La sequía sin precedentes del año pasado hundió la producción hidroeléctrica en España y buena parte de Europa, lo que obligó a muchos países a disparar la quema de gas y carbón para asegurar energía a los hogares. De cara a 2023, los analistas pronostican que estas turbinas serán clave para reducir la dependencia de combustibles fósiles que la Unión Europea compra al exterior, aunque está por ver si las precipitaciones acompañarán y las previsiones meteorológicas son muy vagas. 

La producción hidroeléctrica en Europa cayó el año pasado un 19%, especialmente en zonas como los Alpes o en la costa Mediterránea: en España se desplomó un 37%, en Italia un 34% y en Francia un 23%, según la consultora británica Ember. La carencia hidroeléctrica, unido al agujero que dejaron las reparaciones del parque nuclear francés, obligaron a aumentar el uso de carbón y gas en un año marcado por los altísimos precios de las materias primas. 

Pero en sus previsiones para 2023, los analistas de Ember estiman que la nuclear volverá a la normalidad y los embalses turbinarán con fuerza en toda Europa. Esta situación, unida a la instalación récord de paneles solares y molinos de viento, desplomará la quema de gas y carbón un 20% frente al año pasado, una buena noticia para el medio ambiente y para el bolsillo de los europeos, ya que es probable que los combustibles suban de precio con la reactivación de China. 

Estos cálculos se basan en un escenario en el que la generación hidroeléctrica funciona al 80% de lo normal, aunque todavía está por ver que se cumpla. "Las posibilidades de que vuelva a darse la peor sequía en 500 años como ocurrió en 2022 son extraordinariamente escasas. Así que está claro que debemos asumir cierto rebote, pero cuantificarlo es difícil", explica Dave Jones, director del estudio y analista del mercado eléctrico. 

El mes de diciembre fue especialmente húmedo en España y también la primera mitad de enero, pero las previsiones meteorológicas no son capaces de adelantar qué ocurrirá ni siquiera de aquí a primavera. "Los modelos chocan entre sí y no hay un pronóstico claro", explica Rubén Campo, portavoz de la Agencia de Meteorología. 

Por ahora solo hay una pequeña evidencia de que la zona de Levante será algo más húmeda."Desde el punto de vista meteorológico no es posible afirmar que los embalses vayan a rellenarse a lo largo del año", añade. 

Las lluvias de los últimos dos meses han mejorado mucho el nivel de los pantanos, que hace tres meses estaban a un tercio de capacidad y hoy superan el 50%, aunque se mantiene siete puntos por debajo de la media de los últimos diez años. Mucho mejor están los embalses hidroeléctricos, que alcanzan el 74% frente al 66% de la media de la década.

Estas cifras apuntan al optimismo, y eso que aún falta el agua que aportará la nieve que se acumula ahora en las montañas cuando se descongele en primavera, como recuerda Rubén Campo. Pero el ritmo de llenado debe mantenerse hasta mayo, cuando se alcanza normalmente el pico de reservas en los pantanos españoles.

Otro informe publicado este jueves por el centro de estudios Bruegel, afincado en Bruselas, apunta en la misma dirección y señala a la lluvia como uno de los factores que determinarán la capacidad de Europa para hacer frente al próximo invierno energético.

El bloque de 27 países no podrá este año rellenar sus reservas de gas natural mediante las tuberías que conectan con Rusia, por lo que cada partícula de gas que evite quemar ayudará a abaratar la factura de los hogares. Lo primero será ahorrar energía, y las familias y la industria tendrán que apretarse el cinturón y consumir menos electricidad y calefacción, pero otra de las claves será generar la máxima electricidad posible con tecnologías limpias. 

"El rápido despliegue de las energías renovables, el uso de calefacción eléctrica y la eficiencia energética pueden acelerarse para que la industria no tenga que reducir tanto su demanda", se lee en el informe liderado por Simone Tagliapietra, especialista en política energética. 

Desde Bruegel dibujan diferentes escenarios sobre cuánto gas natural podría llegar este año en función del avance de la guerra, pero en todos los casos proponen reducir el consumo de este combustible respecto al año pasado entre el 7% y el 26%. 

A eso habría que sumar una situación excepcional: si vuelve a fallar el parque nuclear francés, el continente necesitará comprar 43 teravatios hora de gas natural extra para cubrir ese agujero. Y si la sequía vuelve a afectar a España e Italia, habrá que hacerse con 29 teravatios más. "En resumen, otro periodo de debilidad tanto de la energía nuclear como de la hidráulica exigiría reducir un 2% adicional de la demanda de gas", zanjan los autores. 

Según argumentan desde la Agencia de Meteorología, tampoco es posible saber cómo evolucionarán las lluvias en el sur y centro de Europa porque los modelos también dan resultados contradictorios. Por ahora solo se esperan meses más húmedos en el extremo norte del continente. 

Aun así, Rubén Campo recuerda que hace un año solo se esperaba una primavera parcialmente lluviosa en la costa mediterránea, y terminó lloviendo tres veces más que en un año normal en las cuencas del Júcar y el Segura, lo que permitió rellenar los embalses y echar una mano a los agricultores, el otro sector que mirará con atención al cielo durante los próximos meses.

El propósito de estas breves notas es aportar varios argumentos que desmienten la justificación con la que las compañías propietarias de las centrales nucleares (Iberdrola, Endesa y, en menor medida, Naturgy y EDP) están amenazando al Gobierno a raíz de las medidas adoptadas por éste para reducir el impacto de la escalada del precio mayorista de la energía eléctrica; en particular la minoración de los beneficios extraordinarios que vienen obteniendo las plantas nucleares e hidráulicas.

Según las compañías, con esas medidas registrarán pérdidas y se verán abocadas al cierre.

1.- Antes de entrar en detalle, es importante destacar el permanente celo con el que siempre las compañías eléctricas han evitado proporcionar información para que se conozcan sus costes reales. Ello a pesar de que, al mismo tiempo, ha sido en nombre de esos costes como las compañías han obtenido sucesivas concesiones favorables de los gobiernos del PSOE y el PP desde los años ochenta.

2.- En la actualidad, el Foro Nuclear, Energía y Sociedad y otros altavoces que cierran filas con los intereses de las compañías eléctricas insinúan que la banda mínima de precios que necesitan las centrales nucleares para cubrir sus costes y demás gastos se sitúa en 55-60 euros por megavatio-hora (€/MWh). Según ese cálculo, aproximadamente la mitad de esa cifra correspondería a impuestos y tasas que gravan la actividad de las centrales. Lo cual justificaría el calificativo de “ahogo fiscal” con el que iniciaron una campaña de propaganda a principios de 2021; por tanto, antes de que se iniciase la escalada de precios y sobrebeneficios.

3.- Es muy probable que, con un precio medio de 34 €/MWh en el mercado mayorista, en el año 2020, las plantas nucleares hubieran registrado pérdidas. Sin embargo, como es bien sabido, ese año el precio fijado en el pool eléctrico fue anómalamente inferior al registrado en años anteriores, como consecuencia de la pandemia y de que coincidieron varios sucesos energéticos. De hecho, el precio medio entre 2015 y 2019 fue, sucesivamente, de 50,3; 39,7; 52,2, 57,3 y 47,7 €/MWh. De modo que el promedio de esos cinco años se situó en 49,4 €/MWh, sin que esgrimiesen ningún tipo de pérdida. Más aún, hubo voces que seguían defendiendo la tesis de que el precio del kilovatio-hora nuclear era y seguiría siendo competitivo con respecto a las energías renovables.

4.- Una segunda evidencia de que no había atisbo de pérdidas la pone de manifiesto el acuerdo adoptado por las compañías eléctricas con el Gobierno para prorrogar el funcionamiento de las plantas nucleares hasta 2027 unas y 2035 otras. El acuerdo se firmó en marzo de 2019 cuando el precio de febrero era de 57 €/MWh, el de marzo 43,3 €/MWh y, finalmente, el promedio anual fue de 47,7 €/MWh; con el matiz adicional de que la expectativa era que en el futuro los precios bajarían conforme aumentara la penetración de las energías renovables en el mix de oferta.

En ese escenario, las compañías eléctricas acordaron continuar generando energía electro-nuclear con el compromiso de invertir en las plantas unos 400 millones de euros (susceptibles de llegar a 600 millones) y la elevación en un 19% de la (raquítica) tasa anual que deben abonar a Enresa para financiar la gestión de los residuos radiactivos y el desmantelamiento de las centrales cuando concluya el período de prórroga.

5.- No cabe suponer que presionaran a favor de esa prórroga si las condiciones acordadas no siguieran garantizando una rentabilidad satisfactoria. Por tanto, si aquel escenario ofrecía perspectivas de rentabilidad con precios en el entorno de 40-55 €/MWh y con expectativas bajistas, las amenazas basadas en un mínimo de 55-60 €/MWh sólo pueden obedecer a dos posibles alternativas. Una es que las condiciones de costes hayan evolucionado desfavorablemente en estos dos años. La otra es que, utilizando la anómala situación del año 2020, las compañías eléctricas pretendan confundir a la opinión pública para justificar su férrea oposición a las medidas con las que el Gobierno pretende limitar sus beneficios extraordinarios.

Para negar la primera alternativa posible, resulta obligado analizar el comportamiento de los costes de producción y de las cargas tributarias que afectan a las plantas nucleares, con el hándicap de que las propias compañías eléctricas no aportan información transparente al respecto.

6.- Los costes de producción corresponden a cuatro componentes: a) la amortización de las inversiones realizadas hasta su puesta en funcionamiento; b) la amortización de las inversiones recurrentes efectuadas posteriormente para incorporar mejoras técnicas y de seguridad; c) el precio del combustible (uranio enriquecido) y d) los costes operativos y de mantenimiento. A ellos cabe sumar, como partida menor, el peaje a Red Eléctrica Española como transportista de la energía generada.

El primer componente es nulo, porque aquellas inversiones iniciales que realizaron en los años ochenta están sobradamente amortizadas; incluso con creces, debido a la cadena de privilegios que obtuvieron de los gobiernos del PSOE y el PP durante décadas.

El segundo componente, las inversiones más recientes, sobre todo a raíz del accidente de Fukushima en 2011 y las derivadas del acuerdo de prórroga firmado en 2019, resultan difíciles de estimar en su cifra total y en su prorrateo por MWh producido. No obstante, considerando ciertas informaciones parciales y haciendo un supuesto generoso, difícilmente superarán los 12 o como máximo los 15 €/MWh.

Para los otros dos componentes se cuenta con datos parciales que inducen a considerar que el coste del combustible junto con el abono del peaje difícilmente suman más de 5-6 €/MWh; mientras que los costes de operación y mantenimiento podrían estar en 6-8 €/MWh. Esta última cifra supondría que los costes estimados por el Foro Nuclear en 2006, 3 €/MWh, se habrían incrementado a un generoso ritmo del 5-8% anual.

