdura, aunque finalmente sea rebatida. La primera impresión es la que queda. En vez de cabrearnos con quien nos ha engañado, nos quedamos con la idea de que esta vez no ha sido eso, pero podía haber sido. Y al día siguiente tenemos un bulo nuevo de la misma fuente y en lugar de despreciarlo nos lo creemos de nuevo. Por eso es tan desesperante luchar contra los bulos, la verdad siempre va por detrás y luchamos contra la mente humana que siempre tiende a ver verosímil algo que esté mínimamente bien estructurado. 

La insistencia en España de relacionar la ausencia de energía nuclear con apagones se circunscribe a esta estrategia. Es una cuestión antigua, porque ya en los meses anteriores los proscriptores nucleares intentaban hacer creer que si se seguía con el cierre nuclear podría haber apagones. La cuestión es que la amenaza de apagón que planteaban representaba exactamente la situación contraria a lo que pasó el 28 de abril. Durante meses estuvieron diciendo que, si se cerraban reactores nucleares, podía haber algunas horas de altísima demanda, sin generación solar y escasa eólica, con poca agua en los embalses, donde el suministro podría estar comprometido por falta de generación disponible. El 28 de abril, en España, había mucho recurso solar y eólico, poca demanda, los embalses hidroeléctricos tenían más agua que nunca y los 7 reactores nucleares seguían en el sistema. O sea, sobraba energía y generación por todas partes, exactamente al revés del escenario de riesgo planteado. En la primera situación, la solución que se vendía era la permanencia de la energía nuclear. En la situación contraria, también. Cuando no importa lo que pase que la solución es siempre la misma, sospeche.

En Alemania también se estuvo amenazando durante años con apagones por la sustitución de las centrales nucleares por altas cantidades de eólica y energía solar fotovoltaica. Alemania completó su cierre nuclear en 2023 cerrando 17 reactores en 12 años, y no solo no tiene apagones, sino que tiene una de las redes eléctricas más confiables del mundo, que es capaz de integrar puntualmente más energía solar y eólica de la que se ha integrado nunca en España. España, en cambio, aún no ha cerrado un solo gran reactor nuclear y tenía cuatro generando en el momento del apagón.

En este momento nada apunta que fuese un problema de falta de inercia en el sistema eléctrico español, de hecho, sabemos que la inercia estaba dentro del margen recomendado en Europa. Sin embargo, aunque asumiésemos esa hipótesis resulta francamente curioso que se destaque la importancia de los 3 GW nucleares que no funcionaban en ese momento y no los de los 26 GW de plantas de gas o los 17 GW de centrales hidráulicas que hay en el mix español. Pero hoy el debate que interesa en algunos sitios es el de las nucleares y por eso solo se habla de eso. Si la cruzada fuese para mantener las centrales de gas no tengan duda ustedes de que se ignoraría a las centrales nucleares y tendríamos manadas de tertulianos pidiendo pagos por capacidad para las centrales de gas y restricciones técnicas permanentemente más altas. 

Volvamos a Alemania. En el momento en que estoy escribiendo esto, la energía solar fotovoltaica cubre el 68% de la generación eléctrica alemana. La eólica, un 6,4% adicional. Hablamos de un 74,4% de energías no síncronas y esto no es la excepción, es la regla del sistema eléctrico alemán en un día soleado de primavera. En el momento del apagón en España el sistema peninsular tenia una generación solar fotovoltaica que no llegaba al 55% y menos del 11% de eólica. Eran casi 9 puntos menos que en este momento en Alemania donde, les recuerdo de nuevo, no hay ya centrales nucleares.

Más allá de que, como ven, es falso que no se puedan integrar más renovables con seguridad en un sistema eléctrico ni que las nucleares sean necesarias para poder hacerlo, Alemania es una muestra de que no son necesarias grandes centrales térmicas o nucleares para apoyar a las renovables, o para ser más exacto, que cada vez son menos necesarias. Conforme se iban cerrando nucleares en Alemania, sus gestores de red iban modernizando y adaptando la red para instalar cada vez más renovable. En algunos lugares donde se cerraron nucleares se instalaron condensadores síncronos u otras soluciones. El país tiene, además, una hoja de ruta hasta 2030 para conseguir llegar a más de un 80% de generación renovable ese año donde se proyectan soluciones como el grid-forming o mecanismos de mercado para aportar servicios de red. De hecho, en otros lugares donde estos mecanismos ya están funcionando, como California, se llega a porcentajes de generación no síncrona del 86%.

Una transición energética es un proceso de cambio tecnológico que genera ganadores y perdedores, como tantos ha habido a lo largo de la historia. Los sectores que mueren intentan sembrar dudas, incertidumbre y miedo para intentar paralizar el cambio o, al menos, retrasarlo. El ataque preventivo a las energías renovables como causantes de riesgos y peligros es una constante de los últimos años desde los sectores fósiles y nuclear, y lo hemos visto en todos los países. Es un relato interesado con base en aprendizajes obsoletos ya superados por la tecnología y por los hechos.

Sean cuales sean las conclusiones de la investigación del apagón siempre habrá soluciones basadas en la electrónica de potencia y en la modernización y adaptación de la red eléctrica y los procedimientos de operación. El camino no es la parálisis ni el retroceso, al revés, es acelerar aquellos cambios, mercados y servicios que sean coherentes con un sistema reforzado y con más penetración renovable. Quien diga que las grandes centrales térmicas o termonucleares serán permanentemente necesarias y que no se pueden cerrar, sencillamente, está faltando a la verdad. 

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Pedro Fresco es exdirector general de Transición Ecológica de la Generalitat Valenciana.

En esos países en los que las personas carecen de casi todos recursos –unos 600 millones de personas carecen de acceso y energía confiable y duradera–, resolver este problema es urgente. Desde la rica Europa lo vemos con lástima, pero es un logro trascendental. Es más, he conocido que unos 12 países, entre ellos Nigeria, la República Democrática del Congo y Côte d'Ivoire, se comprometen a llevar a cabo reformas sustanciales en cinco áreas clave: generación de energía a bajo costo, integración energética regional, mayor acceso a la energía, facilitación de la inversión privada y fortalecimiento de los servicios públicos. ¡Ahí es nada! Como en otros muchos lugares se han puesto una fecha: 2030, como la Agenda de los ricos en donde su ODS núm. 7 para 2030 aboga por energía asequible y no contaminante.

Seguro que cuando llegue esa electricidad a bastantes lugares se sentirán alborozados, casi como le sucedió a Pedro Salinas hacia 1929, cuando escribió aquel poema social de la vida diaria “35 bujías”. Bastantes países africanos buscan entrar en el club de los productores de energías limpias. Está bien, pero no deberían olvidar que el acceso universal a la energía lleva pareja la equidad social, la protección del medioambiente y la inclusión política en torno a la democracia y a la justicia.

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Carmelo Marcén Albero es socio de infoLibre.

Iberdrola obtuvo un beneficio neto de 2.521 millones de euros en el primer semestre del año, una cifra récord que representa un incremento del 21,5% con respecto al mismo periodo de hace un año, informó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

La cifra de ventas del grupo se incrementó en los seis primeros meses de 2023 hasta los 26.263,2 millones de euros, un 7,5% más frente a los 24.429,9 millones de euros en el mismo periodo del año pasado.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) de la energética creció en el periodo de enero a junio un 17,3%, hasta los 7.561 millones de euros, debido, principalmente, a las inversiones en Redes y Renovables, a la recuperación del déficit de la tarifa regulada SVT del año pasado en Reino Unido, y el mejor desempeño en los países de la Unión Europea por la normalización de la producción y los mejores precios.

Estas inversiones brutas alcanzaron la cifra de los 10.544 millones de euros en los últimos 12 meses, un 8% más, con el 93% asignadas a Redes (5.061 millones de euros) y a Renovables (4.745 millones de euros).

El grupo prosiguió en el periodo con la mejora continua de su solidez financiera y la generación de caja, que aumentó un 3%, hasta los 5.731 millones de euros en el semestre y un 21% excluyendo la recuperación del canon hidroeléctrico en 2022.

Así, impulsó la mejora en sus ratios financieros, alcanzando el ratio de FFO sobre deuda neta del 24,9%, reforzando, además, su posición financiera mediante nueva financiación verde (3.400 millones de euros) y alcanzando una posición de liquidez que permite al grupo cubrir 21 meses de necesidades de financiación.

Este viernes el precio mayorista de la electricidad cayó hasta los 5,47 euros el megavatio hora, el más bajo desde febrero de 2021. Justo cuando empieza el invierno y se cumplen 10 meses desde que Rusia invadió Ucrania, y en el momento en que la Unión Europea ha llegado a un acuerdo para fijar un tope al precio del gas. Los costes de la energía empezaron a escalar ya antes de la guerra en el Este, pero fue a partir del cierre del grifo del gas ruso cuando a los europeos no les quedó más remedio que cambiar sus patrones de producción y consumo.

Desde el pasado invierno, la Unión Europea ha reducido en un 68% la generación de electricidad. Según los datos de la sociedad alemana Fraunhofer, la organización de investigación aplicada más grande de Europa, la producción eléctrica en la semana que empezó el 19 de diciembre ha disminuido en España un 65,7% respecto a la misma semana de 2021. En Alemania, un 61,6%. Pese a la diferencia de potencia económica, ambos países tienen un mix energético bastante similar, apunta Pedro Cantuel, analista de mercados de electricidad y gas de la energética Ignis, por su grado de diversificación, a diferencia de otros países como Italia.

Materia distinta es la composición de su cesta de fuentes de energía. Esta última semana España ha tirado en un 24,4% de sus centrales nucleares, cuatro puntos por encima del uso que hizo hace un año. Alemania, en cambio, apenas lo ha hecho en un 5%, tras reducir casi ocho puntos la participación nuclear en la factura eléctrica final del pasado invierno.

Por el contrario, la principal fuente de generación de electricidad en Alemania en diciembre ha sido el carbón: un 28%. Aunque lo ha reducido en más de 11 puntos respecto a esta misma semana de 2021, aún sigue dibujando una dependencia nada acorde con los objetivos medioambientales europeos. “Hasta casi el 20 de diciembre no habido viento [en Alemania], por lo que no les ha quedado más remedio que tirar del carbón y del gas”, explica Cantuel. En España, el carbón sólo representa este mes un 3,2% de la producción eléctrica total, cinco décimas menos que hace un año.

También encadenados al carbón por culpa de la crisis de precios de la energía están los Países Bajos, que en esta última semana han producido hasta un 38% de su electricidad a base de quemar hulla, más que ningún otro país de la UE. Además, esa dependencia ha aumentado más de 12 puntos respecto al mismo periodo de 2021. El carbón representa esta semana el 17,7% de la generación eléctrica de la Unión Europea, casi 12 puntos menos que hace un año.

En diciembre, el gas sólo ha servido para producir un 12,5% de la electricidad española, menos de la mitad del protagonismo que tuvo en 2021, cuando representaba el 32,5% de la generación. Sin embargo, eso no significa que se haya producido menos. Respecto al año pasado, la generación de gas entre enero y junio de este año ha aumentado en España un 63% comparada con idéntico periodo de 2021, según los cálculos de la consultora británica Aurora Energy Research. Ha pasado de 24.000 a 39.000 gigavatios hora, pese al descenso general de la demanda energética, unos 4.000 gigavatios hora menos, y al aumento de producción de las renovables, otros 4.000 gigavatios hora más. Dos son los motivos que lo explican: la necesidad de compensar el descenso de la producción hidroeléctrica por culpa de la sequía –3.000 gigavatios hora menos– y el aumento de las exportaciones a Francia, espoleadas por la caída de las centrales nucleares en el país galo y el tope ibérico del gas, que abarata su precio.

En Alemania, el gas sirvió para producir un 14,4% de la electricidad; es decir no mucho más que en España. Es sólo punto y medio menos que hace un año. Pero donde el gas condiciona de forma absoluta el mercado energético es en Italia. Esta última semana ha representado nada menos que el 52,3% de la generación de electricidad. En Italia, que es exportador neto de energía, no hay nucleares desde que se cerró la última en 1990. Un referéndum celebrado en 1987 forzó la baja de las cuatro que los italianos tenían en funcionamiento y otro en 2011 la ratificó. Aún mantienen un 12,8% de producción eléctrica basada en el carbón. Su retraso en la adopción de energías renovables es notable, destaca Pedro Cantuel. De hecho, la eólica sólo supuso esta última semana un 3,2% de la electricidad generada. Y la hidráulica, un 10%.

