La noticia se dio a conocer en Marruecos la tarde del 16 de marzo y se extendió como la pólvora: a partir de medianoche, el precio del combustible subiría 2 dirhams (0,2 euros), y el gasóleo —de lejos, el más utilizado— alcanzaría casi los 13 dirhams (1,2 euros) el litro. Ante la inminencia de la subida, en las gasolineras de las grandes ciudades del reino se formaron inmediatamente interminables colas de coches y camiones.

A diferencia de Túnez y Marruecos, cuyas necesidades energéticas se cubren en más de un 94 % mediante importaciones, Argelia y Libia se perfilan como los grandes beneficiarios de la guerra en Oriente Medio, tras el bloqueo del estrecho de Ormuz por parte de Irán.

Libia, a pesar de contar con importantes reservas de petróleo (49.000 millones de barriles) y sólidos recursos de gas, sigue lastrada por la inestabilidad política y los problemas de seguridad. Eso dificulta las previsiones en materia de cooperación energética con Europa, a pesar de sus ventajas geográficas. No es exactamente el caso de su vecina Argelia.

Miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Argelia, principal productora de gas de África, está a punto de superar a Catar, cuya producción es sin embargo el doble, con 200.000 millones de metros cúbicos al año. Desde el inicio de los ataques de Israel y Estados Unidos contra Irán, la estrategia diplomática de Argelia se inscribe en la continuidad “realista” desarrollada desde el regreso de Donald Trump a la Casa Blanca.

La crisis con los Emiratos Árabes Unidos, el país árabe más cercano a Israel, que se venía gestando desde hacía varios años y que había llevado al presidente argelino, Abdelmadjid Tebboune, a calificarlos de “mini Estado que gesticula mucho”, parece hoy totalmente olvidada.

El ministro de Asuntos Exteriores argelino, Ahmed Attaf, al recibir el 1 de marzo a los embajadores de los Estados árabes atacados por Irán, les sorprendió con esta posición: “la plena y total solidaridad de Argelia con los países árabes hermanos que han sido blanco de agresiones militares, recordando el rechazo categórico de [su] país a cualquier atentado contra su soberanía nacional y su integridad territorial”. Según Ahmed Attaf, Argelia “siempre se mantiene al lado de sus hermanos árabes frente a estas inadmisibles violaciones [iraníes]”.

Los recursos de gas y petróleo, que ya se utilizan como fuente de ingresos para mantener una frágil paz social, están a punto de convertirse en una palanca diplomática, orientada esencialmente hacia la Unión Europea (UE) y Estados Unidos.

Desde que el gigante petrolero Qatar Energy, atacado por misiles iraníes, suspendió la producción del complejo de Ras Laffan (el 20 % de la oferta mundial de gas natural licuado, es decir, 77 millones de toneladas al año), las miradas de los dirigentes europeos se han dirigido inmediatamente hacia Argelia.

Durante su última visita a Argel, el 24 de marzo, la jefa del Gobierno italiano, Giorgia Meloni, no se anduvo con rodeos: “Hemos decidido reforzar nuestra ya muy sólida cooperación a través de nuestros líderes nacionales en la materia [la empresa italiana Eni y la argelina Sonatrach – ndr], trabajando en nuevos frentes como el gas de esquisto o la exploración offshore”, declaró junto al presidente Tebboune. “[Argelia es] fiel a sus compromisos, dado que somos un socio estratégico y de confianza de Italia y de Europa en general”, añadió el dirigente argelino.

Desde ese día no ha parado el trasiego diplomático europeo en Argel. Las tensiones en torno al Sáhara Occidental no han cambiado nada al respecto.

En efecto, a Giorgia Meloni le siguió, el 26 de marzo, José Manuel Albares, jefe de la diplomacia española, cuyas declaraciones fueron igual de directas: “Reforzamos la cooperación, incluida la económica y en los ámbitos del gas y la energía. El tratado de amistad, buena vecindad y cooperación [suspendido en junio de 2022 tras la postura de Madrid, favorable a Marruecos, sobre el Sáhara Occidental – ndr] está plenamente en vigor.”

El gas argelino solo representa el 12 % de las importaciones de gas de la UE, que se redujeron entre 2022 y 2025, pasando de 41.000 a 39.000 millones de metros cúbicos. Pero, según un informe citado por RFI, desde el inicio del conflicto se han disparado, alcanzando las 462.000 toneladas durante las dos primeras semanas de marzo, frente a unas 265.000 toneladas durante las dos primeras semanas de febrero, lo que supone un aumento del 74 %. Ante esta situación, los dirigentes argelinos se disponen a impulsar la producción.