Por tanto, agregando el importe de los cuatro componentes, cabe estimar que el total de los costes de producción se mantendría en una horquilla de 22-27 €/MWh.

7.- Los pagos de impuestos y tasas se pueden agrupar en cinco componentes: a) el impuesto IVPEE que introdujo la ley de diciembre de 2012 para gravar con un 7% todas las tecnologías generadoras de energía eléctrica; b) los impuestos específicos que incorporó esa misma ley para la producción nuclear; c) los tributos recientes que han introducido varios gobiernos autonómicos (Extremadura, Cataluña, Valencia) con criterios ambientales; d) la tasa anual abonada a Enresa, actualizada desde 2019 y e) tributos locales y otros gastos similares.

En este caso, la información que puede servir de referencia, ciertamente nada hostil, es la procedente de Energía y Sociedad, el portal de internet afín a los intereses de las compañías eléctricas y de forma particular a los relacionados con las plantas nucleares. Su boletín 194, aparecido en febrero de 2021, aportaba información reciente sobre cada uno de esos cinco componentes para respaldar la campaña propagandística del “exceso de carga fiscal”.

El impuesto IVPEE supondría 2,4 €/MWh, si bien hay que recordar que su aplicación quedó suspendida durante seis meses entre 2019-2020, de nuevo lo fue desde el verano de 2021 y las recientes medidas del Gobierno han vuelto a prorrogar su suspensión. Los otros impuestos que introdujo la ley de 2012 equivaldrían a 5 €/MWh, las ecotasas aplicadas por las comunidades otros 5 €/MWh, las tasas locales otros 2 €/MWh y el abono a Enresa, tras su elevación, otros 8 €/MWh.

Por consiguiente, el total de los cinco componentes “fiscales” ascendería a 20-21 €/MWh.

8.- En consecuencia, el umbral de rentabilidad inicial, marcado por la suma de los costes de producción y de la fiscalidad se situaría a partir de 42-48 €/MWh. Es decir, bastante menos que los 55-60 €/MWh que reclaman los propietarios de las plantas.

Además, la banda en torno a 45 €/MWh requiere de tres matices importantes. El primero, ya mencionado, es que los 2,4 €/MWh del IVPEE desde 2019 han estado más tiempo suspendidos que vigentes, y así siguen, por lo que no deben ser incluidos sin más.

9.- El segundo matiz estriba en que la tasa que pagan a Enresa no debe considerarse un tributo fiscal. Es un gasto imprescindible que se deriva de la apuesta histórica de las compañías eléctricas cuando optaron por instalar las centrales nucleares. Esa elección implicaba dos tipos de gastos importantes. Uno derivado de que esas centrales utilizan como combustible un producto que genera residuos radiactivos, algunos altamente peligrosos y duraderos, cuyo almacenamiento requiere gastos adicionales. Otro derivado de que el desmantelamiento de las plantas exigirá grandes medidas de seguridad.

La bicoca fue que, durante décadas, mientras las compañías obtenían grandes beneficios de la producción nuclear, los gobiernos, a través de Enresa, asumieron el coste del almacenamiento (totalmente hasta 2005 y aún de forma parcial hasta 2010) e ignoraron la necesidad de ir acumulando reservas financieras con las que preparar el momento del cierre de las plantas. Cuando en 2010 el Gobierno tomó en cuenta que las empresas tenían que hacerse cargo de ambos aspectos, la cuota que se impuso fue reducida y se mantuvo sin actualizar hasta 2019.

10.- El tercer matiz también obliga a retrotraerse en el tiempo. La ley de 2012 impulsada por el Gobierno del PP introdujo el impuesto sobre la producción eléctrica (IVPEE) y los impuestos específicos sobre la energía nuclear con una exclusiva finalidad recaudatoria: obtener nuevos ingresos para financiar el denominado “déficit de tarifa”. Cada año, Gobierno y CNMC (antes la CN de la Energía) estimaban unos “costes reconocidos” a cubrir con los ingresos obtenidos por la venta de la electricidad generada. Como desde 2002 los ingresos comenzaron a ser inferiores a esos costes reconocidos, el Gobierno reconoció que las empresas eléctricas debían ser compensadas por la acumulación de aquellos déficits. Sin embargo, aquellos costes reconocidos nada tenían que ver con los costes reales de las compañías. Hubiera sido absurdo que dichas compañías hubieran soportado pérdidas prolongadas durante más de una década. De hecho, año tras año, los resultados financieros arrojaban importantes beneficios.

Por tanto, en virtud de aquel birlibirloque del “déficit tarifario”, acuciado por incrementar la recaudación, el Gobierno introdujo aquellos nuevos impuestos que actualmente siguen pagando las plantas nucleares y de los que se beneficiaron las compañías eléctricas que son las propietarias de esas plantas nucleares.

11.- Por último, dando por sentado que los cálculos anteriores pueden contener ciertos errores y desviaciones, la conclusión final que cabe plantear es que las compañías eléctricas tienen una excelente oportunidad de demostrar su tesis sobre el “ahogo fiscal”: aportar transparencia a sus cuentas sobre costes de producción y cargas que soportan.

Una transparencia que, en realidad, sería imprescindible para el conjunto de su información financiera sobre los costes reales de cada una de las tecnologías con las que generan electricidad y de cada uno de los segmentos (producción, distribución y comercialización) en los que participan con una elevada cuota de poder de mercado.

El precio medio diario de la electricidad en el mercado mayorista volverá a bajar este sábado un 3,82%, hasta los 166,36 euros el megavatio hora (MWh), aunque será el sábado más caro de la historia hasta ahora. Este dato contrasta con los 159,3 euros en los que cotizaba la electricidad justo hace una semana y con los 150,78 euros que registraba hace dos sábados, lo que supone un alza del 4,3% y del 10,3%, respectivamente, según informa Europa Press.

No obstante, como es habitual en los fines de semana, cuando la demanda es inferior, los precios retroceden ligeramente respecto a los días de entre semana.  Desde que empezó septiembre, cuando el precio marcaba los 132,4 euros, la cotización de la luz ha ido encadenando un récord tras otro. Sin embargo, ya hace 8 días que se registró el último precio más alto de la historia, de 188 euros, un nivel que todavía no se ha rebasado.

Los 166 euros de este sábado se encuentran un 518% por encima de los 26,89 en los que se encontraba el precio de la electricidad el mismo día del pasado año, según los datos del operador de mercado eléctrico designado (OMIE), recogidos por Europa Press.

El precio más alto este sábado se dará entre las 20.00 y las 21.00 horas, cuando alcanzará los 188,17 euros/MWh, mientras que el más bajo se registrará entre las 15.00 horas y las 16.00 horas, cuando cotizará a 114,96 euros.

Tras batir sendos récords históricos tanto en julio como en agosto, septiembre ya tiene en su haber los mayores precios registrados hasta ahora en el mercado mayorista. En agosto, y en plena ola de calor, el precio fue marcando un nuevo récord tras otro, provocando que el precio medio del mes alcanzase los 106 euros/MWh, el más caro de la historia, seguido de julio, que ya marcó otro récord, con un precio de 92,4 euros.

Rebajas en la factura 

Estos valores tan altos en el precio de la electricidad se deben a la cotización internacional del gas -usado en las centrales térmicas-, que, tras registrar un fuerte desajuste entre la oferta y la demanda en los últimos meses, se ha disparado en plena recuperación económica, así como al impacto del coste de emitir CO2.

En el marco de esta crisis, el Gobierno ya ha aprobado un plan de choque para que este descontrol en los precios de cotización no se traslade a la factura que desembolsan los consumidores, con el objetivo de que este año se pague, como mucho, la misma cantidad que se pagaba en 2018.

La reducción del IVA al 10%, la suspensión del impuesto del 7% a la generación eléctrica, el descuento del impuesto de la electricidad al 0,5% o la contribución esperada de 2.600 millones de euros por parte de las eléctricas procedente de los denominados beneficios caídos del cielo, son algunas de las medidas acometidas.

No obstante, el precio de la cotización que se publica cada día, como ya ha advertido el Gobierno, seguirá en cotas elevadas y subiendo, al menos, hasta marzo del año que viene, momento en el que se prevé que estas medidas decaigan. Mientras tanto, la factura debería seguir bajando de precio a pesar del alza en el mercado mayorista.

Unidas Podemos ha propuesto al PSOE limitar el precio de la energía nuclear y de la hidroeléctrica para bajar la factura de la luz, una medida que a su juicio el Gobierno podría acometer por decreto ley y así conseguir que los ciudadanos se vieran beneficiados a corto plazo, según recoge Europa Press.

La idea ya ha sido planteada en el Gobierno por la ministra de Derechos Sociales y secretaria general de Podemos, Ione Belarra, y por el titular de Consumo y coordinador de Izquierda Unida (IU), Alberto Garzón. La propuesta está ya en manos del Ministerio para la Transición Ecológica que dirige Teresa Ribera. El objetivo de Unidas Podemos, según fuentes de la formación, es lograr que la factura de la luz baje con carácter inmediato y así atender la situación límite que vive España con los máximos históricos de las últimas semanas.

Por eso, abogan por acometer esta reforma del mercado eléctrico a través de un decreto ley que pudiera entrar en vigor en un periodo de tiempo muy breve y lograr un ahorro de entre 1.500 y 3.200 millones de euros al año para los ciudadanos, según los cálculos aportados por la Unidas Podemos. En concreto, proponen establecer un precio fijo para la energía nuclear, tal y como ya hace Francia. De esa forma, las comercializadoras podrán adquirir la energía nuclear a este precio de referencia y los consumidores quedarán protegidos frente a subidas en los costes de otras tecnologías que, con el sistema actual, se transfieren a la nuclear en forma de los llamados beneficios caídos del cielo.

Y en segundo lugar, quieren poner un precio máximo para la energía hidroeléctrica mediante un sistema similar al actualmente utilizado para algunas energías renovables. Así, cuando el precio de otras energías, como el gas, sea muy elevado, éste no podrá encarecer el de otras energías más baratas como la hidroeléctrica. Según su plan, los precios de ambos tipos de energía serían fijados a través de una auditoría de costes de generación, una labor de la que se encargaría la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

A su juicio, la caída de precios en el mercado regulado provocaría automáticamente un efecto arrastre en el mercado libre, por lo que todos los consumidores se verían beneficiados de bajadas significativas en el precio de la luz. Desde Unidas Podemos aseguran que estas reformas se ajustan a la regulación europea y, al mismo tiempo, permitirán la necesaria reducción del precio de la factura de la luz, que ven "cada vez más urgente" tras los precios récord de las últimas semanas.