En España la producción hidroeléctrica ha sido sólo un poco superior este mes, un 12,8%, a la italiana debido a la falta de lluvias todo el año. Portugal, en cambio, duplica ese porcentaje –35,1%– y su propia generación del año pasado por estas mismas fechas –17,3%–. Sólo Suecia descansa más en la producción de sus embalses y ríos, con una cuota récord del 45,7% este diciembre. Portugal es, de hecho, el campeón europeo en renovables. Esta semana, el 49% de su electricidad procede de parques eólicos. En España, el 39% y en Alemania, el 40,3%. Casi el doble de la media europea, un 25,7% este mes. Es más o menos la cuota eólica en los Países Bajos –26%– y Bélgica –29,4%–, mientras que Francia y Suecia se quedan muy por debajo, con un 16,9% y un 19,5%, respectivamente. Según la Asociación Empresarial Eólica, este año las turbinas de viento han alcanzado su récord de generación, con más de 61.000 gigavatios hora, lo que convierte a esta fuente de energía en la primera tecnología renovable en el sistema eléctrico español.

También lidera la producción eólica el Reino Unido, con un 36,6% de su electricidad generada por el viento, según los datos del operador del sistema eléctrico británico. Aun así, su dependencia del gas es notable, puesto que un 30,8% de la electricidad producida este mes tiene esa fuente. Las centrales nucleares proporcionan el 16% del suministro y sólo un 2,6% es generado a partir de carbón.

“Debemos ser independientes del petróleo, el carbón y el gas rusos. Sencillamente, no podemos confiar en un proveedor que nos amenaza de manera explícita. Tenemos que actuar ahora para mitigar el impacto del aumento de los precios de la energía, diversificar nuestro suministro de gas para el próximo invierno y acelerar la transición hacia una energía limpia. Cuanto más rápido adoptemos las energías renovables y el hidrógeno, combinado con una mayor eficiencia energética, más rápido seremos verdaderamente independientes y controlaremos nuestro sistema energético”. La declaración es de la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen. La hizo el 8 de marzo pasado, a los pocos días de estallar la guerra en Ucrania.

El diluvio de 220.000 millones de dólares –211.000 millones de euros– que Catar ha destinado durante la última década a hacer del tórrido y desértico emirato un lugar adecuado para albergar la Copa Mundial de Fútbol de 2022 atrajo como un gigantesco imán a empresas de todo el mundo. Para hacerse una idea de la cantidad de dinero que los riquísimos jeques cataríes pusieron en juego: equivale al PIB de Grecia según las previsiones del FMI para este año, e incluso supera al PIB del mismo Catar, que se calcula en 180.833 millones de dólares. De esa cantidad, sólo 10.000 millones han ido a parar a los siete nuevos estadios de fútbol con que se ha dotado el país.

Que la concesión del Mundial en diciembre de 2010 estuviera rodeada de sospechas de corrupción, que 6.500 trabajadores migrantes murieran levantando los estadios, según publicó The Guardian, y que la vulneración de los derechos de mujeres y homosexuales formen parte de las leyes del emirato no han sido obstáculo para que las empresas españolas pujaran por los suculentos contratos ofrecidos por las autoridades públicas cataríes. Todas las grandes constructoras, pero también medianas consultoras de ingeniería figuran entre quienes han ayudado a preparar al país para la llegada de los 1,3 millones de visitantes que se esperan a partir de este domingo –el emirato sólo tiene 2,9 millones de habitantes, de los cuales el 80% son emigrantes–. Han construido redes de alcantarillado y plantas desalinizadoras, también carreteras y hoteles de lujo. Hasta el chef Dani García abrió un restaurante BIBO en la capital, Doha, en 2020 y otro, Lobito de Mar, el pasado mes de marzo. Y la institución educativa SEK abrió un colegio también en la capital catarí en 2013.

Las principales constructoras españolas ya estaban en Catar antes de que lloviera el maná del Mundial de Fútbol. ACS desde 2005, Técnicas Reunidas desde 2006 y la constructora alicantina Ecisa desde 2008, por ejemplo. Pero con las milmillonarias inversiones del Mundial otras se sumaron: Ferrovial en 2010, FCC en 2012, Sacyr en 2013, la empresa gestora del agua Global Omnium en 2015…

De todas ellas, es ACS, la compañía de Florentino Pérez, la que más contratos y por mayor importe ha conseguido. En una suma no exhaustiva, son unos 4.324 millones de euros si se incluyen los 1.300 millones en que se adjudicó la construcción del centro comercial Barwa Comercial Avenida en 2009. ACS funciona en el Golfo Pérsico a través de su filial Hochtief, que a su vez concursaba con otra filial, australiana, primero llamada Habtoor Leighton Group y después Cimic.

Entre su cartera de contratos en Catar se cuenta la autopista New Orbital, por importe de 1.233 millones de euros, concedida en 2014 en alianza con Al Jaber Engineering, y el tranvía de Doha, en 2012, por otros 328 millones, también conjuntamente con la alemana Siemens. Además, Leighton se hizo con hasta siete contratos licitados por Kahramaa, la compañía pública de electricidad y agua, el último de los cuales, de 2015, incluía la construcción de cinco embalses por 560 millones de euros. Ya antes había conseguido los embalses de Duhail y Umm Qarn en 2009 –162 millones–, otros dos en Al Shahaniya en 2010, un tercero en Al Kaaban en 2012, así como un contrato adicional de 52,3 millones para los dos primeros pantanos y otro para instalar 120 kilómetros de tuberías por 220 millones más.

La filial de ACS también construyó, entre 2015 y 2019, un túnel de 14,7 kilómetros que forma parte del sistema de alcantarillado del país por 265 millones. En 2016 obtuvo el encargo de levantar dos torres de viviendas, las Al Mutahidah Towers, situadas en la una de las islas artificiales del emirato. Costaron 151 millones de euros. Finalmente, fue la encargada de la construcción y mejora de las carreteras de Azizya East, un contrato de 53 millones.

Pero la trayectoria de Cimic en el Golfo Pérsico tuvo un final abrupto. El pasado mes de abril, el periódico Australian Financial Review informaba de que la filial de Hochtief y ACS, que también es la mayor constructora australiana, abandonaba la bolsa del país, Australian Securities Exchange (ASX), tras haberse hecho público el conflicto que mantenía con 150 empleados por el impago de siete meses de salarios. En marzo ya había anunciado su retirada del Golfo.

Un año antes, las pérdidas de Cimic se llevaron por delante a Marcelino Fernández Verdes, que en 2017 había ascendido a consejero delegado de ACS y a quien incluso se mencionaba como posible sucesor de Florentino Pérez al frente de la constructora. Entonces se le consideró responsable de los 1.100 millones de euros en que se calculaban las pérdidas ocasionadas por la venta de BIC Constructing, la marca con la que operaba en Oriente Próximo.

El segundo gran jugador español en Catar es menos conocido. La constructora alicantina Ecisa, que levantó más de 30 rascacielos en Benidorm, salió rumbo a Catar cuando estalló la crisis del ladrillo en España y constituyó allí una filial, Harinsa Qatar, cuyo 51% pertenecía a Al Alfia, un holding propiedad de la familia real. Desde entonces, ha firmado al menos 13 contratos. De 2012 data el que le brindó la construcción de la Torre Bin Samikh, un hotel de 45 plantas para el grupo Meliá que costó 57 millones de euros. También llevan su firma el Hotel Waldorf Astoria de Doha –85 millones—y el Marriott, 53 pisos y 200 millones de presupuesto. Además, obtuvieron un contrato de 135 millones para levantar seis torres con viviendas de lujo en La Perla, una de las islas artificiales del emirato.

En 2015 se le encargó construir el hotel de cinco estrellas –y 90 metros de altura— Gran Mercure, por 62 millones. En 2012 ya había comenzado la Buzwair Tower, de 45 plantas y con un coste de 86 millones. El edificio residencial Bilal Plaza fue uno de sus primeros proyectos, por 4,7 millones más, al igual que la academia militar de Qatar, dos contratos por un total de 41 millones. Además de las torres, Ecisa construyó dos centros de datos para la Qatar Foundation por 90 millones de euros e incluso un centro logístico por otros 40 millones. En total, una cartera de más de 800 millones de euros.

Tan importante ha sido Catar para Ecisa que la familia Al Thani empezó por ampliar su participación en el capital de la empresa alicantina, inicialmente sólo un 25%, hasta el 76% en 2017, para terminar haciéndose con el 100% en 2020. En julio de 2021, Urbas adquirió Ecisa, al tiempo que el holding Al Alfia entraba en el capital del grupo financiero español.

Una de las obras de mayor volumen licitadas por Catar han sido las del Metro de Doha. Tres líneas –Roja, Verde y Dorada—, 211 kilómetros de vías, con contratos distribuidos en 12 lotes. Una inversión total de 20.000 millones de euros. El doble de la destinada a construir los estadios de fútbol. Dos constructoras españolas participaron en los concursos: Fomento de Construcciones y Contratas (FCC) y OHL. Así como otras dos firmas de ingeniería: Typsa y Sener, que han diseñado tramos de algunas de las líneas, además de sus talleres y cocheras. Sener también ha sido la responsable en los últimos 13 años del servicio de supervisión de obra del metro ligero de Lusail, otra ciudad del emirato.

En 2014, FCC consiguió una adjudicación de 506 millones de euros para construir un tramo de la Línea Roja junto con la empresa griega Archirodon, la turca Yüksel y la pública catarí Petroserv Limited. Un año antes, OHL obtuvo el contrato para diseñar y construir dos estaciones, en realidad intercambiadores con otros modos de transporte como el tren: Msheireb y Education City. El importe total del contrato ascendía a 1.100 millones de euros, y se lo repartía con Samsung C&T y Qatar Building Company, una empresa del emirato. Pero la historia terminó mal. En 2016 Qatar Railways Company rescindió el contrato, cuando la obra no se había terminado, alegando que el consorcio había incumplido “ciertas obligaciones contractuales”. Según explicó entonces la empresa de Luis Amodio, la decisión de los cataríes era la respuesta a las “notificaciones de disputa” que las adjudicatarias habían presentado a Qatar Railways Company mostrando su desacuerdo con algunos aspectos del contrato. Su intención, decía OHL, era resolverlo “entre las dos partes o mediante la mediación de un experto independiente”.

El fiasco de este contrato no fue sino el segundo capítulo de un conflicto anterior mucho más crudo que aún sigue en los tribunales. Catar también le había rescindido a OHL un proyecto aún mayor, el diseño, construcción y mantenimiento durante dos años de un gran centro hospitalario –seis edificios– en Sidra. El contrato, de 1.645 millones de euros, fue en su momento, 2008, el mayor conseguido por la constructora española hasta entonces. Lo compartía con Contrakt International, filial del grupo egipcio Orascom. La Qatar Foundation acusaba al grupo español de “falta de diligencia, particularmente en el ritmo de los trabajos y en los plazos de entrega”. En el momento de su rescisión, el contrato estaba ejecutado en un 95%, según alegaba OHL, que presentó una reclamación ante la Cámara de Comercio Internacional (ICC), con sede en Londres y que arbitra en disputas entre empresas. Pedía 783 millones de euros a los cataríes, que luego rebajó a 376. Catar, por su parte, exigía al consorcio hispano-egipcio 1.134 millones. Desde entonces, la ICC ha emitido una decena de laudos parciales, pero aún no ha dictado el laudo final, que establecerá las responsabilidades de cada parte. El importe total de los dos contratos fallidos de OHL en Qatar suma 1.235 millones de euros. Los de FCC ascienden a 845 millones de euros si, al del Metro de Doha, se añaden los 300 millones de la gestión del saneamiento de Al Dhakhira, un servicio de 10 años que la filial FCC Aqualia comparte con la coreana Hyundai, y los 39 millones de la urbanización de la zona de Barzán en Al Wajba.

Otra española que tuvo problemas en Catar fue Ferrovial, a la que el Gobierno de Doha anuló un contrato de 750 millones de euros en 2017. También asociada con la turca Yüksel, iba a construir una sección de la carretera de Al-Bustan. En este caso, la responsabilidad cayó del lado de la empresa turca, que no consiguió los avales y garantías exigidas. Además, la compañía de Rafael del Pino consiguió, a través de su filial británica Amey, un contrato para asesorar durante cinco años a la Autoridad de Obras Públicas de Catar en el mantenimiento y mejora de las carreteras del país. Con otra filial, FMM, que Ferrovial ha creado con Qatar Airways, la empresa española se encarga de la gestión del aeropuerto de Hamad y del mantenimiento de cinco instalaciones de la petrolera Schlumberger Qatar. FMM también se hizo con el mantenimiento del Museo de las Artes Islámicas de Catar, situado en una de las famosas islas artificiales del emirato.