Un plan de inversión de cerca de 52.000 millones de euros, anunciado en febrero por Sonatrach, justo antes del inicio de la guerra, tiene como objetivo aumentar su producción de 100.000 a 200.000 millones de metros cúbicos de aquí a 2030. Las reservas argelinas se estiman en 4,5 billones de metros cúbicos de gas natural y 12.200 millones de barriles de petróleo. A esto se suma una ventaja geográfica: Argelia se encuentra en el corazón del Magreb, una región a las puertas de Europa.

Pero la región se encuentra entre las menos integradas económica y políticamente, con rivalidades de liderazgo en las que uno de los motores sigue siendo la cuestión del Sáhara Occidental, que se remonta a medio siglo. “A pesar de los últimos avances bastante prometedores en este asunto, bajo el patrocinio de Estados Unidos, ni Marruecos ni Argelia han mostrado su deseo y su voluntad de avanzar hacia un Magreb más integrado. ¡Qué desperdicio!”, lamenta el economista Fouad Abdelmoumni, contactado por teléfono.

No obstante, las posiciones de Argel y Rabat son prácticamente idénticas en su desaprobación de los ataques iraníes contra “los países árabes hermanos”, evitando cuidadosamente al mismo tiempo denunciar los de Israel y Estados Unidos contra la República Islámica. Ciertamente, la reacción de Marruecos parece en consonancia con sus alianzas tradicionales y nuevas, tanto con respecto a los países del Golfo como a Israel, que mantiene con el reino unas relaciones privilegiadas desde la firma, a finales de 2020 en Rabat, de los Acuerdos de Abraham.

Por el contrario, la postura argelina cristaliza una forma de ruptura progresiva en su diplomacia y una voluntad de diversificar sus socios económicos. Argel, sin dejar de preservar sus relaciones con la Unión Europea y sin llegar a la normalización con el Estado hebreo, se aferra a su proximidad realista con Washington, que se traduce, en particular, en una cooperación militar creciente desde la llegada de Trump a la Casa Blanca.

Como recordatorio, gracias a Estados Unidos, Argelia decidió no votar en octubre de 2025 en contra de la resolución de la ONU que reconocía el proyecto de autonomía marroquí como la única opción para resolver el problema del Sáhara Occidental. Y, también bajo presión de Washington, se vio obligada a participar, junto con Mauritania, en las negociaciones secretas entre Marruecos y los independentistas saharauis.

Omar Brouksy es periodista y profesor de ciencias políticas en Marruecos. Fue redactor jefe del Journal hebdomadaire (ahora cerrado) y periodista de la AFP. Es también autor de Mohammed VI derrière les masques. Le fils de “notre ami” (Mohamed VI detrás de las máscaras. El hijo de “nuestro amigo”, edit. Nouveau Monde Éditions, 2014) y de La République de Sa Majesté. France-Maroc, liaisons dangereuses (La República de Su Majestad. Francia-Marruecos, relaciones peligrosas (edit. Nouveau Monde Éditions, 2017).

Traducción de Miguel López

La irrupción disruptiva en el panorama internacional de las políticas y comportamientos de la administración Trump ha puesto de manifiesto la necesidad urgente de que la Unión Europea refuerce su autonomía estratégica en los ámbitos político, económico y militar. La utilización de los aranceles como amenaza, como relato, como castigo; las imposiciones en el seno de la OTAN de porcentajes de compra de armas, de petróleo y de gas; la ruptura de las normas aceptadas en las relaciones internacionales como ha sido puesto de manifiesto —y con violencia— en Venezuela, también con Groenlandia; el sostenimiento del Gobierno de Netanyahu en sus acciones genocidas en Palestina; la complicidad con Rusia en la guerra de Ucrania; el recurso a la represión con "camisas pardas" como instrumento de su política interna… han derrumbado la credibilidad de Estados Unidos ante Europa como socio y aliado confiable. Ante esta situación, Europa está obligada a replantear los fundamentos de su seguridad.

Con independencia del signo de sus futuras administraciones, es difícil imaginar qué podría pasar y durante cuánto tiempo para que fuera posible que Europa pudiera recuperar la confianza perdida en los Estados Unidos de América del Norte. Avanzar hacia una auténtica autonomía estratégica es una condición imprescindible para reducir la vulnerabilidad estructural de Europa frente a la volatilidad política y económica de Estados Unidos.

Desde la perspectiva de los valores democráticos compartidos por los Estados miembros de la UE, la seguridad no puede limitarse, de ninguna manera, sólo a la defensa militar. Implica, de manera muy principal también, la preservación y el fortalecimiento del Estado del Bienestar; la defensa de reglas previsibles en las relaciones internacionales; la independencia industrial basada en una mayor competitividad en la producción y el suministro de bienes y servicios esenciales; y la puesta en común de las capacidades que en todos los órdenes tengan los Estados de la Unión Europea, desde luego la militar, pero no sólo.