Ribera lo estudiará con "las máximas garantías"

El Ministerio para Transición Ecológica y el Reto Demográfico se ha abierto a evaluar la "viabilidad" de la propuesta "con las máximas garantías", ya que considera que el plan de su socio de Gobierno "adolece de un análisis sobre su compatibilidad con la normativa comunitaria".

Fuentes del gabinete dirigido por Teresa Ribera indicaron a Europa Press que el Ministerio "agradece todas las sugerencias y las estudia con el máximo respeto, como hará con la propuesta remitida por los ministerios de Derechos Sociales y Agenda 2030 y de Consumo".

En este sentido, recordaron también que el Gobierno viene trabajando desde junio de 2018, "dando prioridad a los consumidores y respetando el marco jurídico comunitario".

El Gobierno ha abierto expedientes informativo a Iberdrola y Naturgy para investigar el vaciado del embalse de Ricobayo, en Zamora, y de cuatro embalses gallegos, los de Belesar, Salas, Portas y Cenza, según informa Europa Press.

En el caso del de Ricobayo, el embalse ha visto reducida su cota en las últimas semanas hasta situarse en poco más de un 10% de su capacidad y del que Iberdrola es la empresa concesionaria del título para su aprovechamiento hidroeléctrico, cuya vigencia expira en 2039. Así lo ha anunciado el secretario de Estado de Medio Ambiente, Hugo Morán, durante su visita a Zamora, donde ha mantenido una reunión con los alcaldes de los municipios afectados, en la que también ha participado el delegado del Ejecutivo en Castilla y León, Javier Izquierdo.

Morán ha reconocido que los municipios encabezan "una reivindicación justa" y se ha mostrado partidario de comprobar si ha habido "mala praxis" en la actuación de Iberdrola, la titular de la concesión. "La postura de los alcaldes define el sentimiento de agravio de los vecinos afectados", ha indicado el secretario de Estado, que ha apuntado que el Gobierno "ha seguido la evolución del caso desde el minuto uno".

En ese sentido, Hugo Morán ha explicado que, "si se constata" la citada mala praxis por parte de Iberdrola, "se pondrá en marcha el mecanismo sancionador". Ese es el compromiso adquirido por el responsable gubernamental, que ha apuntado que esta situación no se da exclusivamente en el embalse de Ricobayo y que ha aludido también a "distintos problemas en otras zonas".

Morán ha subrayado que las concesiones normalmente duran varias décadas y ha deslizado que "el momento en el que se inició el periodo dista mucho del actual". En este punto, el secretario de Estado de Medio Ambiente ha aludido al cambio climático y ha abogado por impulsar "una nueva forma de explotación". En cuanto a la situación concreta de Ricobayo y del expediente informativo, Morán ha apuntado que espera que el procedimiento sea "rápido" y que se resuelva en los próximos días.

Por su parte, el alcalde de San Cebrián de Castro, Javier Aguado, ha hablado en nombre de los municipios afectados para dejar claro lo que, a su juicio, es "un atentado ambiental sin precedentes por parte de Iberdrola hacia estos territorios". El responsable municipal ha destacado el apoyo generalizado hacia su causa tanto de los partidos políticos como de la ciudadanía y ha defendido la necesidad de que los compromisos "no sean solo de palabra".

Embalses gallegos

Asimismo, el Gobierno ha abierto expedientes informativos para investigar la situación de cuatro embalses gallegos, los de Belesar, Salas -gestionados por Naturgy-, Portas y Cenza -por Iberdrola-, según confirman fuentes de la Confederación Hidrográfica del Miño-Sil. 

Estas fuentes apuntan que se trata de estar "hiper vigilantes" a los datos que recaba el centro de control de la confederación para determinar las actuaciones que se están acometiendo en estas presas. "Podría dar lugar a un expediente sancionador en caso de incumplimiento de las condiciones", afirman.

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".

El debate llevaba días girando alrededor de la creación de una empresa pública de energía o de nacionalizar alguna de las grandes eléctricas existentes (algo que defiende Podemos pero no el PSOE), pero los morados han afinado más el tiro desde este miércoles: UP, por boca de su portavoz en el Congreso, Pablo Echenique, ha exigido a su socio mayor de coalición de Gobierno terminar con los beneficios caídos del cielo o windfall profits, que es como se denomina al sobreprecio que reciben las grandes eléctricas al cobrar la energía producida por centrales nucleares o hidroeléctricas el precio del gas natural en el mercado mayorista. 

Algo que venía en el acuerdo del Gobierno de coalición firmado este jueves hace un año y que afecta directamente a la factura de la electricidad de estos días, según apunta la mayoría de expertos consultados. Precisamente, especialistas como Natalia Fabra o Jorge Morales de Labra no abogan por nacionalizar una empresa eléctrica sino por cambiar el marco regulatorio para liquidar los windfall profits, cuya retribución estiman en hasta 3.000 millones de euros anuales, según la denuncia que la Plataforma por Un Nuevo Modelo Energético presentó en 2015 ante la Comisión Europea.

Los beneficios caídos del cielo son un tema recurrente en el sector, tan solo negados por las empresas a las que más afectaría su supresión: las grandes del Ibex como Endesa, Iberdrola o Naturgy sostienen que no existen los windfall profits porque las propias compañías realizan inversiones en las centrales nucleares e hidroeléctricas. Estas compañías además siempre apuntan contra las primas a las renovables. Pero más allá de las firmas cotizadas del sector energético, la existencia de este maná viene alertándose por casi todo el mundo desde hace más de una década.

Hace justo 10 años, el secretario general de Energía con Felipe González Martín Gallego denunciaba en una charla que las nucleares obtenían "altos beneficios gracias a vender su producción a un elevado precio debido al peculiar sistema de fijación de precios en el mercado eléctrico mayorista, en el que las empresas compran luz como una lonja y en el que todas perciben el precio más alto". 

Hay una fecha clave: 1997, cuando se crea la actual ley por la cual las nucleares e hidroeléctricas vieron compensados sus costes de transición hacia energías más limpias: son los denominados CTC, los costes de transición a la competencia que, según denuncia el grupo de Economistas frente a la Crisis, reportaron a estas empresas un "exceso de remuneraciones" de más de 30.000 millones de 2007 a 2016. 

Una subida del 110% este año

De esta manera, ambos sectores amortizaron las posibles pérdidas de la transición energética y, terminados los CTC, se reveló que los costes de producir energía para nucleares e hidroeléctricas son muy bajos. "Las nucleares e hidroeléctricas no han tenido que comprar ningún derecho de emisión para las centrales de gas porque, sencillamente, no emiten gases contaminantes", escribió el pasado domingo Jorge Fabra Utray, ex vocal del Consejo Nacional de la Energía. El derecho de emisión se sitúa en torno a 13 euros por megavatio producido.

"Cuanto más suban los derechos de emisión", continúa Fabra Utray, "más pagan los consumidores por la energía de las centrales nucleares, hidroeléctricas y [en menor medida] renovables a mercado". Y según el autor, "curiosamente la propiedad, salvo porcentajes irrelevantes", de nucleares e hidroeléctricas recae "en las tres grandes empresas eléctricas y de gas: Endesa; Iberdrola y Naturgy".

Morales de Labra directamente desgrana que lo sucedido la semana pasada, la de las grandes nevadas, y vincula la espectacular subida de la luz (la media el 25 de diciembre era de 16 euros por megavatio, que escaló hasta 95 euros el 8 de enero, un repunte del 110% en lo que llevamos de año) con la propuesta con la que ahora contraataca Podemos. "Las inversiones de las nucleares e hidroeléctricas a partir de 1997 se hicieron sin riesgo de precio, porque las compensaciones con dinero cuasi público les garantizaban beneficios durante su transición", rebobina. "Pues bien: las nucleares e hidroeléctricas cubrieron casi el 70% de la demanda energética del 8 de enero de 2021", sentencia este experto. 

Sebastián defiende una auditoría

"Llevamos mucho tiempo discrepando de Podemos sobre la necesidad de una empresa pública comercializadora de energía para abaratar la factura eléctrica", señala un experto que pide no aparecer citado. "Eso es lo que dicen ellos. Pero el debate sobre los beneficios caídos del cielo es otra cosa, porque llevamos años y años insistiendo en esta problemática que nunca se aborda". 

Preguntada al respecto este miércoles en unas jornadas, la ministra de Transición Energética, Teresa Ribera, reconoció que el capítulo de los beneficios llovidos de la nada está dentro de los acuerdos de coalición. "Nos quedan pendientes varias cosas, y una es ver cómo se puede reducir ese diferencial que dispara los precios marginales en el mercado mayorista, fenómeno conocido como los windfall profits, y no es sencillo técnicamente encontrar soluciones dentro del mercado europeo", dijo Ribera. "Tenemos que identificar cuándo se disparan determinadas tecnologías en momentos críticos como el actual", añadió la ministra, que aseguró que su departamento ha trabajado mucho para reducir lo que paga el consumidor.

Consultado a este respecto, el ex ministro de Industria, Miguel Sebastián, defiende una "auditoría de costes del sector eléctrico". "El problema de los windfall profits es que no se sabe cuáles son", razona Sebastián. "En teoría las nucleares y las hidraúlicas ya han amortizado sus costes y todo lo que reciben son beneficios. En la práctica no sabemos si lo hay, porque las nucleares responden que mantener las centrales exige una enorme inversión. Y como no lo sabemos, lo mejor es realizar una auditoría". 

2021 se anunciaba como el año en que iba a bajar el recibo de la luz. A partir del 1 de abril comenzarán a aplicarse los peajes de transporte y distribución de electricidad y de gas natural establecidos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y que suponen un tercio de la factura. El nuevo cálculo debe traducirse en una reducción del 2% en el recibo de la luz. Además, el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico que el Gobierno quiere crear tiene como uno de sus objetivos recortar la factura hasta un 13% en los próximos cinco años. Y la Ley de Cambio Climático, que aumenta la participación de las energías renovables –más baratas– en la generación de electricidad, está tramitándose en el Congreso.

Sin embargo, la ola de frío con la que se está despidiendo la Navidad ha disparado este viernes el precio mayorista de la electricidad a un récord histórico de 94,99 euros el megavatio hora, que escaló hasta los 114,89 euros a las ocho de la tarde. La marca anterior se alcanzó el 8 de diciembre de 2013, con 93,11 euros el megavatio. Aunque el pico durará lo que la meteorología dicte, para el sábado –los precios de la electricidad se fijan en subasta con un día de antelación–, ya ha descendido un 15% y se queda en 80,66 euros el megavatio, de acuerdo con los datos del Operador del Mercado Ibérico (OMIE).

Estos precios suponen un auténtico clavo para los 11 millones de consumidores, casi el 40%, que han contratado la tarifa regulada o Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC), determinado por las subastas del mercado mayorista. Para quienes han escogido la tarifa libre, el precio es fijo, el que marca la comercializadora.