Los museos han sido precisamente una de las bazas que ha jugado Acciona para hacer negocio en la península catarí. A través de Acciona Cultura –antes Acciona Producciones y Diseño— es la responsable del diseño, desarrollo y gestión del Museo Olímpico y del Deporte de Qatar 3-2-1, que se publicita como el mayor del mundo dedicado al deporte, y está situado dentro del estadio internacional Khalifa de Doha. También llevan su firma un buen número de exposiciones temporales en el Museo de las Artes Islámicas y el Museo Nacional de Catar, así como el proyecto Msheireb, cuatro museos temáticos situados en otras tantas casas tradicionales cataríes, con una superficie total de 3.000 metros cuadrados.

Pero los mayores contratos de la compañía de José Manuel Entrecanales en el emirato son dos desaladoras, conseguidas en consorcio con Mitsubishi y Toyo Thai Corporation. Las de Ras Abu Fontas y Umm Al Houl, en el sur de Doha, costaron 462 millones de euros y son, según Acciona, las de mayor tamaño de Catar, que depende de este tipo de instalaciones para proveerse de agua potable, debido a la escasez de lluvia y al alto contenido de sal de sus corrientes subterráneas.

Para proporcionar servicios de limpieza y gestión de residuos, Acciona utiliza Acciona & GSSG, otra empresa conjunta, que por 35 millones de euros se encarga de los hospitales de Al Wakrah, Al Khor, Dukhan, dos centros pediátricos de urgencias, cinco centros de salud, 50 centros de servicios médicos de emergencias y el almacén central de la Hamad Medical Corporation, la principal entidad de salud pública del emirato.

Sacyr también ha dispuesto de una abultada cartera de contratos en Catar, que superan los 800 millones de euros. Llegó en 2013, con una adjudicación para construir carreteras en Al Rayyan a cambio de 70 millones de euros, junto a un socio local, Combined Group Company. Otros 65 millones corresponden ese mismo año a los trabajos de urbanización del municipio de Al Khessa. En 2015 se alió con Urbacon Trading & Contracting (UCC) para realizar las mismas tareas en Ras Bufontas, en un contrato de 415 millones de euros. El alcantarillado en esa misma zona también fue responsabilidad suya, por 19 millones más. La urbanización de Bani Hajer le supuso otros 125 millones de euros y la de Al Meshaf, 114 millones.

La empresa Global Omium, propietaria de Aguas de Valencia, ha hecho igualmente su viaje al Golfo Pérsico con al menos cinco contratos. De los estudios sobre diseños y modelos hidráulicos para el aeropuerto de Hamad y de redes de agua potable para el Gobierno, por importe superior a los cinco millones de euros, pasó a conseguir un contrato para operar y mantener las estaciones depuradoras y estaciones de bombeo de una parte del área metropolitana de Doha que dan servicio a un millón de personas. Para ello creó una empresa conjunta con Mace, una firma catarí de ingeniería. Recibirán a cambio 50 millones de euros al año durante cinco años prorrogables a otros cinco. Es decir, 250 millones que pueden ampliarse a 500.

Técnicas Reunidas ha sumado en sólo dos proyectos recientes contratos por valor de 1.052 millones de euros. El año pasado le fue adjudicada –482 millones de euros– por Qatar Petroleum la ampliación de las instalaciones de North Field, el mayor campo de gas natural del mundo no vinculado a un pozo de petróleo. Catar es el mayor exportador mundial de gas natural. Y el pasado abril obtuvo un contrato de Qatar Energy por importe de 570 millones de euros para construir una planta de tratamiento de azufre en el mismo North Field. Técnicas Reunidas tiene el 70% del consorcio que ha creado con la china Wison Engineering.

Mención aparte merece Iberdrola, que creó en 2016 un centro de innovación en Doha, el Iberdrola Innovaction Middle East, en colaboración con la Agencia de Promoción de la Inversión de Catar (IPA Qatar). Es un caso especial porque el fondo soberano del emirato es desde 2011 el mayor accionista de la energética que preside Ignacio Sánchez Galán, con un 8,69% del capital. En 2010 Iberdrola puso en marcha la que por entonces era la mayor central de ciclo combinado de Oriente Próximo, una planta de gas situada en Mesaieed que fue inaugurada por el mismo emir de Catar y le fue adjudicada a la empresa española por 1.593 millones de dólares. Ella sola aporta el 40% de la electricidad del país.

En abril de 2015, el entonces embajador de España en Catar, Ignacio Escobar Guerrero, explicó a los diputados de la Comisión de Asuntos Exteriores las peculiaridades políticas, económicas y sociales del emirato. Además de describir sus estructuras de gobierno, el seguimiento del respeto a los derechos humanos que hacía la UE y la política exterior de Catar, enumeró algunas de las empresas españolas que habían obtenido contratos del plan de infraestructuras del Mundial. Junto a las grandes constructoras –Sacyr, OHL, Ferrovial, FCC— citó a la constructora asturiana Coprosa, con un contrato de 15 millones de euros en acuartelamientos militares, así como a Indra –suministró sistemas de ayuda de navegación a la Autoridad de Aviación Civil— y la vallisoletana Construcciones y Obras Llorente (Collosa), que construyó el intercambiador de Ain Khalid y la estación de autobuses CNG Bus en Doha, dos contratos que superaron los 60 millones de euros.

La aventura catarí de Coprosa, sin embargo, estuvo lejos de ser un caso de éxito. La asturiana, especialista en obra ferroviaria, emprendió en 2012 su expansión internacional y lo hizo dando el salto hasta el emirato. Creó una sociedad, BC Group, con Qatar Bin Laden Group, propiedad de uno de los hijos de Osama Bin Laden, Omar. Y consiguió contratos para construir dos cuarteles militares en Doha, así como carreteras, obras ferroviarias, e hídricas. Pero los impagos de algunas de estas obras abocaron a Coprosa al concurso de acreedores en 2018 y a la liquidación este mismo año.

Pero no sólo las constructoras se han interesado en los millones de Catar. También los bancos españoles han financiado la presencia de las empresas en el emirato. Según un informe de Fair Finance International, la banca española ha financiado con un total de 1.843 millones de euros proyectos en Catar entre 2019 y 2022. Se trata de préstamos y suscripción de acciones y bonos, así como inversiones en acciones y bonos de un grupo seleccionado de grandes empresas, tanto en los sectores de la construcción –946 millones– como en hostelería –898 millones–. Para obtener la cifra han utilizado como fuente los datos de Bloomberg, Thomson Eikon e IJGlobal, además de los informes anuales de las compañías e informes de bolsa. Los números españoles quedan muy por debajo de los 17.163 millones de los bancos alemanes o los 9.556 millones de los británicos. A la cabeza de los españoles figura el BBVA, con un total de 840 millones en financiación, de los cuales 704 millones fueron a parar a constructoras y 136 millones a proyectos hoteleros. Le sigue el Santander, con 645 millones de euros –241 para la construcción y 403 para hoteles– y Caixabank, con 136 millones. Banco Sabadell financió proyectos por valor de 81 millones, los mismo que Bankinter. Y el Instituto de Crédito Oficial (ICO) sumó 61 millones de euros en financiación.

Hasta mediados de este año, la banca española había dedicado 350 millones de euros a proyectos en Catar. A la cabeza, Caixabank, con 71 millones, seguida de BBVA, con 58. Pero en la lista figuran unos cuantos más: Santander, Kutxabank, Banca Marcha, Sabadell, Ibercaja, y las gestoras de fondos GVC Gaesco y EDM Group, además de las aseguradoras Mapfre, Santalucía y Mutua Madrileña.

Independientemente de cómo discurra el Mundial de Fútbol, de si resulta un éxito organizativo o se hacen patentes las discordancias que el régimen del emir intenta blanquear con el evento, Qatar seguirá siendo un potente polo de atracción para las empresas del resto del mundo una vez haya concluido el último partido. Y no sólo porque la guerra en Ucrania ha elevado la demanda de gas natural licuado, del que el emirato es el primer exportador mundial, garantizando una inagotable fuente de ingresos para el ya de por sí rico país del Golfo. Cuando se haya dado el pitido final, Catar empezará ya a preparar los Juegos Asiáticos de 2030, otra oportunidad para continuar con su apuesta por convertirse en una potencia turística. Pero cuenta, además, con un proyecto estratégico, y seguro que de nuevo milmillonario, Qatar National Vision 2030, con el que pretende llevar a cabo la transición energética, diversificar su economía y, por supuesto, seguir atrayendo inversiones. 

Ahora que se plantea en España la utilidad de una empresa pública que gestiones las concesiones hidroeléctricas sobre el bien público del caudal de nuestros ríos, tiene singular interés valorar lo que pasa cuando estas concesiones se gestionan por empresas privadas. Para ver de dónde salen los plazos, la manida seguridad jurídica para los inversores y los posibles retornos que beneficien al conjunto de los ciudadanos.

Plazos y precios

En el año 2007 en Portugal se ampliaron en una media de 25 años las concesiones de 27 embalses gestionados por la empresa EDP por un total de potencia instalada de unos cuatro mil megavatios. El Gobierno de aquél país encargó tres evaluaciones sobre la compensación exigible a la empresa por la ampliación de su captura de los beneficios caídos del cielo (de la lluvia), fijando finalmente un monto de 759 millones.

En 2012 la Comisión Europea (Dirección General de la Competencia) recibe una denuncia de particulares en el sentido que dicha compensación debía haber sido muy superior. Y que esos millones que el Estado portugués no recibió debían considerarse una renuncia del Estado a unos ingresos en beneficio de EDP. Posteriormente, ya en 2014, la Comisión Europea fijó esa renuncia en otros 967 millones y consideró que ese ahorro por parte de EDP debía considerarse una ayuda de Estado que dificultaba objetivamente la competencia de otros operadores privados en el MIBEL (Mercado Ibérico de la Electricidad, del que España es parte con un sistema marginalista que tanto anima a los inversores a sacar tajada de estas concesiones). Conviene saber que hoy EDP tiene como principales accionistas a Iberdrola y al Estado chino entre otros.

En suma: que la compensación al Estado por megavatio y año debiera ascender a unos diecisiete mil euros por esa extensión de los beneficios caídos del cielo. En beneficio del conjunto de la sociedad.

... en España mucho más por mucho menos

En el año 1985 en España teníamos instalada una potencia hidroeléctrica de unos quince mil megavatios en nuestro sistema de embalses. En ese momento se aprueba una Ley de Aguas que anotaba en su preámbulo, sobre la situación heredada, que “la vigente Ley de Aguas, del 3 de junio de 1879 modelo en su género y en su tiempo, no puede dar respuesta a los requerimientos que suscitan la nueva organización territorial del Estado, nacida de la Constitución de 1978, las profundas transformaciones experimentadas por la sociedad, los adelantos tecnológicos, la presión de la demanda y la creciente conciencia ecológica y de mejora de la calidad de vida”.

Con tan buenas intenciones se acabó disponiendo, en su disposición transitoria primera, que el “derecho a la utilización del recurso se prolongará por un plazo de setenta y cinco años, contados desde la entrada en vigor de esta Ley”. Así, de un plumazo, concesiones hidroeléctricas que estarían ahora finalizando (y quedando en manos del Estado) se ampliaron hasta el año 2060. Todo un enjuague que la Transición hizo con los amigos del golpe de Estado franquista, los amiguetes del dictador que inauguraba pantanos. Dejándonos en herencia el actual plazo de finalización legal con el que se llenan la boca sus beneficiarios y sus bien pagados monaguillos. De aquellos barros, estos lodos.

Una gigantesca ampliación de la duración de las concesiones que se hizo, a diferencia del ejemplo de Portugal, sin compensación alguna. Lo que supone un ahorro proporcional por parte de las empresas eléctricas españolas de unos 255 millones de euros al año desde ahora (que se cumplirían los plazos de reversión) hasta el año 2060. O, como poco, 120 millones anuales de no considerar que hubo ayudas de Estado. Un buen ejemplo de cómo algunos toman el cielo (millones de euros de la lluvia y los ríos de todos) por asalto (gratis).

Para remachar el clavo la Ley de Aguas de 2001 en su disposición transitoria primera vuelve a consolidar los 75 años de duración a contar desde 1985. Por no hablar de las obras menores que dan derecho a hasta 10 años suplementarios más (artículo 59.6).

Y en esas seguimos. A no ser que una improbable nueva Ley de Aguas lo corrija. Al menos para reclamar compensaciones desde ya mismo por estos regalos de Estado. Unos regalos que serían debidamente agradecidos a los Presidentes y miembros del Gobierno de turno (1985 y 2001) en sillas giratorias en los Consejos de Administración de empresas beneficiadas por tan lluvioso pelotazo.

¿Duración máxima?, ¿Compensación?