Uno de los elementos centrales de la autonomía estratégica es el acceso y la disponibilidad de energía con costes competitivos. La energía impregna todas las actividades de la sociedad: la economía de las familias, la competitividad de las empresas de los tres sectores y afecta a variables básicas de la estabilidad y del crecimiento de la riqueza de las naciones. Baste con mencionar su impacto en la inflación.  

Y en el centro de la energía está la electricidad.

La electricidad es un vector energético al que pueden transformarse las principales fuentes primarias de energía: biomasa, carbón, gas, petróleo, nuclear, hidráulica, eólica, geotermia, solar térmica, fotovoltaica… No hay ninguna energía primaria relevante que no pueda transformarse en electricidad mediante una central eléctrica con la tecnología apropiada. Y si convenimos en que uno de los elementos centrales de la autonomía estratégica es el acceso seguro a la disponibilidad de energía con costes competitivos, tenemos que concluir que la electricidad es un vector fundamental para impulsar la autonomía estratégica de la UE.

Dependiente de las importaciones de gas natural y petróleo en porcentajes que se sitúan en torno al 90% de su consumo —EEUU y Rusia entre sus más importantes suministradores de combustibles fósiles— la UE está obligada, para mitigar su vulnerabilidad y su dependencia, a explotar fuentes energéticas primarias autóctonas que le permitan afianzar su propia autonomía. La energía hidroeléctrica, la energía eólica y la energía fotovoltaica, son recursos inagotables y autóctonos.

No sólo razones medioambientales están detrás de la transición energética, también razones económicas de primer orden y también, por consiguiente, razones geoestratégicas.

En fin, la electricidad es un insumo sistémico de la economía moderna y condiciona directamente la capacidad productiva, el bienestar social y la independencia.

Durante las últimas décadas, el mercado eléctrico europeo ha experimentado múltiples reformas regulatorias orientadas a fomentar la competencia y facilitar la integración de energías renovables. Sin embargo, estos cambios no siempre han producido los resultados esperados. La liberalización ha derivado, en muchos casos, en un mercado más complejo y opaco, con precios elevados y comportamientos extractivos por parte de los grandes operadores eléctricos, en detrimento de familias y empresas.

El diseño marginalista del mercado eléctrico europeo ha demostrado ser especialmente problemático en contextos de crisis. Entre 2021 y 2023, el encarecimiento del gas derivado de la guerra en Ucrania se trasladó al precio de la electricidad, al fijarse este en función de la tecnología de mayor coste variable y marginal necesaria para cubrir la demanda, habitualmente los ciclos combinados de gas natural. Los precios llegaron a subir durante un largo periodo de tres años un 300% sobre los precios de la década anterior. El resultado ha sido pérdida de competitividad industrial, el deterioro del poder adquisitivo de los hogares y el aumento de la pobreza energética. Y no sólo en situaciones alteradas de los mercados de gas, también en situaciones más estables porque las centrales de gas —siempre y en cualquier circunstancia la de mayores costes— siguen fijando los precios que retribuyen a todas las centrales que concurren y completan el abastecimiento de la demanda. En definitiva, el diseño del mercado de electricidad, tal y como está regulado por la UE, deja a merced de los precios del gas ruso y estadounidense una parte nada despreciable de la competitividad de las economías de los Estados miembros. Y esto es dependencia y vulnerabilidad.

Las medidas paliativas adoptadas, como la denominada "Excepción Ibérica" (en el caso de España que fijaba un precio de referencia del gas —para el precio de la electricidad— por debajo de su precio en el mercado spot), y el mecanismo ARENH (Accès Régulé à l’Énergie Nucleare Historique) en el caso francés, sustituido desde el 1 de enero de 2026 por un nuevo mecanismo VNU (Versement Nucléaire Universel), han sido ejemplos que han aliviado parcialmente los efectos perturbadores del diseño europeo del mercado de la electricidad, pero no han corregido sus problemas estructurales dejando a Europa expuesta a futuras crisis con impactos similares y a una continua pérdida de competitividad.

Y si es así, ¿cuál es la razón que ha empujado a las autoridades reguladoras europeas y nacionales a diseñar un mercado de efectos tan perturbadores?

Uno de los principios que han estado presentes en la regulación eléctrica europea es la llamada "neutralidad tecnológica" —también llamado "energy only market"—, basada en la idea de que todos los kWh son equivalentes, que prestan el mismo servicio a los consumidores y que, por consiguiente, deben recibir el mismo tratamiento en el mercado. Lo contrario sería "discriminar" unas tecnologías frente a otras… y la "neutralidad" parece un valor positivo, un valor que se alza por encima de ideologías e intereses particulares… y la discriminación arrastra connotaciones negativas, resultado de prejuicios y de posiciones de dominio.