Hasta este viernes el precio de la luz ha subido nada menos que un 27%. Según los cálculos de la organización de consumidores Facua para un usuario medio de 366 kilovatios hora al mes con una potencia contratada de 4,4 kilovatios, el recibo se ha encarecido un 19,3% en la primera semana de enero, hasta los 80,71 euros. Facua lo ha llamado “salvajada tarifaria”.

Al aumento de la demanda por el frío, Jorge Morales de Labra, director de Próxima Energía y experto en el sector eléctrico, añade otras tres causas para explicar el repunte. La gran subida del precio del gas natural, por un lado; la falta de viento y de sol que reduce la participación de las energías renovables en la generación eléctrica, por otro; y, finalmente, la regulación del sistema: en la subasta diaria todos los generadores cobran el precio de la oferta más cara, aunque sus costes de producción sean muy inferiores. “Ocurre todos los días, pero nos damos cuenta hoy”, recalca Natalia Fabra, catedrática de Economía en la Universidad Carlos III de Madrid.

El mercado eléctrico es el culpable

Y hoy ha sido especialmente crudo para el consumidor porque la subida del gas natural –el que ha marcado el resto de los precios en la subasta– en todo el planeta ha sido tremenda. La ola de frío no sólo afecta a España, sino a todo el hemisferio norte, explica Jorge Morales. De forma que la demanda, y los precios, se han disparado. En China y Japón se han triplicado, y es hacía allí adonde se están desviando las exportaciones gas argelino. Las ventas a España del país norteafricano se han reducido a la mitad, apunta Natalia Fabra. “Además, en España carecemos de mecanismos de flexibilidad del mercado gasista, como interconexión y almacenamiento”, añade. De manera que este viernes el precio del gas en el Mibgas (Mercado Ibérico del Gas) ascendía a 52 euros el megavatio y algunas centrales de gas lo estaban ofertando a 100 euros, asegura. Ése es el precio al que terminan cobrando la electricidad las centrales nucleares o hidroeléctricas pese a que su coste de producción no supera los 20 euros. “El precio del gas natural sirve para fijar el precio del resto”, resume Fabra. Lo que redunda en un sobrecoste para el consumidor y en lo que se ha venido en llamar windfall profits, o “beneficios caídos del cielo”, para las energéticas. Las centrales de gas apenas son el 3% de los generadores eléctricos, por lo que su mayor precio no debería tener apenas impacto en el recibo de la luz.

No obstante, Natalia Fabra precisa que la “culpa” de este sobreprecio no la tiene “ni la nieve, ni el gas, ni Argelia”, sino la regulación eléctrica. Jorge Morales está de acuerdo. Las grandes eléctricas se enriquecen gracias a un sistema que necesita una reforma, denuncia. “En Francia están ahora en alerta roja, al borde del colapso eléctrico, por lo que el Gobierno ha pedido a los ciudadanos que reduzcan su consumo”, explica, “pero el precio no ha resultado tan afectado como en España, porque su sistema para trasladar los precios mayoristas a los minoristas y para retribuir a centrales nucleares e hidroeléctricas es distinto”.

Fabra cree que el Gobierno debería cambiar la regulación eléctrica, pero también advierte de que “no se atreverá”, y menciona a continuación a Iberdrola y Endesa como propietarias de las grandes nucleares e hidroeléctricas del país. Para Cristóbal Gallego, fundador del Observatorio Crítico de la Energía y representante de Unidas Podemos en la comisión de expertos en Transición Energética, la acción del Gobierno debería apuntar hacia la “sujeción social” que debería tener el sistema eléctrico para evitar la pobreza energética. También defiende el apoyo a las renovables, que redundaría en una bajada del precio de la luz. Limitar los precios de la energía, añade, entra ya en el debate ideológico y la tendencia en Europa es no imponer topes.

Rebaja artificial, rebaja real

Jorge Morales asegura que el Ejecutivo poco puede hacer en el corto plazo para evitar estos sobresaltos en la factura de la luz, “más allá de amenazar a las eléctricas” pidiendo a la CNMC, como acaba de saberse este viernes, que investigue si ha habido algún comportamiento anómalo de estas grandes compañías que explique la brusca subida de precio. En 2013 el Ejecutivo encargó la misma investigación cuando se produjo el anterior récord. Dos años después, la CNMC sancionó a Iberdrola con 25 millones de euros por manipular el precio de la electricidad, aumentando el ofertado por las centrales hidroeléctricas del Duero, el Sil y el Tajo. Obtuvo así un beneficio de 21,5 millones de euros, según los cálculos del organismo regulador. Iberdrola recurrió la multa ante la Audiencia Nacional, que la mantiene en suspenso mientras se investiga en el mismo tribunal una denuncia de la Fiscalía Anticorrupción por un delito contra el mercado y los consumidores.

Morales de Labra no descarta que se produzcan irregularidades que disparen aún más los precios. Una decisión premeditada para incumplir la obligación de abastecimiento de gas o que las eléctricas aprovechen para especular con el agua y la vendan “a precio de champán”. Pero insiste en el que problema es la formación de los precios tal y como está diseñado el mercado.

Lo mismo cree Natalia Fabra cuando se le pregunta por el cambio en los peajes de la CNMC, el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico o la Ley del Cambio Climático. “Son cambios de naturaleza diferente”, objeta. Gracias al Fondo para la Sostenibilidad, la factura de la luz la pagarán a partir de ahora no sólo los consumidores eléctricos, sino también los consumidores de gasolina y diésel. “Abaratará la factura, que se repartirá entre más, pero no la electricidad”. Una medida que va en la dirección correcta, abunda, encareciendo los combustibles fósiles. Pero lo fundamental, recalca, es hacer “una reforma del sistema eléctrico para pagar a los productores eléctricos lo que realmente cuesta la luz, y no más”. Si no, se trata de una rebaja “artificial” del recibo. En cualquier caso, precisa, aumentar la participación de las renovables –con costes de producción inferiores– sí que desembocaría en una “rebaja real” del precio de la electricidad que se conseguiría “en una década”.

El precio mayorista de la luz llegó el pasado miércoles a su máximo anual, 75,39 euros el megavatio/hora. La electricidad lleva cinco meses encadenando subidas, por lo que ya ha superado, tanto en el mercado mayorista como en la factura doméstica, los precios alcanzados en 2017. “Tenemos ahora mismo la factura más cara de la historia en precios regulados”, resalta Francisco Valverde, analista del mercado eléctrico. Y va a seguir subiendo, apunta Jorge Morales de Labra, experto en energía, “incluso podrá tocar en enero los 80 euros, si el Gobierno no actúa”. Aun así, quedará lejos de los 91,88 euros a los que escaló algunos días de enero en 2017, por culpa de la ola de frío.

A diferencia de entonces, las subidas de este año no son puntuales. Aunque sólo en agosto el precio mayorista se disparó un 35%. Además, el aumento de la demanda que traerá consigo la caída de las temperaturas en otoño e invierno va a continuar impulsando los precios de la electricidad en los próximos meses. Hasta ahora, el alza del precio del gas, arrastrado a su vez por el del petróleo, que ha subido un 50%, así como el encarecimiento de los derechos de emisión de CO2, que se han quintuplicado en el último año, explican el ascenso del recibo de la luz, según Francisco Valverde. Como por razones meteorológicas se ha reducido la oferta de energía eólica y las paradas de Vandellós y Trillo han recortado la producción nuclear, las eléctricas han recurrido más al carbón, a la generación térmica. Y como es la tecnología más cara la que marca el precio para el conjunto del mercado mayorista –lo que se llama un sistema marginalista–, la térmica está tirando al alza de los precios eléctricos finales.

Además, añade Valverde, los derechos de emisión de CO2 –que compran y venden las grandes industrias productoras de gases invernadero para emitir por encima del límite asignado– van a seguir disparados al menos hasta el próximo enero, cuando entre en vigor la reforma comunitaria que debería pinchar la actual “burbuja”.

“La ley se lo permite”

La ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, comparecerá el próximo miércoles en el Congreso para explicar por qué sube el recibo de la luz. Jorge Morales cree que también debería anunciar medidas para impedir que la factura eléctrica siga escalando. Porque, más allá del “mar de fondo” que justifica la subida de los últimos meses –la conjunción del gas, el carbón y los derechos de emisión de CO–, Morales de Labra considera que deberían “cambiar las reglas del juego del mercado eléctrico para que no se especule con el agua”. Todo lo demás, subraya, no serían más que “movimientos cosméticos”, en un mercado que lleva “20 años sin cambiarse”. Ni Jorge Morales ni Francisco Valverde piensan que detrás de la subida de la luz haya maniobras ocultas de las eléctricas. “No les hace falta concertarse”, asegura el primero, porque la propia ley les permite maximizar el beneficio “ofreciendo el agua embalsada al precio que quieran” en un mercado que en teoría es libre.

No obstante, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) anunció el pasado julio, en plena escalada de precios, que iba a llevar a cabo un “análisis del comportamiento del mercado” por si, además de la subida “coyuntural”, hay “algo más” detrás del encarecimiento de la electricidad este año.

“Todo pasa por el agua”

Francisco Valverde también sitúa como principal vicio del sistema la falta de competencia. “Todo pasa por el agua”, advierte, “es el agua la que manda: entre el 60% y el 80% de las horas del mes el precio lo marca el agua”. Y, en contra de lo que puede ser la idea mayoritaria, “el agua no es barata”, apunta, “sino que tiene casi el mismo precio que los combustibles fósiles”. A su juicio, para bajar el precio de la luz debería eliminarse buena parte de los impuestos que cargan el recibo –“el Estado recauda 6.000 millones de euros al año gravando la electricidad”– y reformar la “perversa” factura de la luz, “que el término fijo, el más alto del mundo porcentualmente, no pese tanto, de forma que importe más el consumo y, por tanto, se pueda ahorrar”, además de aligerar el recibo de conceptos: “Ahora es un cajón de sastre”. En números, en una factura de 72 euros, 14,39 euros corresponden al término fijo, 42,42 euros al consumo, 12,54 euros al IVA y 2,9 euros al impuesto de electricidad.

En la eliminación de impuestos de la factura coincide Valverde con una reivindicación clásica de la patronal de las eléctricas. “Gran parte del recibo son costes y fiscalidad”, aseguró su presidenta, Marina Serrano, el pasado miércoles, cuando Unesa anunció su cambio de nombre –ahora es Aelec–, el mismo día en que el precio de la luz marcaba el máximo anual.

En cualquier caso, las subidas afectan a los consumidores que cuentan con una tarifa regulada,tarifa regulada el 40%, unos 11 millones, aquéllos que tienen una potencia contratada igual o menor de 10 kilovatios. Pero el resto, los que están sujetos al mercado libre, “lo están pasando bastante peor”, protesta Francisco Valverde, “llevan tiempo pagando un 20% más”. Precisamente porque el 70% del mercado, remacha, “se lo reparten entre las tres mayores eléctricas”.