Conviene precisar, sobre la duración de estas concesiones, lo que señala la Directiva europea sobre concesiones de 2014 en su artículo 18.2.: “la duración máxima de la concesión no podrá exceder el tiempo que se calcule razonable para que el concesionario recupere las inversiones realizadas para la explotación de las obras o servicios, junto con un rendimiento sobre el capital invertido, teniendo en cuenta las inversiones necesarias para alcanzar los objetivos contractuales específicos”.

Claro que al respecto existen opiniones muy distantes en el caso de las concesiones hidroeléctricas (para las nucleares se supone que 40 años ya es mucho), pues “la patronal eléctrica, Unesa, discrepa radicalmente. Sostiene que las centrales hidroeléctricas "no se amortizan nunca". Da igual que fueran construidas hace décadas, da igual que el combustible -en este caso el agua- sea virtualmente gratuito y da igual que cobren el kilovatio al mismo precio que una central de gas recién construida y que importa desde Argelia el combustible”.

Con lo que para UNESA estas concesiones debieran ser, supongo, indefinidas y sin coste anual compensatorio alguno para el Estado. Algo que veo muy difícil encajar con la Directiva europea y con los argumentos de su Dirección General de la Competencia. Porque los años de duración de las concesiones y las compensaciones asociadas derivan de decisiones políticas de los representantes del Estado en relación a las empresas afectadas y en adecuada defensa del interés público.

Final

De momento estamos dejando de ingresar montones de millones anuales por la ampliación de estos beneficios caídos del cielo hasta 2060. Millones que se embolsan los que toman el cielo, estos sí, por asalto. Siendo así que, si nada lo remedia, algunas de esas concesiones superarán todo un siglo de explotación y gorroneo. Eso: lo que algunos llaman seguridad jurídica.

Aunque siento concluir que en 2021, cuando las barbas de la hidráulica vemos pelar desde 1985, debemos poner a remojar las de la eólica y la solar. Porque si tomaron el cielo por asalto de las lluvias, es casi seguro que con el sol y el viento harán maravillas. Caution.

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Albino Prada es ensayista, investigador de ECOBAS y forma parte del Consejo Científico de Attac España. Acaba de publicar “El regreso de China”

La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, ha calificado de "escandalosa" la situación que están sufriendo los embalses de Ricobayo (Zamora) y Valdecañas (Cáceres), ambos gestionados por Iberdrola, ante la "drástica" reducción de sus aguas y ha asegurado que ya se está investigando a la eléctrica, a la que se ha remitido una carta "para decirle que esto no puede ser". "No es razonable vaciar en prácticamente en 6 semanas un embalse como ha ocurrido en Zamora", ha denunciado la vicepresidenta tercera en una entrevista en el programa Al rojo vivo de La Sexta recogida por Europa Press.

Ante esto, la ministra ha avanzado que se tendrá que aplicar el artículo 55 de la Ley de Aguas, donde se prevé que por razones extraordinarias se puedan introducir limitaciones al vaciado del caudal de los embalses. Ribera ha explicado que esta situación tiene que ver con las cláusulas concesionales, que probablemente no preveían una intervención para garantizar caudales ecológicos y mínimos en los embalses, sino un volumen de agua concesionado al año. "Por eso la empresa justifica que están cumpliendo con todos los requisitos y esto me parece escandaloso", ha remarcado.

Antes de este anuncio, Facua-Consumidores en Acción había pedido a la Comisión Nacional del Mercado de la Competencia (CNMC) que investigue esta "drástica" reducción de agua por si Iberdrola pudiera estar aprovechando la coyuntura de las nuevas tarifas y el encarecimiento de la luz para desembalsar más agua de la debida y multiplicar así su producción hidroeléctrica, según informa Europa Press.

Sobre el embalse de Ricobayo, desde Facua han denunciado que mientras el caudal del embalse se mantuvo estable durante el 21 de mayo y el 11 de junio, a partir de esa fecha la empresa comenzó a vaciarlo para generar más energía, tras el cambio del sistema tarifario eléctrico y las constantes subidas en el precio de la luz que viene produciéndose desde hace meses. "El 1 de junio, día que entraron en vigor las nuevas tarifas, la cota del embalse estaba en 658 hectómetros cúbicos de agua. En apenas dos meses la cota se ha reducido en un 79%, situándose en 133 hectómetros cúbicos", han afirmado desde la organización de consumidores.

Acerca del de Valdecañas, desde Facua han apuntado que, según datos de la la Confederación Hidrológica del Tajo (CHT), dicho embalse se encuentra actualmente al 21,65% de su capacidad, 20 puntos menos que en 2020. Esto, según Facua, se debe a que lo han dejado en su cota mínima (290 metros cúbicos).

Tras cuatro días seguidos con el precio de la electricidad batiendo récords en España, la vicepresidenta y ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha venido a explicar por qué el Gobierno puede hacer entre muy poco y nada a corto plazo. "Podemos intentar convencer a Putin para que bombee más gas al mercado europeo o a la Comisión Europea para que desarrolle una política intervencionista", ha ironizado Ribera este jueves en la Cadena Ser. Sin embargo, con relación a la energía hidroeléctrica, que estos días está marcando el precio final en el mercado mayorista (pool) y, por tanto, siendo una de las responsables hayan llegado al techo histórico de 115,83 euros/MWh, la vicepresidenta aportó novedades. Ribera habló de la "modificación de las reglas de mercado, de generación" y de disponer de toda la energía hidroeléctrica a través de "una concesional distinta" o una "empresa pública".

La mera mención de una empresa pública satisfizo a los socios de Gobierno de Unidas Podemos en plena ola de calor y con el precio de la electricidad desbocado para muchos hogares. "Es una buena noticia", dijeron los morados. El Gobierno ya ha reducido el IVA de la factura de la luz y plantea un recorte en parte de los beneficios caídos del cielo, primas que reciben Naturgy, Iberdrola o Endesa. Y ni con esas. Esta vez, la posibilidad de una empresa con participación total o parcial del Estado no ha despertado graves acusaciones de parte de la oposición -con Venezuela como telón de fondo-, quizá porque cada vez más prestigiosos organismos como la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos) las identifican como "actores muy importantes" para "financiar la transición de bajas emisiones".

Y es que en los últimos años a lo largo de diferentes documentos de trabajo, la organización de 38 miembros y sede en París fundada en 1961 valora cada vez más el papel de las compañías participadas en su totalidad o en parte por los gobiernos (SOE, en inglés: state owned enterprise). Las SOE son tendencia: de acuerdo con un documento fechado en junio de 2020, la OCDE establece que las compañías con intervención estatal generaban el 61% de la capacidad eléctrica en 2016 y el 52% de los proyectos en ejecución. "Los países ricos en recursos normalmente recurren a las empresas estatales para mantener cierto grado de control sobre la extracción y producción de recursos naturales", destaca el borrador. El texto afirma que "cada vez" hay "más evidencias empíricas" de que las empresas públicas tienen "un impacto positivo" para la inversión "en [energías] renovables", claves para abaratar la factura del hogar. 

Otro informe de la OCDE de 2018 ilustra la importancia de las empresas controladas por los estados, y revela que, en Europa, el caso español es más bien una anomalía. 33 de las 51 empresas más grandes del mundo tienen una gestión pública o semi-pública. Muchas pertenecen a los BRIC y a países exportadores (México, Venezuela, Rusia), pero otras están en Canadá (Hydro Québec), Francia (EDF, Engie), Italia (Enel) o Suecia (Vattenfall). También TVA, una agencia pública de energía de Tennessee fundada por Franklin D. Roosevelt en tiempos del New Deal. China es la que más compañías tiene en la clasificación. Entre las 51 más grandes que son totalmente privadas están la alemana E.ON, pero también Iberdrola, cuyo presidente, Ignacio Sánchez Galán, permanece imputado por el Caso Villarejo. 

En Europa y en el mundo occidental hay más empresas públicas de las que salen en la tabla. Synergy (Australia), Repower Group (Suiza), Verbund (Austria), IEC (Israel)... En otro documento que también pertenece a 2018, la OCDE se lanzaba a alabar la gestión por parte de los estados. "Las empresas estatales del sector energético son las principales emisoras de gases de efecto invernadero. Pero nuevas investigaciones muestran que estas empresas son las que impulsan el crecimiento de energías renovables, sobre todo en el sector eléctrico".

Este último informe muestra a España como el segundo país de 50 -incluyendo los 38 de la OCDE y otros como Indonesia, Arabia Saudí, Sudáfrica o Rusia- con menor participación pública en las empresas de energía, solo por delante de Portugal. La media de la OCDE es que los estados participen en un 40% del accionariado de las distintas compañías, porcentaje que en España cae por debajo del 5%. 

"Tener un 'pack' de abogados"

"En los ochenta España no perdió el control de la gestión enertética: se privatizó el capital, se dio entrada a accionistas privados, se modernizaron las empresas pero el Estado predominaba en el Consejo de Administración", recuerda el economista y ex presidente de Red Eléctrica Española, Jorge Fabra Utray. "Aznar privatizó del todo la participación del Estado. Al perder Endesa, por ejemplo, se perdió el control de la hidrolectricidad, dando paso a un mercado mal diseñado". Endesa terminó siendo adquirida por Enel, controlada por el estado italiano. Hasta hoy. 

Así, recuerda Fabra Utray, "se perdió información sobre cómo se generaban los costes". "El coste que estamos teniendo de la electricidad exige distinguir entre el coste de la energía y el coste de otras cosas, como la distribución, el transporte de sistemas interpeninsulares, el coste del déficit tarifario, etcétera Son costes fijos que no se han movido. Lo que ha subido es el coste de la energía". Este experto, fundador de Economistas Frente a la Crisis, no tiene sentido que el Gobierno se ponga a rescatar concesiones hidroeléctricas. "Lo tendría más si se acumulan dichas concesiones en una empresa pública. Pero no es una solución inmediata". 

Álvaro del Río, ex director general del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), una empresa pública "no es ni bueno ni malo". "Que el estado sea propietario de los embalses es irrelevante y habría que pagar por la expropiación", dice. Sin embargo, matiza. "Lo que yo sí creo es que la gestión de las instalaciones hidraúlicas debía estar integrada en una perspectiva de beneficiar al sistema, no al propietario. La energía hidráulica es lo suficientemente flexible y manejable para ser gestionada de manera centralizada, utilizando los recursos en beneficio del sistema. ¿Retribuir al propietario? Lo entiendo. Pero no utilizar esa energía para multiplicar los beneficios que se obtienen de vender electricidad". Finalmente, Del Río cree que para conseguir lo anterior "hace falta tener un pack de abogados y gabinetes jurídicos potentes para meterse en una aventura con buenos resultados. Es difícil crear una entidad que absorba cosas".

El Gobierno estima que el recorte de más de 1.000 millones de euros que pretende aplicar para actuar sobre el exceso de retribución de la hidráulica y nuclear —los llamados beneficios caídos del cielo (windfall profits)— representa alrededor del 25% de la facturación media anual de las centrales afectadas, según recoge Europa Press.

En la memoria de análisis de impacto del anteproyecto de ley para corregir el denominado dividendo de carbono que reciben las centrales no emisoras como consecuencia de los costes del CO2 en el mercado de derechos de emisión, con el que se pretende así actuar sobre el elevado precio de la factura eléctrica que se está produciendo derivado de la alta cotización de los derechos de emisión en el mercado comunitario, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico cifra en unos 4.000 millones de euros los ingresos medios anuales por mercado de la nuclear y la hidráulica entre 2012 y 2020.

En concreto, en el caso de la nuclear, que supone de media un 20%-21% de la energía generada en España y es una energía que produce en base, a plena carga, de manera estable y durante todas las horas del año en que las centrales están disponibles, sus ingresos medios anuales por mercado en los últimos nueve años han sido en promedio de unos 2.600 millones de euros.

En cuanto a la hidráulica, dejando a un lado las centrales de bombeo, que se estima que merecen un análisis separado, se diferencia entre las gestionables (con embalse), las de mayor potencia y que producen principalmente en las horas punta y en los momentos de precios más altos (salvo en circunstancias de exceso de agua, en las que produce en base para evitar el riesgo de tener que verter por motivos de seguridad, desperdiciando el recurso); y no gestionables (fluyentes), que se comportan de manera similar a la nuclear en cuanto a sus ofertas y precios.

Así, el Ejecutivo estima que esta tecnología ha obtenido entre 2012 y 2020 unos ingresos por el mercado de, al menos, unos 1.400 millones de euros anuales.

Con esos datos, y asumiendo una producción media anual de 80 teravatios hora (TWh) sujeta a minoración y con un precio medio de 50 euros por tonelada de CO2, el recorte en los ingresos de las eléctricas serían de esos 1.050 millones de euros al año, en torno al 25% de la facturación media anual de las centrales afectadas.

Hasta 2.100 millones con 100 euros de precio de CO2

Además, el Ministerio calcula que este impacto se incrementará si prosigue la escalada en el precio del CO2. Así para un precio de 60 euros por tonelada la minoración ascenderá hasta los 1.280 millones de euros y podría llegar a los 2.100 millones de euros anuales con un escenario de precio del CO2 de 100 euros por tonelada.

Asimismo, cifra en unas 320 las instalaciones que se verán afectadas por esta minoración, ya que, a pesar de que exiten unas 900 que se pusieron en servicio antes de marzo de 2005 no emisoras y que no tienen régimen retributivo específico, quedarán exentas las menores de 10 megavatios (MW).

Según las estimaciones del gabinete dirigido por Teresa Ribera, el mecanismo permitirá reducir los precios finales de la factura eléctrica -con un precio el mercado de 41 euros por MWh- alrededor de un 4,8% para los consumidores domésticos, de un 4,6% para las pymes, de un 3,9% para la industria y de un 1,5% para la gran industria.

Además, gracias al destino de un 10% de lo recaudado a las Administraciones Públicas para la cofinanciación del suministro eléctrico de los consumidores vulnerables severos en riesgo de exclusión social, considera que se podrán beneficiar de esta nueva categoría hasta 367.000 nuevos hogares por cada 100 millones de eruos destinados a este fin.

De esta manera, para estos consumidores el importe íntegro de su factura eléctricas pasará a estar cofinanciado por las empresas comercializadoras y las Administraciones Públicas competentes, además de tener la consideración de suministro esencial, a los efectos de la imposibilidad de corte de suministro.

Se manejaron otras alternativas

Por otra parte, el Gobierno subraya que manejó otras alternativas para dar una respuesta a esta situación, como el establecimiento de una retribución regulada para estas instalaciones, mediante un precio regulado y una liquidación en mercado basado en un mecanismo de Contrato por diferencias, que había sido propuesta desde distintos ámbitos de la sociedad civil y el mundo académico.

No obstante, esta vía de actuación se descartó "por su difícil encaje en la normativa de mercado interior y por las dificultades operativas para su implementación", ya que exigiría desarrollar una metodología para el establecimiento de la retribución de cada activo basado en sus costes, ingresos y grado de amortización de los activos, que impediría su efectiva aplicación inmediata.

Finalmente, se decantó por esta minoración del sobreingreso provocado por el CO2 no emitido del mercado, ya que se trata de un mecanismo prácticamente idéntico, en lo que se refiere a la minoración del dividendo del CO2 de las estaciones inframarginales no emisoras, al que estuvo en vigor en España entre 2006 y 2009 y que fue validado por los tribunales nacionales y por el Tribunal de Justicia de la Unión Europea en 2013.

En este sentido, defiende que se trata de una propuesta "respetuosa con los principios y marcos normativos del mercado interior de la energía y del mercado de carbono en la UE, y que cumple con el principio de proporcionalidad, "ya que no se está recortando la retribución al que ya tiene poco, sino precisamente, al que se aprovecha de un factor de precio que no tiene en su estructura real de costes".

En enero de 2017, en plena ola de frío y durante la escalada de precios que disparó la cuantía del recibo de la luz de los consumidores domésticos un 27% respecto al mismo mes del año anterior, según datos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), tanto el presidente del Gobierno, Mariano Rajoy, como el ministro de Energía, Álvaro Nadal, se encomendaron a la lluvia y la entrada de la energía hidráulica en el mix de energía para que bajara el precio de la luz. "Producir la electricidad con agua es mucho más barato, y con viento, también", dijo el jefe del Ejecutivo en una entrevista en Onda Cero. 

Ahora, casi año y medio después y con un 2018 muy húmedo –la precipitación media sobre España ha superado en un 80% el valor normal entre enero y abril, según datos de la Agencia Estatal de Meteorología– cabría esperar que las lluvias tuvieran ese deseado efecto en el recibo. Pero no está ocurriendo así. Este martes la OCU advirtió de que la factura doméstica de este mayo será la más cara desde que entró en vigor la actual tarifa regulada, en 2014. En abril también se había encarecido un 6,2% respecto al mes anterior, quedando tan sólo a niveles un 2% inferiores respecto al mismo mes de 2017, que fue seco y extremadamente cálido. 

¿Cómo es posible que el recibo de la luz no haya bajado de manera sustancial después en un período de frecuentes lluvias como el actual? Los expertos en el mercado eléctrico consultados por infoLibre atribuyen esta circunstancia a dos hechos concretos: el propio funcionamiento del mercado mayorista, el llamado pool, en el que cada hora del día durante los 365 días del año se cruzan la oferta de venta de los productores y la demanda de compra de las comercializadoras; y la falta de competencia en el mercado de la generación, que está principalmente en manos de las tres principales compañías del sector (Iberdrola, Endesa y Gas Natural Fenosa). 

El pool está referenciado al precio de las energías más caras, que son el carbón y el gas y que teóricamente ofertan al precio que marcan sus costes variables, especialmente el combustible, también en alza. Es decir, es un mercado con un solo precio para toda la electricidad con independencia de cuál sea la tecnología y la fuente energética desde la que se genera. Por ejemplo, centrales como las nucleares, las eólicas y solares, que ofertan a precio cero o muy próximo a él, se retribuyen igual que las energías fósiles. Y es ese precio marcado en el pool es el que se traslada a los clientes que tienen contratada la tarifa regulada o PVPC. 

¿Y qué ocurre con la energía hidráulica? "Los propietarios de esas centrales ofertan al llamado coste de oportunidad, que no tiene nada que ver con el de producción, y que se realiza sobre una estimación del precio al que ofertarían las centrales que las sustituirían si no casaran en el mercado, que son las de carbón y gas. Hacen ofertas algo inferiores a las de estas tecnologías y así se adjudican la producción", explica el ingeniero Jorge Morales de Labra, vicepresidente de la Fundación Renovables y experto en regulación. 

"Además, como es una tecnología que permite almacenar energía en forma de agua embalsada, hacen esa estimación para cierto horizonte temporal. Por ejemplo, si estiman que el precio del gas va a subir en los próximos seis meses, deciden hacer ofertas muy altas para que no casen y guardarse agua en sus embalses", añade. Todo esto, claro está, mientras las empresas no tengan la necesidad de desembalsar para evitar que una avenida impida regular los cauces con seguridad, aunque tengan que ofrecer la energía a precio cero. "Por lo tanto, no basta con que llueva, tiene que diluviar para que baje el efecto de la luz por el precio del agua", ilustra Morales de Labra. 

"Todavía no se ha dado esa circunstancia de que las centrales estén obligadas a desembalsar y tampoco se va a dar este año, dado que el agua tiene una estacionalidad. Aunque ha llovido mucho, la mayoría de los embalses hidroeléctricos todavía no han llegado al 85% de su capacidad. Con lo cual, siguen acudiendo al mercado al precio de las energías fósiles. Y si el precio de estas energías sube, como está ocurriendo ahora, el del agua también", señala el ingeniero Francisco Valverde, analista del mercado eléctrico. 

Propuestas

La sobrerremuneración hidroeléctrica es muy beneficiosa para las compañías, especialmente para Iberdrola, que tiene en su poder gran parte de la generación de electricidad a partir de energía hidráulica. Morales de Labra cree que haría falta un cambio regulatorio para que el precio al que se vende esta energía sea próximo al que cuesta realmente producirla y que está muy alejado del coste de quemar carbón o gas.

"No hablo de una intervención, sino de sacar del mercado mayorista a las centrales hidroeléctricas para que sean consideradas como un servicio de almacenamiento, no de producción y que puedan competir, por ejemplo, con baterías. Red Eléctrica podría ser la encargada de gestionar en qué momento se ponen a producir esas unidades. Esta es una opción muy interesante teniendo en cuenta que vamos hacia un modelo renovable en el que la capacidad de almacenamiento es crítica", subraya. 

Valverde considera que más que en el marco regulatorio y el modelo marginalista, que existe en el resto de países europeos, el problema está en la falta de competencia. "La generación está en manos de tres compañías: Iberdrola, que controla la mayoría del agua; Endesa, que hace lo propio con gran parte del carbón; y Gas Natural Fenosa, que tiene en su poder los principales ciclos combinados. La cuestión es que no hace falta ni que se pongan de acuerdo, ni que hablen siquiera, pues siendo tres ya saben lo que van a hacer las demás", señala. Y recuerda que esa concentración también se traslada a la comercialización, donde las tres copan el 85% del mercado.  

A su juicio, en la cuestión concreta de la energía hidráulica, la solución a esta falta de competencia podría propiciarse impidiendo que las empresas que actualmente gestionan centrales hidroeléctricas no puedan acceder a las nuevas licitaciones conforme vayan venciendo las concesiones que están actualmente en vigor. La mayoría de centrales son embalses construidos en los años cuarenta y cincuenta en las que las citadas compañías operan en forma de concesión. "Eso permitiría acceder a más actores al mercado. Y aunque no hubiera una caída espectacular de los precios por el marco regulatorio, al menos sí habría competencia", sentencia. 

La Comisión de Expertos sobre escenarios para la Transición Energética —creado a instancias del Congreso de los Diputados—, que ha presentado este lunes las conclusiones de su trabajo al Gobierno, ha evidenciado las deficiencias del modelo fiscal español y ha apuntado a la fiscalidad como una de las herramientas claves para el cumplimiento de los objetivos de la UE en materia de cambio climático. Así, ha propuesto sustituir los impuestos actuales por otros que internalicen los daños medioambientales, es decir, que el que contamina paga.

De este modo, las simulaciones realizadas por la comisión apuntan a un abaratamiento significativo de la electricidad (casi del 7% para el consumidor doméstico) y a un encarecimiento del gas y de los derivados del petróleo; especialmente, del gasóleo (28,6%). Según el informe, estas modificaciones de precios serían "coherentes con la necesidad de electrificar la economía para avanzar hacia la descarbonización" y alcanzables a medio plazo de forma gradual.

Dentro del apartado fiscal, la comisión propone también sacar de la tarifa eléctrica la financiación de los sobrecostes de las renovables (eléctricas y biocombustibles) y repartirla entre todas las energías finales (electricidad, gas natural y derivados del petróleo). Así como que todos los vectores energéticos financien las infraestructuras necesarias para satisfacer el consumo energético (redes, en los casos de la electricidad y del gas, e infraestructuras viarias, en el caso de la gasolina y el gasóleo A).

Además, sostiene que, en ausencia de una fiscalidad distorsionadora, "España se convertiría en un exportador neto de electricidad a Francia, ya que la mayor penetración de renovables en nuestro país, permite un diferencial de precios eléctricos estructural a favor de España".

Mix energético e inversiones

El documento expone que el gas natural jugará un papel importante en 2030, pero que su relevancia se reducirá en 2050, cuando la generación eléctrica girará exclusivamente en torno a instalaciones eólicas, fotovoltaicas, hidráulicas y el almacenamiento. Esto haría necesaria, según los expertos, una reflexión sobre las inversiones que será necesario acometer en los próximos años.

Igualmente, la comisión considera que la extensión de vida de las centrales nucleares supondría duplicar las emisiones de COen el sector eléctrico, incrementar el precio del mercado eléctrico en torno a un 20% y no aumentaría la cuota de renovables de forma significativa.

Arguye que si la vida útil de las centrales nucleares acaba al cumplir 40 años, con la actual rentabilidad de fondo que gestiona ENRESA y con la tasa que pagan las empresas titulares de instalaciones de generación, existirá un desequilibrio entre ingresos y gastos, que desaparecería simplemente alargando la vida de las centrales a 50 años.

Propone también que el Gobierno revise cuanto antes el Plan General de Residuos Radioactivos para reducir la incertidumbre que pesa sobre el equilibrio financiero del fondo con el que se cubrirá el futuro desmantelamiento de las centrales nucleares y la gestión de los residuos.

Acerca de la generación con carbón, sostienen que el modelo refleja que la participación de esta tecnología en el mix eléctrico sería nula en 2030.

Además, contemplan la puesta en marcha de mecanismos de capacidad destinados a garantizar a las centrales eléctricas la recuperación de sus costes fijos y la posibilidad de hibernar centrales de generación, una opción que consideran "menos costosa para el consumidor" queconstruir centrales nuevas cuando se recupere la demanda de electricidad. 

Revisión de los peajes de acceso

Asimismo sugiere la revisión de los peajes de acceso "para evitar que la electricidad siga siendo artificialmente cara respecto de otros vectores energéticos alternativos (gas natural y derivados del petróleo) y sea posible avanzar hacia la electrificación de la economía y con ella, hacia una mayor penetración de las energías renovables más eficientes” y que se suprima el actual peaje de respaldo (impuesto al sol).