El consejo de administración de Repsol ha aprobado este miércoles la adquisición a Macquarie Infrastructure and Real Assets (MIRA) y Wren House Infrastructure de los negocios no regulados de generación de electricidad de bajas emisiones de Viesgo, así como su comercializadora de gas y electricidad por un importe de 750 millones de euros, informó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Al tiempo que Repsol daba la luz verde, la CNMV multó a Viesgo Generación con 6 de millones de euros por una infracción grave de la Ley del Sector Eléctrico consistente la presentación de ofertas con valores anormales o desproporcionados con el objeto de alterar indebidamente el despacho de las unidades de generación o la casación del mercado, informó el organismo.

El acuerdo alcanzado con Repsol supone la adquisición de una capacidad de generación de bajas emisiones de 2.350 megavatios (MW) formada por instalaciones eficientes de generación hidráulica y ciclos combinados de gas, y una cartera de cerca de 750.000 clientes, con lo que Repsol refuerza su posición como proveedor multienergía.

En concreto, la compañía presidida por Antonio Brufau adquiere centrales hidroeléctricas con una capacidad instalada de 700 megavatios (MW), situadas en el norte de España y con gran potencial de crecimiento orgánico.

También compra dos centrales de ciclo combinado de gas, una en Algeciras (Cádiz), construida en 2011, y otra en Escatrón (Zaragoza), construida en 2008. Entre las dos suman una capacidad de 1.650 MW.  No obstante, las centrales de carbón de Viesgo quedan excluidas de la transacción. Se espera que la operación, que tendrá efectos económicos desde el 1 de enero de 2018, se complete en el cuarto trimestre del año.

Transición energética

Repsol considera que los ciclos combinados de gas tienen un papel "clave" en la transición energética. Según la empresa, las instalaciones hidroeléctricas son una fuente renovable y eficiente de generación eléctrica, además de que permiten almacenar energía en caso de déficit de otras fuentes renovables.

Con esta adquisición, Repsol considera que da un paso adelante en el cumplimiento de su hoja de ruta para la transición energética: operaría un negocio de bajas emisiones, con una posición rentable y de largo plazo.

La adquisición, con la que la compañía desarrollará nuevas capacidades, supone la incorporación de un nuevo operador en el sector del gas y la electricidad, con una visión industrial a largo plazo y con voluntad de invertir y generar nuevas oportunidades de trabajo. Al mismo tiempo, se refuerza la competencia en el sector, lo que beneficiará al conjunto de los consumidores, según destaca la compañía.

Además, con la operación, Repsol mejora la eficiencia de su consumo energético, principal coste de sus cinco grandes instalaciones industriales en España.

Repsol se convierte de este modo en un actor relevante en el mercado español de electricidad, con una capacidad total instalada de 2.950 MW (2.350 MW procedentes de esta operación, más 600 MW de sus actuales plantas de cogeneración).

Cuota del 2% en gas y electricidad

Además, la compañía aumenta significativamente su presencia en el sector minorista de gas y electricidad de España, con una cuota de mercado superior al 2% y cerca de 750.000 clientes, más cerca de su objetivo de alcanzar el 5% y 2,5 millones de clientes en 2025.

Los nuevos clientes que se incorporan en el área minorista de gas y electricidad se reparten por toda la geografía española, principalmente en Cantabria, Galicia, Andalucía, Asturias, Castilla y León y Comunidad de Madrid.

El decreto 198/2015 regula el artículo 112 de la Ley de Aguas, para determinar que lo recaudado por el canon que se le aplica a las centrales hidroeléctricas deberá dedicarse a "actuaciones de protección y mejora del dominio público hidráulico", es decir, los ríos y arroyos y sus cauces, los embalses, los lagos y los acuíferos. El pasado martes, el Ejecutivo reconoció, en una respuesta parlamentaria, que, al contrario de lo que estaba previsto en la norma, no ha previsto ni un solo euro en los Presupuestos Generales del Estado (PGE) para este propósito. En plena crisis de sequía, reconoce que no ha cumplido con el decreto para mejorar el estado de las masas de agua continentales y sus cauces, a pesar de que "la mitad de ellas no cumplen con el estado de conservación que requiere la Unión Europea", según Julia Martínez, portavoz de la Fundación Nueva Cultura del Agua. Cuidar el dominio público hidráulico es cuidar recursos esenciales para la vida, para los ecosistemas, para el sector primario, para la industria y el turismo. Y, también, cuidarnos del impacto del cambio climático, que puede precipitar que, simplemente, nos quedemos sin agua.

La respuesta parlamentaria al diputado de Unidos Podemos Juantxo López de Uralde desarrolla con precisión el artículo del decreto que establece el uso del canon a las hidroeléctricas para terminar reconociendo que "sin embargo, en las Leyes de Presupuestos Generales del Estado no ha habido ni hay una cantidad equivalente dedicada a protección y mejora al dominio público". "Estamos ante una estafa cuya víctima son nuestros ríos", asegura el autor de la pregunta. El decreto 198/2015 establece un gravamen del 22% anual sobre el valor económico de la energía producida por las centrales que se encuentren en cuencas intercomunitarias: cuencas cuyo ámbito de acción se encuentre en más de una comunidad autónoma. En el artículo 12, establece que el 2% de lo recaudado se ingresará directamente a los organismos de gestión de cada cuenca y el 98% irá directamente al Tesoro público. Con una condición que convierte al impuesto en finalista: cada año, los PGE deben destinar "al menos un importe igual a dicha cantidad prevista" para la protección de ríos, arroyos y embalses. Este martes, el Ejecutivo aseguró que no lo había cumplido. El Ministerio de Agricultura, Pesca, Alimentación y Medio Ambiente no ha respondido a la pregunta de infoLibre sobre las razones del incumplimiento.

No es la primera vez que este canon, concebido como un impuesto ambiental de los que hacen falta en España, se pone en cuestión: los primeros en criticarlo fueron los que lo pagan, las centrales hidroeléctricas. En mayo de 2015, la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) interpuso un recurso contencioso administrativo contra el decreto. El Tribunal Supremo, entendiendo que la norma podía contravenir el derecho comunitario, planteó en julio de 2017 al Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE) una cuestión prejudicial, en la que busca determinar si la ley es incompatible con el principio de quien contamina, paga, básico en todas las directivas europeas en materia medioambiental, así como con el "principio de no discriminación" que contempla la directiva que regula el mercado interior de electricidad. Considera la sala que la norma podría perjudicar a la libre competencia, al aplicarse a las instalaciones en cuencas que pasan por más de una comunidad y no al resto.

El Supremo niega con rotundidad que el canon a las hidroeléctricas se trate de un impuesto medioambiental. "El canon que nos ocupa no responde a este perfil porque no vela por proteger los supuestos daños medioambientales", plantea en el sumario de la cuestión prejudicial, aún pendiente de respuesta por parte del TJUE. No vela por proteger al medioambiente porque, tal y como plantea el TS en el texto y ha reconocido el Gobierno, no existe la partida en los PGE que repercuta positivamente en el agua del país.

El mandato que establece destinar una cantidad equivalente a lo recaudado en la protección de ríos, arroyos y embalses "no aparece cumplido en los PGE para el año 2016 (…) al destinar los ingresos del canon a financiar el déficit del sistema eléctrico", afirma el Supremo. La Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, donde se introdujo el canon, establece, efectivamente, que una cantidad igual o superior a lo recaudado por los tributos presentes en dicha ley debe destinarse en los PGE a el déficit de tarifa: la diferencia entre lo que las eléctricas reciben de la factura y lo que les cuesta producir la energía, que durante años ha sido deficitaria para las grandes empresas. No es incompatible cumplir con ambos mandatos. Según el tribunal, con uno se ha cumplido; del otro, el medioambiental, no hay noticias.

Agua en el ojo del huracán

La "estafa" de la que habla Unidos Podemos es un capítulo más de la polémica que rodea siempre a la gestión del agua en España, atenazada por el calentamiento global, germen de tensiones entre comunidades y, según ecologistas y la Unión Europea, poco proclive a respetar cuestiones medioambientales. Los recursos hídricos son administrados por los las confederaciones hidrográficas, entidades públicas que se encargan de establecer los derechos de explotación de las aguas, planear las infraestructuras y cuidar por la calidad del agua de la cuenca en la que se encuentren. Hay una para cada gran río. Cada demarcación hidrográfica –los territorios designados por la ley para la gestión– debe contar con un plan de cuenca. Actualmente nos encontramos en el segundo ciclo de estos planes, que empezó en 2015 y durará hasta 2021, y no todos han sido aprobados: faltan los que son responsabilidad de las comunidades autónomas de Cataluña y Canarias, al estar circunscritos al territorio de cada región. Los intercomunitarios son asunto del Estado.

Los tirones de oreja de la Unión Europea por estos planes de cuenca son ya habituales. El primer ciclo, de 2009 a 2015, casi cuesta una multa a España por la tardanza en aprobar las normativas, aunque finalmente el proceso sancionador se detuvo. La Comisión Europea, en un análisis de los planes de este primer periodo, recomendó a España que mejorara el cuidado medioambiental de los ríos y sus cuencas, al entender que los criterios verdes no estaban primando sobre los económicos, tal y como establece la Directiva Marco del Agua. Un segundo informe de dos parlamentarios europeos y aprobado por la Comisión de Peticiones del órgano, más duro, sentenciaba que los segundos planes de las cuencas del Ebro y del Tajo seguían sin preservar el caudal ecológico, que establece el agua necesaria para preservar el buen estado del ecosistema fluvial garantizado por su flora y fauna, su paisaje o la ausencia de contaminación. El análisis al completo de la Comisión Europea, el brazo ejecutivo del club comunitario, de los segundos planes está aún sin ver la luz. A estas reprimendas europea se le suma otro proceso sancionador de la Comisión con respecto a las aguas residuales generadas por los núcleos urbanos, gestionadas con deficiencias por España, según Europa, y que afectan de manera severa a los ecosistemas a donde van a parar.

El Tajo y el Ebro son dos de los grandes ríos de España, en los que se centra el informe negativo de los parlamentarios europeos y dos de los más señalados por la contaminación de sus aguas. La sequía está haciendo estragos en el Tajo a su paso por municipios que necesitan de un caudal abundante para vivir. Muchos apuntan con su dedo acusador al polémico trasvase Tajo-Segura, pero la falta de lluvias no ayuda precisamente a los niveles bajísimos en los embalses a lo largo de su curso, que causan despoblación en los pueblos y la necesidad de distribuirles el líquido elemento con cisternas. A su paso por Toledo, por ejemplo, el agua aparece con espuma y en otros muchos tramos son comunes los peces muertos, los olores nauseabundos y las plagas de insectos. Hay poca agua y la que hay está en un estado muy pobre. 

En el caso del Ebro, el asunto se complica cuando la corrupción se une a la presencia de la industria en la ribera. La empresa pública Acuamed fue contratada para la depuración del embalse de Flix, en Tarragona, en un pésimo estado de conservación debido a la actividad de la química Ercros durante años. Según los pinchazos de la Guardia Civil, la compañía planeó verter ácido –y matar prácticamente a toda vida en la zona– en el Ebro para beneficiar a la contratista, FCC. Los análisis de las aguas del río también han encontrado mercurio, medicamentos, otros químicos o incluso droga, procedente de las aguas residuales de las grandes ciudades. Y estos dos ríos son solo dos ejemplos del mal estado de todo el dominio público hidráulico español, al que los Presupuestos no destinan los euros que debe por ley.

Nos quedamos sin agua para vivir por culpa de la excesiva presión sobre los recursos hídricos, necesarios para casi cualquier tipo de actividad humana, y que, desde el punto de vista del conservacionismo, convierte a los ríos en lugares donde a la vida le cuesta cada vez más germinar. España cuenta con un impuesto, supuestamente ambiental, para ayudar a reducir esta tendencia, común en toda la UE, donde al igual que en España casi la mitad de los ríos están en mal estado. Lo recauda pero no lo destina a este propósito.

El presidente de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), José María Marín Quemada, ha afirmado que 2017 está siendo un año en que los precios de la luz "no van a ser cómodos", aunque ha mostrado su preferencia, a pesar de ello, por la tarifa regulada, el conocido como PVPCPVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor), frente al mercado libre.

En declaraciones a la prensa durante las jornadas Protección al Consumidor. ¡Fair Play consumidores!¡Fair Play consumidores! organizadas por la CNMC, Marín Quemada señaló que este año está siendo "complejo en cuanto a precios" preciosdebido a la sequía, lo que hace difícil que se pueda tener una "generación barata".

A este respecto, el presidente de la CNMC insistió en que los países donde la generación de origen hidráulico tienen una mayor dependencia a la hora de abaratar el recibo, como es España, es difícil que "puedan aspirar a que los años secos tengan el mismo precio que los años de gran cantidad de lluvia".

En 2016, los datos de la CNMC estimaron que el PVPC había sido la opción más económica, siendo un 5% más económica que cualquiera de las ofertas disponibles en el mercado libre.

No obstante, en 2017 se ha producido un repunte en los precios de la electricidad debido a la presión en el mercado mayorista por la ausencia de agua y la menor presencia de renovables que ha llevado al recibo de la luz a encarecerse en torno a un 12% en los diez primeros meses del año.

Por otra parte, Marín Quemada consideró necesario "trabajar" para que los servicios energéticos cuenten con una tarificación que resulte para los usuarios "más clara" y sepan "exactamente lo qué pagan y por qué lo pagan".

Así, indicó que las empresas tienen "mucho que hacer y mucho que decir" a este respecto y destacó que la función de la CNMC es que los mercados funcionen". "Y una manera de que funcione mejor es que los que pagan los recibos a final de mes entiendan qué es lo que están pagando y por qué lo están pagando", añadió.

Preocupante la percepción de los consumidores

En su discurso en la inauguración de las jornadas, Marín Quemada, calificó de "extraordinariamente preocupante" la percepción que tienen los consumidores sobre su grado de satisfacción de los servicios de suministro energéticos y de telecomunicaciones.

Así, afirmó que la percepción de los consumidores sobre estos servicios de suministros "está lejos de ser satisfactoria y no siempre está alineada con sus intereses".

Además, Marín Quemada consideró que vivimos actualmente en unos tiempos en los que los mercados están sufriendo "muchos cambios y con una gran rapidez", lo que supone un desafío para todas las instituciones y "exige ir más allá de la legislación".

Las tres grandes eléctricas españolas han ganado 4.295 millones de euros en los nueve primeros meses del año, un 5,8% más que en el mismo periodo de 2016. Si se cumplen sus previsiones, al terminar el ejercicio sus beneficios habrán sumado 5.708 millones. Más de la mitad de esos resultados positivos corresponden a Iberdrola, que ha cerrado sus cuentas hasta septiembre con 2.416,6 millones de euros de ganancias, un 18,3% más que hace un año.

De alcanzarse la cifra programada por las empresas, 2017 será el año que más dinero habrán ganado las tres grandes desde 2014, cuando la venta a la italiana Enel de su negocio en Latinoamérica disparó el beneficio de Endesa hasta los 3.337 millones de euros.

Esas ganancias se registran en sus libros también en el año en que el recibo de la luz ha escalado a máximos en dos ocasiones: en enero y en octubre. A comienzos de año, la factura eléctrica se disparó de media hasta los 87,81 euros, un 9,4% más que en diciembre de 2016. Y el pasado octubre subió un 7%, hasta los 71,49 euros. Para el cálculo se utiliza la medida estándar del Ministerio de Industria y Energía: un consumo medio de 3.900 kilovatios hora y una potencia de 4,4 kilovatios.

Así, hasta octubre, un consumidor medio acumulaba un recibo de la luz de 684,04 euros, 77,55 euros más que en el mismo periodo de 2016, un 12,7% más. El propio ministro de Industria, Álvaro Nadal, pronosticó el pasado enero que la factura se iba a encarecer 100 euros durante el ejercicio y, por cómo se están comportando los precios, va a acertar de pleno. En ese caso, el recibo se elevaría hasta los 852 euros, la cifra más alta desde 2012, cuando llegó a situarse en 873 euros, según los datos del ministerio.

La subida se debe a la suma de múltiples factores. La sequía, que ha vaciado los embalses, ha dejado la producción hidroeléctrica a niveles mínimos, comparables a los años 90: sólo 878 gigavatios hora, la mitad que en octubre de 2016. La falta de viento también ha reducido el peso de la energía eólica en la generación de electricidad. A los fenómenos meteorológicos se ha añadido el recorte de la producción nuclear, debido a la parada de la central de Cofrentes (Valencia). Las tres citadas pasan por ser las fuentes más baratas de entre lasque componen el mix de generación. Por tanto, tener que recurrir a otras más caras ha inflado el recibo: las centrales térmicas de carbón, los ciclos combinados –que consumen gas– y la cogeneración –que utiliza fuel–. La producción de ciclos combinados de gas creció en el último mes un 20,4% y el carbón, un 38,2%. Entre ambas sumaron el 41% del mix, un 6% más que en octubre de 2016.

Como el crudo también ha escalado hasta los 63,74 dólares el barril, y los precios internacionales del gas y el carbón no dejan de subir, ha estallado una suerte de tormenta perfecta justo cuando se espera un aumento de la demanda por la previsible –aunque retrasada este año– bajada de las temperaturas.

La primera medida, 10 meses después

Además, es muy posible que el alza de precios se prolongue en 2018. Al menos eso es lo que creen los analistas del asesor energético para empresas ASE, que destacan las “fuertes subidas” registradas en el mercado de futuros español. Según explican, uno de los motivos radica en que se esperan nuevas paradas técnicas de las centrales nucleares francesas en los próximos meses. El cierre temporal de 21 de ellas a finales de 2016 ya disparó el precio de la electricidad en España en pleno invierno. El 75% de la energía eléctrica en Francia procede de sus centrales nucleares. Con la parada de un número tan elevado de instalaciones, tuvo que aumentar sus importaciones eléctricas españolas. Y al crecer la demanda en España, subieron los precios.

A principios de año el ministro Álvaro Nadal anunció una serie de medidas para evitar que se dispare el precio de la luz. Se trata, sobre todo, de influir en el precio del gas. De momento, sólo ha aprobado la primera de ellas, y lo ha hecho este mismo viernes en consejo de ministros. A partir de ahora, Gas Natural y Endesa, como operadores dominantes, deberán ejercer como “creadores de mercado obligatorios” en el mercado organizado Migbas (Mercado Ibérico del Gas). Es decir, tendrán que presentar de manera continuada ofertas de compra y venta, para aumentar la liquidez en el mercado y suavizar los picos de precios en situaciones de escasez.

Además, el ministerio quiere aumentar en un 75% la oferta de gas que deben tener almacenados los operadores en invierno. También pretende evitar subidas en el precio de la luz recurriendo a la interrumpibilidad: unas subastas entre las grandes industrias consumidoras de electricidad para reducir o suspender la demanda cuando lo exija el sistema. Según explicó el secretario de Estado de Energía, Daniel Navia, hace sólo unos días, el Gobierno aún está negociando la reforma con Bruselas y con la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

No obstante, el ministerio se ha cuidado mucho en precisar que el conjunto de medidas “sólo servirán para mejorar el funcionamiento del mercado, pero no para abaratar artificialmente los precios”.

Beneficios millonarios y cargas fiscales

Desde 2012 hasta octubre de este año, las tres grandes eléctricas han sumado beneficios por un importe total de 34.140 millones de euros, de los que 15.318 millones corresponden a Iberdrola.

El pasado septiembre, en un acto sobre el sector eléctrico organizado por el diario Expansión, el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, negó que España tenga el recibo de la luz “más caro” de Europa. Aunque también admitió la necesidad de “trabajar” para que sea más barato.

No obstante, Villaseca atribuyó buena parte de la culpa del precio final que paga el consumidor al hecho de que más del 50% de los costes correspondan a “decisiones de política industrial o ambiental y a cargas fiscales”. “No debemos olvidar que, si esas cargas desaparecieran, volveríamos a tener la energía con uno de los precios más competitivos de Europa”, aseguró.

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".

“El Consejo Europeo, reunido en Lisboa los días 23 y 24 de marzo de 2000, solicitó medidas urgentes para la plena realización de los mercados interiores de la electricidad y el gas y la aceleración de la liberalización en estos sectores para crear un mercado interior plenamente operativo[…] ”. Bla, bla, bla.

“La apertura progresiva del mercado a la plena competencia debe permitir tan pronto como sea posible eliminar los desequilibrios entre Estados miembros […] ”. Bla, bla, bla.

“Es importante que los Estados miembros adopten las medidas necesarias para proteger a los consumidores vulnerables en el contexto del mercado interior de la electricidad. Dichas medidas podrán diferir en función de las circunstancias concretas de cada Estado miembro y podrán incluir medidas específicas relacionadas con el pago de las facturas de electricidad o medidas más generales adoptadas dentro del sistema de seguridad social […] ”. Bla, bla, bla.