Con respecto a las emisiones, los expertos destacan el alto grado de cumplimiento de los límites de emisiones referenciados a 2005 y del objetivo de eficiencia energética en todos los escenarios. Sin embargo, respecto al objetivo de renovables, señalan que su cumplimiento dependerá del grado de electrificación de la economía que se alcance, para la que consideran "fundamental" abordar la reforma de la fiscalidad y de los peajes de acceso.

De no alcanzarse el suficiente grado de electrificación, advierten, será preciso impulsar medidas de eficiencia energética adicionales (por ejemplo, en aislamiento térmico de edificios) e incluso potenciar las renovables no eléctricas (solar térmica o biocarburantes) a pesar de que ser más caras que las renovables eléctricas.

Otras medidas

La Comisión también realiza reflexiones y sugerencias en otros ámbitos de actuación como la movilidad, cuya política regulatoria, sostienen, debe orientarse a facilitar una transición eficiente hacia los vehículos con energías alternativas, sin precipitarse en medidas de gasto público que puedan generar costes no recuperables y prestando especial atención al cambio en la fiscalidad, como instrumento imprescindible para facilitar la transición hacia la movilidad sostenible.

Asimismo, arguye que, para alcanzar en 2050 un alto nivel de descarbonización, será necesaria la reconversión energética del parque de edificios existente, así como políticas públicas de apoyo al ahorro energético en la industria, como la inversión, exenciones fiscales o mediante empresas de servicios energéticos, centradas en medidas como la provisión de infraestructuras, el marco logístico y el refuerzo de la cadena de innovación nacional.

Recomiendan igualmente considerar la extensión de la protección a los consumidores vulnerables al conjunto de suministros energéticos de los hogares, a través de un Bono Social Energético, pero financiado desde los presupuestos generales del Estado.

En la misma línea, aboga por garantizar la protección efectiva frente al corte de suministro de todos los consumidores energéticos vulnerables (y no sólo a los severos), siempre que se haga de forma que se prevengan comportamientos oportunistas, con la colaboración de todas las Administraciones Públicas competentes.

Finalmente, la Comisión propone contar con un Consejo para la Transición Energética y el Cambio Climático, encargado de hacer una evaluación rigurosa, independiente y continuada de la transición en España.

Falta de reflexión crítica

Ecologistas en Acción ha considerado este lunes que el informe del Comité de Expertos “no aborda la cuestión sobre cuáles serían las reducciones necesarias para luchar contra el cambio climático” y, en su lugar, parece “más bien enfocado a cómo mantener el sistema de lucro económico de los actores empresariales más relevantes”.

Así, ha denunciado que, “aunque es evidente la necesidad de reducir el consumo de energía no se establece ninguna simulación en ese sentido”. “Reconoce la necesidad de un cambio en el modelo de producción y consumo, pero se limita a la consecución de unos objetivos tan insuficientes como los que ha asumido el Gobierno español”, remarca.

En el mismo sentido, los ecologistas se muestran preocupados por “la parcialidad con la que se aborda la cuestión nuclear al no contemplar las cuestiones sobre seguridad, emisiones y costes de todo el ciclo nuclear” y reprochan a los expertos que, a pesar de reconocer la necesidad de impulsar “un sistema energético 100 % renovable cuanto antes”, sigan “confiando en un sistema oligopólico y en medidas fiscales que vulneran el principio de que quien contamina, paga”.

De este modo, concluyen que el informe “sigue apostando por medidas de mercado o financieras frente a la planificación, la regulación y la desinversión en combustibles fósiles que debería ser el centro de la actuación climática. Aunque reconocer la necesidad de mayor producción renovable es un paso importante, este informe se queda corto en cuanto a las medidas más transformadoras”.

El pasado jueves, las ONG’s Alianza por la Solidaridad y Greenpeace presentaron a ACS, la empresa que preside Florentino Pérez, 25.000 firmas para que pare el enésimo proyecto energético en Latinoamérica que amenaza el modo de vida de las comunidades indígenas. El grupo Cobra, filial de ACS, ha sido subcontratado por Corporación Multi-Inversiones (CMI) para construir un complejo de presas que generarán "limpia" y "renovable" energía hidráulica en el río Cahabón, en la zona de Alta Verapaz de Guatemala: un territorio con un 93,5% de población indígena en situación de pobreza, aislada y vulnerable. El proyecto se llama Renace y está dividido en cinco fases que, en total, reducen, según estimaciones de Greenpeace, el 90% del caudal del río, del que depende la biodiversidad de la selva tropical, la salubridad de las tierras y el agua potable de unos 29.000 nativos, a los que se intenta comprar, pero a los que nadie, nunca, ha preguntado.

"Nos recibió el director de comunicación de ACS. Nos dijeron que tienen más de 1.200 empresas como filiales y que no tienen el control de todas, pero que iban a revisarlo y pedirle información a Cobra", explica Almudena Moreno, de Alianza por la Solidaridad, organización que ha movido las firmas, está en contacto con activistas guatemaltecos y no ha cesado en su empeño de denunciar el proyecto Renace. Es un minúsculo pero primer avance en años. Renace cuenta con todos los permisos del Gobierno, no ha sufrido ningún contratiempo ni impedimento, mientras que los activistas del país han sido "acosados y derribados", asegura Moreno. Se entiende cuando se bucea en la historia de Guatemala que tras la bajada de precios que provocó el fin de su modelo agroexportador en los 90 abrazó el extractivismo: centrar el desarrollo en el aprovechamiento de recursos naturales.

La filial de ACS está, actualmente, construyendo la última de las cinco fases de la intervención en el río Cahabón. Cada fase, denuncian los ecologistas, ha sido examinada con un análisis de impacto ambiental distinto, que no tenía en cuenta el impacto ya generado por sus predecesoras. "En la actualidad, resulta visible que la hidroeléctrica genera impactos negativos en esta disponibilidad de agua, dado que el nivel del caudal mínimo ecológico que deja el proyecto no basta para abastecer de agua a las comunidades aledañas y para mantener la vida acuática en épocas de sequía", afirma un informe de Alianza por la Solidaridad. "El 5% de los indígenas de la zona tiene acceso en sus casas al agua potable. Cada vez están más lejos de las partes del río donde pueden conseguirla. La empresa les hace promesas de empleo y desarrollo, pero nunca llegan. Y los empleos, si llegan, son temporales", afirma Moreno, dado a que la división de Renace en fases hace que los pocos habitantes que son contratados se emplean por meses y en condiciones muy precarias.

La ONG también apunta a la contaminación del río debido a los movimientos de tierras, el acaparamiento del territorio por parte de la empresa y la ausencia de una consulta a las poblaciones, un derecho recogido por la Declaración de los Derechos de Pueblos Indígenas de 2007 y ratificada por el Estado de Guatemala. Recoge, además, denuncias de ataques e intimidaciones que sufren los líderes de la movilización contra la hidroeléctrica, que detalla en su documento la ONG, en un país donde las violaciones y los asesinatos a líderes ecologistas son el triste pan de cada día. Muchas de ellas no se denuncian o es imposible demostrar que, como creen las comunidades, la empresa está detrás de las agresiones.

Los compromisos de ACS

ACS ha declinado responder a las preguntas de infoLibre, asegurando que nunca realizan declaraciones sobre este tipo de asuntos. La empresa, presidida por el también presidente del Real Madrid Florentino Pérez, firmó en 2002 los principios de conducta del Pacto Mundial, que incluyen que “las empresas deben apoyar y respetar la protección de los derechos humanos fundamentales, reconocidos internacionalmente, dentro de su ámbito de influencia” o que "las empresas deben asegurarse de que sus empresas no son cómplices en la vulneración de los Derechos Humanos". "Aluden a que son subcontratas y que no tienen responsabilidad. El hecho de que participes y no promuevas no te exime del cumplimiento de los derechos humanos", opina Moreno. Por su parte, el Responsable de Bosques de Greenpeace, Miguel Ángel Soto, asegura que estamos hablando de un "caso de incumplimiento de los compromisos de una empresa española" y señala una rendija abierta a nivel internacional para frenar estos impactos medioambientales y humanos: la semana pasada se celebró en Ginebra la segunda reunión de la comisión de Naciones Unidas que estudia la implementación de un Instrumento Vinculante sobre Empresas Transnacionales y Derechos Humanos.

"Se trata de que los poderes económicos no se apropien de la toma de decisiones", afirma el activista. En principio, la herramienta frenará que empresas intervengan en proyectos extranjeros y se desentiendan por completo de las consecuencias medioambientales, sociales y humanas de sus acciones. La palabra "vinculante" implicará, a buen seguro, grandes dificultades para que salga adelante. Soto es optimista, aunque señala la contradicción: "Las grandes federaciones empresariales ya se han opuesto. En el mismo contexto de acuerdos comerciales como el CETA, sí hay acuerdos vinculantes. Pero cuando se habla de derechos humanos, no quieren", afirma Soto.

Alianza por la Solidaridad denuncia que, durante la última tromba de agua que sufrió Alta Verapaz, las presas de la hidroeléctrica Renace abrieron sus compuertas para aliviar la presión, inundando de golpe el terreno y casi destruyendo un puente que sirve de conexión a las distintas comunidades indígenas. La organización afirma que se han apropiado del río, que no solo sirve a los nativos para beber y sobrevivir. Moreno concluye: "Para ellos forma parte de su espiritualidad, es una conexión con su cultura. Imagínate que alguien negara el acceso al río Jordán".

Las renovables aportaron a cierre de 2016 un total de 47.921 megavatios (MW), lo que equivale a más del 45% de la potencia total instalada, al tiempo que la producción alcanzó el 39% de la generación nacional.

Estos porcentajes aparecen recogidos en el informe Las energías renovables en el sistema eléctrico español 2016, publicado este miércoles por Red Eléctrica de España (REE), según informa Europa Press.

El operador de la red eléctrica, que publica este informe por primera vez, indica que la tecnología más importante del conjunto de las renovables fue de nuevo en 2016 la eólica, con 23.057 MW de capacidad instalada. Tras la eólica se encuentran la hidráulica, con 17.025 MW, y la solar, con 6.973 MW.

Desde el punto de vista de la generación, la energía eólica supuso el 47,3% de toda la producción renovable, seguida de la hidráulica, con el 35,5%, y de la solar, con el 12,9%, distribuido a razón de un 7,9% para la fotovoltaica y un 5% para la térmica.

REE explica que, en la medida en que las renovables han ido sustituyendo el uso de combustibles fósiles, el nivel de emisiones derivadas de la generación eléctrica ha disminuido. En el 2016 se situó en 63,5 millones de toneladas de CO2, un 18,3% menos que en el 2015 y un 43,1% menos que en el 2007.

El informe también califica a Castilla y León de "líder indiscutible" en renovables. La mayor parte de la potencia instalada del país se encuentra en esta comunidad autónoma y en Galicia, Andalucía y Castilla-La Mancha.

En conjunto, estas regiones concentran el 62% del total nacional. Solo Castilla y León concentra el 22% de la capacidad instalada en España en el 2016.

Castilla y León es la comunidad con más potencia eólica (casi el 25%) e hidráulica (cerca del 26%) instalada. Castilla-La Mancha es por su parte la región con más solar fotovoltaica (casi el 20%), y Andalucía lidera la térmica solar (con más del 43%).

La compañía presidida por José Folgado explica que las renovables empezaron a hacerse hueco en el sistema de generación eléctrica hace algo más de una década y actualmente constituyen una de las principales fuentes del parque generador en España.

La evolución de la potencia renovable instalada en España a lo largo de los últimos diez años muestra que las tecnologías eólica y solar han sido las impulsoras del incremento producido en dicho período, casi el 70% de crecimiento respecto al año 2007.

En concreto, la participación en el conjunto de la generación eléctrica ha pasado del 20,3% en el 2007 a casi el 39% en el 2016, según se aprecia en el informe.

La tecnología que más contribuye

Desde 2007, la tecnología que más ha contribuido al aumento de la generación renovable ha sido la eólica, la principal fuente renovable desde que en el 2009 superó a la hidráulica.

En todo caso, destaca también el incremento de la energía solar, desde el primer megavatio instalado en el año 2000 a los actuales 6.973 MW. Las renovables, asegura REE, se encuentran en línea con Europa, donde también se observa una "evolución positiva".

La reserva hidráulica ha vuelto a perder capacidad esta semana en las que las precipitaciones han sido escasas en toda España, de modo que los embalses han perdido 292 hectómetros cúbicos, lo que representa el 0,5 % del total, según datos del Ministerio de Agricultura y Pesca, Alimentación y Medio Ambiente (MAPAMA) que señala que en la actualidad los embalses albergan 31.326 hectómetros cúbicos.

Esta capacidad hidráulica es un 24,03 % menor que en las mismas fechas de hace un año y un 22,13 % menor que la media del último decenio.