En román paladino: La compañía eléctrica esconde entre las plúmbeas líneas de la Orden IET/290/2012, de 16 de febrero, por la que se modifica la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008 en lo relativo al plan de sustitución de contadores; la ganzúa que le permita allanar los hogares españoles acudiendo a sus amigos o empleados en el Gobierno para que, mediante una ley arbitraria, los usuarios y clientes de las compañías eléctricas estén obligados a sufragar el alquiler de un chivato que espíe la intimidad de sus hogares, facilitando información privada, irrelevante para suministrar el servicio, pero comercialmente sensible, publicando entre otras cosas los hábitos sobre el uso de energía eléctrica de cada familia, para que las compañías puedan apretar mejor y con mayor exactitud las tuercas del precio del servicio que proporcionan a sus clientes, atendiendo exclusivamente al interés de las compañías comercializadoras de electricidad y violentando el de los usuarios.

Estamos hablando de una pequeña central de espionaje al servicio de las compañías, no de un contador. La información suministrada nada tiene que ver con el servicio prestado. El contador facilita el total de kilovatios gastados durante el período a cobrar. Tantos kilovatios gastados, a tal coste el kilovatio, tantos euros. La máquina soplona que pretenden hacer pasar por un inocente contador, membrillea a qué temperatura tienes la casa, cuándo te acuestas, cuándo te levantas, cuándo entras en casa, cuándo sales, cuándo no hay nadie, si los fines de semana te vas o te quedas… y otras informaciones que no deberías estar obligado a dar a la compañía.  _______________

Fernando Pérez Martínez es socio de infoLibre

La Plataforma por un Nuevo Modelo Energético (Px1NME) y el Instituto Internacional de Derecho y Medio Ambiente (IIDMA) han presentado una denuncia ante la Comisión Europea por considerar ilegales los pagos por capacidad que reciben las centrales eléctricas.

En un comunicado, la asociación señala que si la Comisión Europea admite a trámite la denuncia, las compañías eléctricas tendrán que devolver más de 3.000 millones de euros percibidos por estas ayudas solo durante el periodo 2011 a 2015.

En la actualidad, estas ayudas suponen unos 700 millones de euros anuales que pagan los consumidores y aprueba el Estado para asegurar la garantía de suministro.

La directora de IIDMA, Ana Barreira, señaló que los pagos por capacidad "violan el derecho de la UE" relativo a las ayudas de Estado. "Además, no hay constancia de que el Estado español las notificara a la Comisión, estando obligado a ello. Son contrarias a derecho, pues no son de interés general, son desproporcionadas y no hay necesidad de intervención del Estado, entre otras razones", dijo.

En concreto, la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético y el IIDMA han denunciado ante Bruselas los pagos correspondientes al incentivo a la inversión y el servicio de disponibilidad.

A este respecto, Piet Holtrop, abogado voluntario de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético, consideró que se tratan de "ayudas ilegales recibidas principalmente por las centrales de gas o carbón desde 1997 para que sigan funcionando, en un contexto de sobrecapacidad de nuestro sistema eléctrico".

Cientos de presas hidroeléctricas construidas y propuestas pueden dañar la vida en la Amazonia atrapando el flujo de nutrientes y modificando el clima desde Centroamérica hasta el Golfo de México.

Estos hallazgos, publicados en Nature, surgen de una colaboración internacional multidisciplinaria de investigadores de diez universidades, dirigida por científicos de la Universidad de Texas en Austin, Estados Unidos.

Para satisfacer las necesidades energéticas, los planes de desarrollo económico de Sudamérica han propuesto 428 presas hidroeléctricas, 140 actualmente construidas o en construcción en la cuenca amazónica, la red más grande y compleja de canales fluviales del mundo, que mantiene la mayor biodiversidad de la Tierra. Los ríos y bosques circundantes son la fuente del 20 por ciento del agua dulce del planeta y los ingredientes valiosos utilizados en la medicina moderna.

Aunque se ha justificado la creación de estas represas hidroeléctricas para proporcionar energía renovable y evitar las emisiones de carbono, se ha prestado poca atención a las perturbaciones de los diques presentes en las llanuras de inundación del Amazonas, las selvas tropicales, la costa noreste de Sudamérica y el clima regional.

Los ríos de la cuenca amazónica se mueven como una danza, intercambiando sedimentos a través de distancias continentales para llevar nutrientes a "un mosaico de humedales", explica en un comunicado el autor principal del estudio, Edgardo Latrubesse, geógrafo de UT Austin y profesor de Medio Ambiente. Los sedimentos transportados por los ríos proporcionan nutrientes que sustentan la vida silvestre, contribuyen a los suministros alimentarios regionales y modulan la dinámica de los ríos, lo que resulta en un alto hábitat y diversidad biótica para organismos acuáticos y no acuáticos.

"La gente dice otra presa, otro río. No lo es, es el Amazonas -afirma Latrubesse, afiliado al Instituto Teresa Lozano Long de Estudios Latinoamericanos-. Tenemos que poner los riesgos sobre la mesa y cambiar la manera en que la gente está mirando el problema, estamos destruyendo masivamente nuestros recursos naturales y el tiempo nos insta a encontrar algunas alternativas racionales para la preservación y el desarrollo sostenible".

En el estudio, Latrubesse y sus colaboradores presentaron el Índice de Vulnerabilidad Ambiental de la Presa (DEVI, por sus siglas en inglés), que fue desarrollado para determinar los impactos actuales y potenciales de las presas sobre los ríos y sus ecosistemas en la cuenca del Amazonas. Los valores de DEVI cuantifican en una escala de 0 a 100 la vulnerabilidad de un área al potencial cambio del uso de la tierra, la erosión, la contaminación de la escorrentía, el sedimento atrapado y los cambios totales en los sistemas de río debido a las presas.

Muchas represas ubicadas en áreas de alto rendimiento sedentario

"No tener un enfoque integrado es negar cómo funciona la naturaleza en la cuenca del Amazonas", dice el coautor del estudio Víctor Baker, profesor de Hidrología y Ciencias Atmosféricas de la Universidad de Arizona, Estados Unidos. "Nuestro papel es mostrar cómo obra la naturaleza y que la naturaleza está integrada", afirma. Los investigadores descubrieron que muchas de las represas existentes están ubicadas en áreas de alto rendimiento sedimentario, como la Cordillera Andina, que proporciona más del 90 por ciento del sedimento detrítico a todo el sistema.

Los ríos Marañón y Ucayali son los más vulnerables en esta área (DEVI de 72 y 61, respectivamente), con 104 y 47 represas planeadas o construidas en cada río, respectivamente. Los investigadores estimaron que entre el 68 y el 80 por ciento de la superficie de la represa más baja prevista en estos ríos permanecerá desprotegida de la influencia de la represa, modificando la dinámica de los ríos, alterando la creación de lagos y meandros y disminuyendo las inundaciones y la sedimentación. Miles de especies de aves, peces y árboles están en riesgo.

El río Madeira, que representa cerca de la mitad del sedimento total del sistema del Río Amazonas transportado desde Bolivia y Perú y es el hogar de la población de peces más diversa en el Amazonas, tiene los valores más altos de DEVI (mayores de 80) y se enfrenta a riesgos extremos por potenciales cambios del uso de la tierra, la erosión, la contaminación por escorrentía y el sedimento atrapado. Aquí se construyeron dos grandes presas, las represas de Santo Antônio y Jiaru, lo que provocó una disminución del 20 por ciento en la concentración media de sedimentos en Madeira a pesar de las inundaciones inusualmente altas en 2014 y 2015.

Los investigadores esperan que una mayor cantidad de sedimentos ricos en nutrientes pronto quedarán atrapados por el efecto de atrapamiento adicional de 25 presas previstas más aguas arriba. Otros ríos grandes en las tierras altas centrales de Brasil también están siendo afectados, según los investigadores. La investigación del río Tapajós, donde aún no se ha interrumpido directamente el caudal principal, se han construido recientemente 28 presas en sus principales afluentes, mostrando que el río y sus principales afluentes serán retenidos si los promotores avanzan con las 90 presas propuestas y la deforestación continúa a su ritmo actual.

"La dimensión de los impactos puede ser no sólo regional, sino también a escala interhemisférica -alerta Latrubesse-. Si se construyen todas las presas previstas en la cuenca, su efecto acumulativo provocará un cambio en los sedimentos que fluyen al Océano Atlántico que pueden obstaculizar el clima regional".

Las presas españolas de titularidad privada construidas antes de 1996, el 71% del total, están sujetas en materia de seguridad a una ley elaborada en 1967. Una norma obsoleta que no tiene en cuenta los nuevos avances tecnológicos y que se redactó sin considerar las precipitaciones y el clima actuales. La regulación de 1996, la última aprobada en España de seguridad en presas, no se aplica las de titularidad privada anteriores a esa fecha, que son la mayoría. Expertos en infraestructuras hidráulicas advierten de que no se está haciendo lo suficiente para garantizar que, en caso de un fenómeno climatológico extremo, las presas hidroeléctricas, que mantienen embalses para riego o para abastecimiento no revienten o se desborden, reeditando tragedias como la de Tous (Valencia) en 1982, que se saldó con 25 víctimas mortales. 

"Quizá haya que esperar a que un nuevo desastre sacuda a la opinión pública" se lamenta el ingeniero industrial y profesor de Hidráulica César González, que con motivo del accidente en la presa de Oroville (California, Estados Unidos) consideró conveniente alertar de las lagunas en seguridad en las presas españolas. La primera pregunta es clara: Si las de titularidad privada anteriores al 96 solo se rigen por la norma de 1967 –Instrucción para el proyecto, construcción y explotación de grandes presas–, ¿por qué no se hace una nueva ley que vincule a todas las presas? Esa ley existe, pero no se aplica: en 2008 se aprobó el Real Decreto 9/2008, que en su Título VII establecía la necesidad de elaborar y aprobar tres normas técnicas aprobadas a todas las presas. Pero esa nueva regulación no ha visto la luz, y el último borrador es de 2011.

El Ministerio de Medio Ambiente prevé que a lo largo de este año salgan por fin a la luz esos borradores, según confirma el Gobierno a infoLibre. Justifica su retraso en la complejidad de las normas y en la disparidad de las infraestructuras en las que se aplicarán, "como la gran proliferación de depósitos de agua acumulada mediante balsas, que no tienen una cuenca de aportación propia y que, por lo tanto, tienen una funcionalidad totalmente diferente de las presas tradicionales". Medio Ambiente asegura que ya ha nombrado una comisión técnica para trabajar al respecto durante 2017.

La segunda pregunta cae por su propio peso: ¿Por qué llevamos nueve años sin que estas normas técnicas se aprueben? González tiene una teoría "extraoficial": "El día en que se aprueben, si son normas sensatas y modernas, habría que repensar muchas presas en cuanto a su seguridad", asegura. Eso costaría mucho dinero a las grandes empresas, como Iberdrola o Endesa, que explotan en España este tipo de infraestructuras. "Las nuevas normas pueden ser perjudiciales económicamente para la explotación de estas presas". ¿Ese es el motivo por el que no se aprueban? "Yo pienso que sí, pero no es demostrable", reconoce el profesor.