Las dos únicas cuencas que tienen más agua almacenada ahora que hace un año son la del Tinto, Odiel y Piedras, que está igual que en 2016 pero con cinco hectómetros cúbicos menos que la media del decenio, y las cuencas internas de Cataluña, que se encuentran por encima de los niveles de hace un año y de la media de los últimos diez ejercicios.

Así, por ámbitos en la actualidad la reserva se encuentra al 84,9% en Cantábrico Oriental; al 88,2 %, Cantábrico Occidental; al 66,2 % Miño-Sil; al 73,7 % Galicia Costa; al 81 % las cuencas internas del País Vasco; al 50,5 %, el Duero; al 50,7 %, el Tajo y al 57,4 %, Guadiana.

Además, Tinto, Odiel y Piedras está al 88,6 %; Guadalete-Barbate al 53,5 %; Guadalquivir, al 49,9 %; la cuenca Mediterránea Andaluza, al 47,1 %; Segura, al 31,3 %; Júcar, al 37,4 %; Ebro, al 75,7 % y las cuencas internas de Cataluña están al 85,7 %.

Finalmente, el Ministerio informa de que esta semana las precipitaciones fueron escasas en todo el territorio nacional y que la máxima se ha producido en Palma de Mallorca con 13,3 litros por metro cuadrado.

Solo cinco  de los 28 Estados de la Unión Europea descendieron su porcentaje de energía producida mediante fuentes renovables en 2015 con respecto a 2014, según los últimos datos oficiales de Bruselas. Esos países son Bélgica, Hungría, Croacia, Rumanía… y España. De ellos, el español es el segundo país en el que más descendió la cuota, un 4%: del 16,2% de 2014 a la cifra, todavía provisional, de 15,6% de energía limpia en 2015. Solo nos supera el bajón de Bélgica, que registra un 9%. Los datos muestran que España en 2015 no siguió la tendencia alcista, que se mantiene desde hace años, de la mayoría de los estados del club comunitario. A pesar de ello, cuando se publicaron los datos, la Comisión aseguró que esperaba que nuestro país cumpliera los objetivos europeos para 2020, establecidos en una cuota del 20% de energía generada por fuentes como la eólica, la solar o la hidroeléctrica. En opinión de los expertos, la posición mediocre de nuestro país en cuanto a fuentes limpias, claves para luchar contra el cambio climático, no augura una transición energética exitosa.

Un vistazo a la serie histórica publicada desde 2004 de porcentaje de energías renovables en la generación total de cada Estado muestra a España justo por debajo de la media de los 28 sin apenas variaciones, dado que todos los países han incrementado progresivamente su cuota de fuentes limpias en el mix energético. En 2015 lideran países nórdicos como Suecia (54,1%), Finlandia (39,5%) o Letonia (39,2%). Por encima de España se encuentran, además, países de nuestro entorno como Portugal o Italia. Por debajo de España, con ese 15,6%, se encuentran Francia (14,5%), Alemania (14,5%) o Reino Unido (8,2%). Sin embargo, muchos de los que se encuentran más retrasados en esta particular carrera han mejorado sus tasas con rapidez durante estos años y han recortado distancias. Por ejemplo, en 2004 entre Alemania  y España existían casi tres puntos de diferencia. En 2015 es de poco más de un punto.

Si comparamos las tasas de energías limpias generadas por cada país entre 2004 y 2015, España sigue en la mitad de la tabla en cuanto a crecimiento durante estos años, con un aumento del 89% de su cuota con respecto al principio del Gobierno de Zapatero, justo por debajo de la media de la Unión Europea. Malta, que en 2004 contaba con un 0,1% de generación de energía por renovables y en 2015 registró un 5,3%, lidera el ranking, seguido de Reino Unido (del 1,2 al 8,2%). Entre los países que han doblado su tasa con creces se encuentran Dinamarca, Bulgaria, Grecia, República Checa, Alemania, Italia, Países Bajos o Bélgica. De los 15 países que han crecido menos que España en cuanto a renovables en la última década, solo tres (Eslovaquia, Polonia y Francia) registran en 2015 números inferiores a los españoles. Polonia es una potencia carbonera y Francia nuclear, por lo que ya tienen sus propias fuentes de energía, a diferencia del dependiente sistema español. El resto son países que, aunque han crecido menos, ya contaban con porcentajes significativos: entre ellos los países nórdicos o Portugal, que ha crecido de media un 3% desde 2004 (frente al 5% español) pero que en 2015 sumó un 27,8% de generación renovable.

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Los datos, en contexto: "Es una vergüenza"

La directora de la Fundación Renovables, Laura Murillo, explica para infoLibre su interpretación de los datos ofrecidos por la Comisión Europea, que muestran a España por debajo de la media y con un crecimiento desde 2004 muy inferior a países de nuestro entorno. "Es una vergüenza", sentencia. "Encima, siendo un país que no tiene recursos autóctonos fósiles, es mucho más grave. Que estemos por debajo de un país pionero como Dinamarca, pues bueno. Pero estamos muy por debajo del nivel de Italia y Portugal". La Unión Europea cree que España alcanzará los objetivos de 20% de renovables en 2020, pero Murillo no lo tiene claro, teniendo en cuenta que, además, la economía deberá estar completamente descarbonizada en 2050. La situación de nuestro país, una de las pocas excepciones que retroceden en renovables en 2015, es de una "tendencia muy mala", según la experta, que hace temer lo peor.

Para entender los datos referentes al consumo final de energía renovable ayuda entender cuál es la potencia instalada de nuestro país en comparación a nuestro entorno, una cifra que depende directamente de las políticas energéticas y medioambientales de cada administración. Y que, en el caso de España, ilustra a la perfección cómo hemos abordado la transición hacia una economía verde. En 2016 instalamos 49 megavatios de energía eólica en España. Alemania instaló 5.443 y Francia 1.561. Eso nos impide seguir estando en cabeza de potencia total instalada. Mantenemos el segundo puesto con 23.075 megavatios, solo por detrás de Alemania. En fotovoltaica el panorama es similar: 49 mw en 2015 cuando las nuevas instalaciones de países como Alemania o Reino Unido superan el millar. Pero conservamos 4.920 megavatios, que nos colocan en el cuarto puesto de los 28 países que conforman la UE.

Las cifras de los últimos años son ridículas, insignificantes. Contrastan con la fiebre de las renovables inaugurada en la segunda legislatura socialista de Rodríguez Zapatero. Las fuertes primas a este tipo de instalaciones elevaron la potencia instalada de 2008 a 2009 en 2460 megavatios en el caso de la eólica y en 2.688 megavatios en la fotovoltaica, un año antes (2007-2008). La fuerte inversión nos permitió liderar todas las tablas de crecimiento verde, pero el hachazo a las renovables de 2012, que suspendió los incentivos para los nuevos proyectos, dejó la nueva instalación de energía eólica en 163 mw en 2013. Y solar, 303 mw nuevos en 2012.

A juicio de la directora de la Fundación Renovables, España ha perdido la ventaja con la que contaba en un principio. "España tenía una potencia hidroeléctrica importante instalada" y durante el Gobierno del PSOE "se instaló potencia eólica y solar importante", explica Murillo. Ahora la situación es radicalmente distinta. "La transición energética se ha detenido en este país", juzga. En los principales países de la Unión Europea todo apunta a un progreso imparable. Sin embargo, matiza, nuestro país no necesita un inmenso esfuerzo en instalar nueva potencia, porque ya la tiene. Necesita cambiar su modelo.

¿Cómo se explica, si no, que España lidere los ránquines de potencia instalada en eólica y fotovoltaica y, sin embargo, esté por debajo de la media de la Unión Europea en energía final generada? "Algunas fuentes que tienen que salir y algunas fuentes que tienen que entrar. Instalar más renovables y sacar fundamentalmente térmicas de carbón y nucleares. No ha habido nada. Hay una cerrazón tremenda. Francia ha propuesto reducir la cuota de nuclear. Alemania, lo mismo. Están proponiendo transiciones en las que entran renovables y otras fuentes tienen que adelgazar su peso. Esa transición no está por encima de la mesa aquí", sentencia Murillo. La próxima subasta de renovables, prevista para abril, será finalmente de 2.000 megavatios, en vez de los 3.000 inicialmente propuestos. "Hay consenso de las organizaciones y de la industria en que no es la subasta de energía renovable que España necesita", asegura la directora de la Fundación Renovables, aludiendo a que la anterior subasta de 2015 tuvo un resultado "nefasto" que impuso unas condiciones difíciles de cumplir y que no garantizaba que los proyectos ganadores llegaran a buen puerto. El ministro de Energía, por su parte, dedica esfuerzos a criticar la gestión energética del Gobierno socialista de hace más de un lustro: "Fue una precipitación clarísima por un deseo ideológico", afirmó hace unos meses, en referencia al boom limpio de Zapatero que se frenó en seco al llegar el PP al poder.

La experta considera que la legislación de España con respecto al autoconsumo, "la más regresiva del mundo", nos lastra particularmente. "Ha sido el motor de la instalación solar en muchos países. Aquí está penalizado.  A los españoles no les salen las cuentas" a la hora de plantearse el autoabastecimiento con energía solar fotovoltaica, la más adecuada para estos casos. "No se sienten lo suficientemente seguros y respaldados", opina. En el conjunto de la UE, afirma Murilllo, el autoconsumo representa el 25% de la energía solar generada, liderando países como Reino Unido y Países Bajos. En España, la potencia instalada del parque fotovoltaico para autoconsumo era en 2015 equivalente al 0,9% del parque de Reino Unido, un país famoso por sus pocas horas de sol.

Tenemos que llegar al 20% de renovables en tres años. De eso no cabe duda. Pero la prioridad de la transición energética en España debe ser salvar al planeta, no cumplir con Europa, opina Jorge Morales, de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético. "No hay ninguna política en España con respecto a las renovables. Es inexistente. Sobre el papel, la subasta busca hacer parecer que se va a cumplir con Bruselas. Lo que España busca es que no se le sancione", critica el experto. Por ahora, en esta peculiar carrera por evitar el colapso, España es incapaz de salir del grupo de cola del pelotón europeo.

"Todavía tenemos problemas, aunque ahora se van a empezar a resolver con el agua y con la energía eólica". Con estas palabras reflexionaba Mariano Rajoy este jueves sobre el problema del precio de la luz en los hogares españoles. A la pregunta "¿se van a empezar a resolver porque va a llover?", el presidente del Gobierno afirmaba, tajante: "Sí, va a llover, han anunciado que va a llover y lógicamente eso dará lugar a una bajada".

¿Qué hay de cierto en las palabras de Rajoy en declaraciones a Onda Cero? El modelo energético por el que se rige España contempla una serie de factores que influyen en el precio de la luz. Uno de ellos, tal y como señaló el presidente del Ejecutivo, atiende a motivos meteorológicos. El aumento o la escasez de lluvia contribuye a que se genere mayor o menor energía hidroeléctrica y ello a su vez repercute en el precio de la luz. También tendrían un efecto similar al de la lluvia que aumentasen las temperaturas, ya que caería la demanda de electricidad, o que bajasen los precios del petróleo o el gas, que afectan al coste de producción de la energía en las centrales de ciclo combinado y cogeneración. Diversos expertos alertan, sin embargo, que el problema del alto precio de la electricidad en España no está en esos factores circunstanciales, sino en el diseño del sistema.

España se rige por la subasta mayorista, según la cual se toma como referencia el precio del kilovatio en función de su cotización diaria en el mercado mayorista. En ese mercado se cruzan la oferta de venta de los productores y la demanda de compra de las comercializadoras​​​​. Bajo este sistema, energías como las renovables y la nuclear entran con una oferta a tipo cero, mientras que tecnologías como el gas se pagan a un mayor precio. Al tratarse de un mercado marginalista, son las últimas energías que entran en juego, es decir, las más caras, las que acaban marcando el precio para todas. En la actualidad, el orden que siguen las energías, de la más asequible a la más cara, es el siguiente: energía nuclear por la base, seguida del carbón, la energía eólica, la hidráulica, las de ciclo combinado y cogeneración –aquí se encontraría el gas–, la solar, y en la cima, las que pertenecen a categorías de otro tipo.

El economista Jorge Fabra explica en conversación con infoLibre que "el problema es que estamos pagando el agua de nuestros ríos al precio del petróleo", como consecuencia del sistema de subasta mayorista. "Cuando Rajoy habla de que la lluvia va a arreglar los problemas", continúa Fabra, "es verdad, igual que la subida de temperaturas, porque se demandará menos gas y la gente consumirá menos electricidad". Con fenómenos metereológicos como la lluvia, "habrá centrales de ciclo combinado de menor coste que serán las que marquen el precio". Si hay lluvias, por tanto, entrarán en juego las centrales de energía hidráulica, más baratas, y dejarán menos margen a las más caras, que son las últimas que entran y las que fijan el importe final. Si estas energías de mayor precio tienen menos presencia en el mercado, el precio final no será tan alto y la factura de la luz se abaratará. 