Las hipotéticas nuevas exigencias pueden hacer variar, explica González, los valores de la avenida de proyecto y la avenida extrema de cada presa. Es decir, los caudales que se utilizan para diseñar los aliviaderos, que son las infraestructuras que en caso de emergencia se activan para rebajar el nivel del embalse. Estos parámetros se calculan según el periodo de retorno, que es el tiempo promedio que tarda el caudal en volver al nivel máximo permitido.

En resumen: si una nueva normativa afectara a la seguridad de estas construcciones, González cree que habría que cambiarlo todo, porque ahora existe información mucho más precisa sobre precipitaciones en cada cuenca. "Con el tiempo la seguridad de las presas va mejorando. Las presas sometidas a la legislación antigua tienen periodos de retorno menores y avenidas menores. Si hubiera que actualizar la seguridad de estas presas. habría que considerar mayores cantidades. Los aliviaderos no darían de sí", explica el ingeniero, que apunta a que una mayor precaución a la hora de dar salidas al agua en caso de una gran tormenta reduce significativamente el aprovechamiento económico de la instalación. Menos caudal de agua es menos presión de agua y menos impacto en las turbinas, en el caso de una hidroeléctrica.

En el caso de las presas de titularidad pública, que sí están sometidas al Reglamento técnico sobre seguridad de presas y embalses de 1996, las carencias también son denunciadas por expertos como Raúl Herrero, ingeniero que presta servicios de asesoramiento en materia de agua. Asegura que en cada cuenca hidrográfica hay entre tres y seis técnicos de seguridad en presas que están "con el culo al aire", porque no cuentan con los recursos ni técnicos, ni humanos, ni económicos necesarios para llevar a cabo un control exhaustivo y continuo de las presas bajo su supervisión. "No tienen personal para hacer el mantenimiento de las compuertas, ni la auscultación de la infraestructura para identificar filtraciones, presiones, subpresiones…", critica. Estas comprobaciones, afirma Herrero, se están haciendo "solo en algunas presas" de titularidad pública. En ocasiones se recurre a personal externo para hacer los análisis de seguridad, pero los contratos son irregulares y, en consecuencia, la prevención carece de una continuidad que la haga realmente útil, considera el experto.

Según cálculos citados por Herrero, el volumen económico necesario para mantener una presa en condiciones asciende a 150.000 euros al año. Teniendo en cuenta las 1.350 existentes, el montante total ascendería a 200 millones de euros anuales. "Viene a ser la tercera parte de lo que se destina al mantenimiento de carreteras", compara el ingeniero. Según cálculos de la Asociación de Empresas de Conservación y Explotación de Infraestructuras (Acex), la estimación del valor total del agua embalsada en España (para riego, abastecimiento y uso hidroeléctrico) asciende a 4.598 millones de euros. 200 millones es el 4,3% de esa cifra.

A partir de las normas de 1967 y 1996, el Ministerio de Medio Ambiente exige a cada nueva construcción unas normas de protección y unos planes de emergencia a cumplimentar. Según explica Herrero, estos criterios a seguir se han visto beneficiados por un "camino de tecnificación y mejora" que, sin embargo, se ven frenados por "la falta de inversión para la implementación de dichos documentos en las presas".

El ingeniero advierte: "La mayoría tiene más de 50 años. Cuando falle algo, no podemos echarle la culpa al agua". La opinión de González es similar: mejor actuar ahora que actuar a posteriori, "cuando pase algo". Su conclusión es contundente y refleja una sospecha que circula entre los ingenieros, técnicos y demás responsables de la seguridad en la gestión hídrica del país: "Se está haciendo negocio a cambio de que la seguridad sea la del año 67".

Figura 1. Fuente: OMIE

El mercado diario, en el que se fija el precio de la electricidad para cada hora del día siguiente, es disfuncional. Su carácter marginalista hace que todas las tecnologías (con muy diversos costes variables) que generan a una hora concreta sean retribuidas al precio de la más cara y, como consecuencia, el precio que pagamos por la electricidad no tiene nada que ver con el coste real de generación. Por otro lado, el reducido número de empresas que realizan el grueso de las ofertas de venta y compra de electricidad en este mercado posee una enorme capacidad de influir en él. A medio plazo necesitamos llevar a cabo una transformación profunda en el sistema de fijación del precio de la electricidad (y del mercado, específicamente), de modo que este refleje adecuadamente el coste de generación de cada tecnología. Esta medida estructural sobrevolará el resto de propuestas que haremos.

Por motivos obvios, un paso previo y necesario consiste en poner en marcha una auditoría de costes del sistema eléctrico que incluya, muy especialmente, un estudio de los costes de generación de las distintas unidades en operación en nuestro país. La auditoría será la base del diseño del nuevo sistema de fijación de precios, pero además aportará una información particular muy relevante: cuantificará con precisión los llamados "beneficios caídos del cielo" que reciben las nucleares e hidroeléctricas. Estas centrales, construidas en un marco normativo anterior a la liberalización, han recuperado sus elevados costes de inversión iniciales. En condiciones ventajosas, disfrutando de bajos costes variables y de los altos precios que marca el mercado eléctrico, las hidroeléctricas y nucleares están ingresando anualmente miles de millones de euros injustificadamente.

Esta situación ha de ser remediada inmediatamente (sin esperar a la reforma completa del mercado): hay que imponer ya un gravamen a la electricidad generada por las centrales hidroeléctricas y las nucleares para reducir drásticamente los beneficios caídos del cielo. El resultado final de la auditoría, cuando llegue, se utilizará para ajustar dicho gravamen.

Por último queremos incidir en un aspecto, a la vez técnico y vital, del aumento del precio de la electricidad en el mercado en enero: con frecuencia, los elevados precios del mercado han sido determinados por las centrales hidroeléctricas ("HI" en la tabla de la figura 2).

Figura 2. Las siglas indican, para cada día y hora, la tecnología que realizó la oferta más alta en el mercado y fijó el precio de retribución: HI (hidroeléctrica), TER (térmica convencional), TCC (ciclo combinado), RE (Régimen Especial), BG (hidroeléctrica de bombeo). Fuente: OMIE.

Este comportamiento contrasta con la función que, en nuestra opinión, debe cumplir esta tecnología.  En un sistema eléctrico renovable, y en la transición hacia él, la hidroeléctrica de embalse, por su capacidad para regular la producción, ha de tener la misión primordial de apoyar a las renovables intermitentes (y, por tanto, no regulables) como la solar fotovoltaica y la eólica. Tal misión es difícilmente compatible con la gestión actual de las hidroeléctricas, basada en maximizar los beneficios producidos en el mercado por el uso del agua embalsada (en 2015 la CNMC ya sancionó a Iberdrola por "manipulación fraudulenta tendente a alterar el precio de la energía" mediante ofertas de algunas de sus hidroeléctricas a finales de 2013).

Para terminar con el uso especulativo del agua en la generación de electricidad y para garantizar que esta tecnología cumpla su función en la transición hacia un sistema eléctrico renovable, la Administración debería gestionar las hidroeléctricas. Así, proponemos que, desde hoy, se recupere la gestión pública de las centrales hidroeléctricas cuyas concesiones caduquen. La nueva gestión podrá correr a cargo de municipios, confederaciones hidrográficas o del propio Estado. Esta medida permite, por cierto, matar varios pájaros de un tiro, pues cada hidroeléctrica recuperada es una central menos que genera beneficios caídos del cielo para las grandes eléctricas.

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Iván Calvo y Marta Victoria son miembros de laSecretaría de Economía de Podemos.

La hidroeléctrica gallega Ecoener-Hidralia ha renunciado al proyecto de construir una presa en el río Cambalam, en Guatemala, que según colectivos ecologistas amenazaba al modo de vida de poblaciones indígenas de la zona. Amigos de la Tierra y Alianza por la Solidaridad, las dos organizaciones que han presionado para paralizar la obra, se congratulan en un comunicado de la decisión de la empresa, ya que el proyecto "ha provocado graves conflictos: persecución, asesinatos, criminalización y encarcelamiento de líderes indígenas que defendían los derechos de sus comunidades".

Los medios de Guatemala, recogen Amigos de la Tierra y Alianza por la Solidaridad, se hacen eco de las palabras de Ecoener-Hidralia, que manifiesta que los planes no han adquirido "la aceptación de una parte significativa de los habitantes del territorio en el que pretendía instalarse". El proyecto hidroeléctrico iba a ser construido en Santa Cruz de Barillas, zona habitada por los pueblos Q'anjob'al, Chuj, Akateko y Popti'. La compañía ya había paralizado hace meses las obras, y retirado los cargos contra los indígenas que protestaron contra la implantación de la construcción, pero no había renunciado oficialmente a la concesión, afirman los ecologistas.

Los motivos de los activistas para oponerse al proyecto son múltiples. La presa "no aportaba ninguna mejora a las comunidades afectadas", no fue aprobada por una consulta previa sobre la obra, libre e informada –tal y como obligan los convenios ratificados por Guatemala–, y desde la llegada de la empresa española al territorio en 2007, se ha fomentado la represión contra sus opositores, denuncian. En 2015, Amigos de la Tierra y Alianza por la Solidaridad iniciaron una campaña de firmas para reclamar la desestimación de la obra. Las rúbricas fueron presentadas el pasado 4 de noviembre al embajador de Guatemala en España, Fernando Molina. El caso también se presentó ante Naciones Unidas.

Las organizaciones manifiestan su deseo de que Ecoener-Hidralia "cumpla con su palabra y abandone definitivamente el proyecto, así como cualquier otro intento en el futuro de comenzar otro macroproyecto en el territorio".

La historia de esta empresa en el territorio indígena de Guatemala está manchada de sangre. El 1 de mayo de 2012, un líder comunitario indígena opositor a la instalación proyectada en Santa Cruz de Barillas fue asesinado. Los testigos señalaron a dos empleados de Hidralia como autores del tiroteo, pero la empresa siempre lo negó. Las protestas derivaron en detenciones, y las detenciones en prisiones preventivas cuyos procesos judiciales estuvieron "plagados de irregularidades", como denunciaron los activistas. 

La Plataforma de Solidaridad con Chiapas y Guatemala de Madrid elaboró un informe sobre la multinacional. Afirman que Luis Castro Valdivia, empresario coruñés, creó un entramado de más de cuarenta empresas vinculadas al sector energético para salvar restricciones legales. Denuncia que una de las sociedades, Ecoener-Hidralia, viró a partir de 2007 hacia América Latina ante las "críticas sociales" que la labor de Castro estaba generando en Galicia, y que escogió Guatemala por la impunidad que su marco normativo ofrecía para este tipo de proyectos.