El problema, concluye el experto consultado por este diario, "es un problema de diseño del mercado", que el pasado fin de semana derivó en un nuevo máximo del precio de la electricidad para los hogares españoles. "Cuando los precios son mayores, la alarma crece, pero este modelo lleva siendo un escándalo desde siempre", lamenta Jorge Fabra.

En definitiva, la afirmación de Mariano Rajoy es cierta, pero omite la importancia de los factores estructurales y de los problemas del diseño del mercado eléctrico, que tienen una relevancia mucho mayor en el precio final que elementos circunstanciales como la escasez de lluvia o el aumento de las temperaturas.

Una tormenta perfecta. Así bautiza el economista Jorge Morales de Fabra a la conjunción de factores que ha disparado un 8,3% el recibo de la luz en octubre. En realidad, lleva seis meses escalando, desde abril, después de un comienzo de año en que los precios de la electricidad habían caído, y mucho – un 12,4%–. Sin embargo, el anuncio de la compañía estatal francesa EDF de que cierra hasta enero cinco de sus centrales nucleares ha puesto la factura eléctrica del consumidor medio en 69,31 euros, según los datos del simulador de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Es el máximo del año, tras subir un 10% desde abril, cuando marcó el mínimo, 54,39 euros. Lo habitual es que con el buen tiempo el precio de la luz suba: llueve menos y el viento no sopla con la misma fuerza que los meses de invierno. Por tanto, el impacto de las energías renovables –eólica, solar– en el recibo ha sido mucho menor desde la primavera y en un octubre de temperaturas excepcionalmente benignas. La reducción de este efecto constituye el segundo elemento de la tormenta perfecta. Según la Asociación Empresarial Eólica, en lo que va de año el impacto del viento en el recibo de luz asciende a 46,54 euros. Hasta junio, la energía eólica ha cubierto el 23,6% de la demanda eléctrica en España. Aunque el pico se situó el 29 de enero de 2015, cuando el 46% de los españoles se abastecieron del viento en su consumo eléctrico.

El tercer factor en juego ha sido el aumento del precio de los combustibles fósiles, tanto del carbón como del gas. El del primero casi se ha duplicado en el último año –se ha disparado un 98%, un 44,65% sólo en octubre– y el segundo ha subido un 34%. El parón nuclear ha obligado a Francia a importar electricidad: el 75% de la que consume procede de sus centrales atómicas. Así que España ha pasado de ser importadora de electricidad a exportadora, para lo que ha debido poner en marcha centrales que tenía paradas o que eran más caras, como las térmicas –que usan carbón–o de ciclo combinado –que usan gas–. En consecuencia, la electricidad se ha encarecido a caballo de una mayor dependencia de combustibles con el precio en alza.

Aun así, precisa Morales de Fabra, los precios de la luz se mantienen todavía un 10% por debajo de los que había hace un añopor debajo de los que había hace un año. El problema es que el parón nuclear francés se va a prolongar por lo menos hasta enero. “Va a tener que llover mucho para contrarrestar el impacto de la mayor demanda francesa”, advierte el economista. Cuando los pantanos superan su capacidad por el exceso de lluvias, las empresas deben desembalsar y aumenta, por tanto, la generación eléctrica y bajan los precios. En épocas de sequía, por el contrario, las compañías pueden gestionar la producción hidráulica para maximizar el beneficio.

Además, Francia ya tiene paradas 21 de sus 58 centrales nucleares: 10 por mantenimiento, cuatro por diversos incidentes y siete por verificaciones. Hasta enero hay que añadir las cinco que sufren problemas de seguridad.

Precio al consumidor, precio en el mercado mayorista

El precio que ofrece el simulador de la CNMC corresponde al consumo de un cliente medio equiparable al utilizado por el Ministerio de Industria para sus cálculos: una potencia de 4,4 kilovatios y una demanda anual de 3.900 kilovatios hora, la que se supone en una familia con dos hijos. De los 69,31 euros de la factura de octubre, 15,16 euros proceden del término fijo, 39,33 euros del consumo, 2,79 son impuestos y 12,03 euros son para el IVA, informa Europa Press.

Si el foco se pone sobre los precios finales medios del mercado nacional, la subida desde abril hasta septiembre ha sido nada menos que del 53,4%. Según los datos publicados en la web de OMIE, el mercado mayorista de producción eléctrica, el precio había bajado previamente, desde enero hasta la primavera, otro 29,7%. El mercado mayorista cerró 2015 con un precio final de 62,85 euros el megavatio hora, un 51% por encima del que se pagaba en 2009, sólo 41,62 euros. En septiembre, el último mes con el que OMIE establece comparaciones, el megavatio hora escaló hasta 51,26 euros. Este lunes, el último día de octubre, alcanzó los 63,89 euros.

La quinta factura más elevada de la UE

En cualquier caso, la factura eléctrica en España sigue siendo de las más altas de la Unión Europea. La quinta más elevada, con un precio por cada 100 kilovatios hora de 23,1 euros, sólo por detrás de Dinamarca –30,7 euros–, Alemania –29,5 euros–, Italia –24,5 euros– e Irlanda –24,3 euros–, según las últimas cifras de Eurostat, correspondientes al primer semestre de este año. La media de la zona euro es de 21,9 euros. En Francia, antes del parón nuclear de octubre, los consumidores domésticos pagaban los 100 kilovatios hora a 16,8 euros.

Del recibo español, el 21,4% corresponde a impuestos, y un 40% a los peajes de acceso: primas a las renovables, transporte, distribución, pagos a las eléctricas por la moratoria nuclear, costes de producción en las islas, Ceuta y Melilla y el déficit de tarifa. Éste último es la diferencia entre lo que las eléctricas dicen que les cuesta producir energía y lo que cobran a los clientes. A diciembre de 2015 ascendía a 25.506 millones de euros. Y hasta abril de este año sumaba otros 1.296 millones.

El Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales (Ibama) anunció este viernes la cancelación del proceso de emisión de la licencia para construir la presa de São Luz do Tapajós, un proyecto faraónico que pretendía obtener energía de uno de los últimos ríos vírgenes de Brasil. Sin el permiso del organismo, según Greenpeace, la infraestructura no se puede llevar a cabo. Iberdrola y Mapfre, que participaron en un proyecto similar, rechazaron en varias ocasiones desvincularse de la megapresa pese a que, como denunciaron los ecologistas, podría haber afectado irreversiblemente al modo de vida del pueblo indígena mundurukú.

La construcción pretendía anegar, según datos de Greenpeace, 400 kilómetros de bosque, y deforestar otros 2.200 kilómetros. Parte del territorio de los mundurukú, que desde el primer momento han ejercido una resistencia activa contra los planes del Gobierno brasileño. Los indígenas se habrían visto afectados no solo por la pérdida de tierras en las que vivir, también por el descenso en la calidad de sus aguas y la fertilidad de sus cultivos. "Los mundurukú estamos muy felices con esta noticia. Es algo muy importante para nosotros. Ahora seguiremos luchando contra otras presas en nuestro río", declaró el jefe de la comunidad, Arnaldo Kabá Mundurukú.

El Ibama ya suspendió en abril la licencia ambiental de la megapresa aludiendo al impacto que produciría en la vida de personas, animales y plantas. Ahora da un carpetazo que parece definitivo. "Es la mejor noticia que podía llegar", asegura la directora de campañas de Greenpeace, María José Caballero. El proyecto "era una auténtica barbaridad", opina. La asociación ecologista ha presionado en los últimos meses a Siemens para que se retire de los planes, ya que es una de las pocas empresas del mundo con capacidad de fabricar las turbinas necesarias para construcciones como la de Tapajós. A juicio de Caballero, la desvinculación de la compañía –pese a que los contratos nunca se llegaron a licitar– sería la constatación definitiva de la muerte del proyecto.

Pese a la decisión del organismo medioambiental brasileño, aún quedan varias reivindicaciones a la orilla del Tapajós. La más urgente es la demarcación del territorio de los mundurukú, algo vital para reconocer sus derechos y negociar en futuras tensiones entre las grandes empresas y la comunidad. La Fundación Nacional del Indio (Funai) realizó esta demarcación, aunque fue suspendida por el Gobierno brasileño, que ha apoyado el proyecto de la presa sin medias tintas, por razones "de interés estratégico". La Constitución brasileña reconoce, en su artículo 231, el derecho de los indígenas a ser consultados cuando cualquier actividad incide en su territorio o en su modus vivendi. "Seguiremos trabajando para conseguir que estas tierras sean suyas para siempre", promete Caballero. Algo que ayudaría a luchar contra los 42 proyectos de hidropresas que, según los ecologistas, se están planificando en las inmediaciones del río.

Balones fuera de las empresas españolas

Greenpeace asegura que Iberdrola y Mapfre eran serios candidatos a participar en la construcción de la megapresa, ya que se involucraron a través de empresas participadas en la de Belo Monte. Los ecologistas consideraron que, aunque el proyecto estaba muy verde y aún sin licitar, las compañías debían desvincularse por la incompatibilidad de los planes con sus declaraciones de Responsabilidad Social Corporativa.

Iberdrola participa del 39% de la empresa brasileña Neoenergía, la primera distribuidora de energía del país por número de clientes e implicada en varios proyectos similares. El presidente de la energética española, Ignacio Galán, afirmó que su responsabilidad respecto a una sociedad de la que Iberdrola es propietaria al 39% no incluye la construcción de presas devastadoras. "Ni gestionamos ni pintamos nada en ese tema", aseguró, "son temas de los brasileños, que seguro que lo están haciendo de acuerdo con las leyes brasileñas".

Mapfre, por su parte, aseguró en declaraciones a infoLibre: "No nos podemos desvincular de lo que no ha pasado. No hemos cambiado nuestra postura porque nunca la hemos tenido. No hay un planteamiento”. Para los activistas, las evidencias del daño medioambiental que la megapresa de São Luz do Tapajós pretendía ejercer debían ser suficientes, aunque solo estuvieran sobre el papel.

Un juez de Panamá ordenó el embargo de propiedades pertenecientes al magnate mexicano Carlos Slim en el país centroamericano como consecuencia de un pleito legal por la concesión de explotación de una central hidroeléctrica, informó este domingo el diario local La Estrella de Panamá.

Según el periódico, un juez autorizó el embargo de diez propiedades, que incluyen la central hidroeléctrica Bajo de Mina, proyecto perteneciente a la firma Impulsora del Desarrollo y el Empleo en América Latina (IDEAL), parte del grupo económico de Slim.

Bajo de Mina, que se empezó a construir en diciembre de 2007, tiene un período de concesión de 50 años y una capacidad de generación de 56 megavatios, según datos publicados en la web de IDEAL.

El reportaje precisa que el fallo judicial, emitido el 20 de noviembre, responde a una solicitud de embargo presentada por el empresario panameño Julio César Lisac, que en 2006 denunció que el Gobierno del entonces presidente Martín Torrijos (2004-2009) le quitó la concesión de la hidroeléctrica para favorecer a Slim.

En tribunales de arbitraje internacional, Panamá enfrenta una multa por hasta 2.500 millones de dólares por violación de acuerdos bilaterales con Estados Unidos, pues inversores de ese país tienen participación en la empresa de Lisac, Mina Hydro-Power Corp.

De acuerdo con cálculos de la prensa local, el magnate mexicano posee inversiones en Panamá que podrían superar los 600 millones de dólares, que incluyen negocios de construcción, generación hidroeléctrica y telefonía a través de su empresa Claro.

Aviones de combate del Ejército estadounidense han comenzado a bombardear las posiciones del Estado Islámico (ISIS) cerca de la presa iraquí de Haditha, al oeste de Irak, que asedian a las fuerzas iraquíes en control de las instalacionesasedian , según han informado fuentes del Departamento de Defensa, que han precisado que la operación se está realizando a petición del Gobierno iraquí.

"A petición del Gobierno iraquí y siguiendo las líneas generales de nuestra misión para proteger al personal estadounidense y sus instalaciones, aviones de combate del Ejército estadounidense han comenzado a atacar a los terroristas del ISIS cerca de la presa de Haditha", hizo saber el oficial, bajo condición de anonimato.

La presa, que abarca más de seis kilómetros de orilla del río Eúfrates, a unos 150 kilómetros al oeste de Bagdad, proporciona electricidad e irrigación a gran parte del país. "Estos ataques tienen lugar para impedir que los terroristas sigan amenazando a las fuerzas de seguridad iraquíes que controlan la presa", ha añadido el oficial.