Sin embargo, esta premisa regulatoria —la neutralidad tecnológica— es profundamente engañosa. Aunque todos los kWh permitan su conversión en fuerza, luz, frio, calor, trabajo… la tecnología de las centrales eléctricas y las materias primas energéticas —carbón, uranio, gas, viento, sol…— que las diferentes centrales consumen para producir electricidad, tiene consecuencias económicas, sociales y ambientales muy distintas frente a las cuales no somos indiferentes. Ante la dependencia de combustibles fósiles importados, ante la creación de empleo de calidad, ante el impulso a la innovación, ante los diferentes costes de producción de electricidad entre unas centrales y otras, ante la concentración de poder económico en oligopolios que detentan tecnologías de generación eléctrica en las que no hay libertad de entrada (hidroelectricidad y centrales nucleares), ante las emisiones de gases de efecto invernadero, Europa no puede ser neutral. Las razones: la ecología, la economía y la independencia. En definitiva, la necesaria autonomía estratégica frente a un entorno internacional hostil.

Y la UE no puede ser neutral por una razón muy sencilla: los kWh producidos por las distintas centrales eléctricas no son iguales ante el Sistema Eléctrico, aunque lo parezcan. Y no son iguales porque:

Y al mismo tiempo, la electricidad es el vector más eficiente en la lucha contra el calentamiento global, el instrumento básico de la transición energética por su capacidad de suministrar energía a las actividades de nuestra sociedad minimizando el uso de fuentes primarias energéticas fósiles que pasan a ser sustituidas crecientemente por fuentes renovables. No. No podemos ser neutrales. El cambio climático constituye el mayor desafío sistémico de nuestro tiempo. Si no se reducen drásticamente las emisiones de CO₂ —al menos un 50% a nivel mundial y más del 80% en Europa para 2050—, los impactos sociales y económicos serán devastadores, con aumento de la pobreza y la desigualdad. Eficiencia económica y eficiencia ambiental son inseparables. No hay economía eficiente sin considerar los equilibrios ecológicos cuya desestabilización acarrearía costes inasumibles.

La transición energética no se producirá de forma espontánea. Requiere incentivos públicos claros —fiscales, regulatorios…— y, dada la excepcionalidad del reto, mecanismos de control frente a las resistencias corporativas, especialmente intensas en el sector energético. La naturaleza de la electricidad como bien esencial con efectos sistémicos sobre la sociedad, no puede abandonarse al juego de mercados diseñados bajo principios regulatorios, como el de la neutralidad tecnológica, que en su caso no aplican.

La aceleración de la transición hacia un modelo basado en energías renovables responde tanto a la urgencia climática como a la necesidad de reforzar la seguridad energética. No obstante, esta transformación plantea desafíos relevantes, especialmente en lo relativo a la estabilidad del suministro y a la gestión de la variabilidad propia de tecnologías como la eólica y la solar. Y aquí entra en juego el almacenamiento de la electricidad.

En un sistema eléctrico con más del 50% de generación eólica y fotovoltaica, el almacenamiento se convierte en un elemento clave para garantizar la estabilidad y la seguridad del suministro. Las baterías, el bombeo hidroeléctrico y otras tecnologías de almacenamiento (hidrógeno verde) permiten gestionar excedentes, cubrir déficits temporales y reducir la dependencia del gas.

A diferencia de las centrales nucleares, cuya operación es rígida y poco adaptable a la demanda, el almacenamiento aporta flexibilidad, evita vertidos de renovables, maximiza el aprovechamiento de la generación limpia y contribuye, más que ningún otro activo, a la estabilidad del Sistema Eléctrico, es decir, a la seguridad del suministro. Para ello, es imprescindible un marco regulatorio que incentive su despliegue a gran escala, incluyendo subastas específicas y un reconocimiento explícito de su valor sistémico. Un valor sistémico para la autonomía estratégica de la UE porque permitirá aumentar el abastecimiento renovable y autóctono —no dependiente del petróleo y del gas— de sus necesidades energéticas.

Las centrales nucleares no son una alternativa. El envejecimiento del parque nuclear plantea riesgos crecientes en términos de seguridad, gestión de sus residuos, costes de mantenimiento e incertidumbre regulatoria. Además, la prolongación de la vida útil de estas centrales puede desincentivar la inversión en centrales renovables y en almacenamiento, al reducir el espacio disponible para su integración en el sistema y, por consiguiente, contribuir en el medio y largo plazo, a mayores precios de la electricidad (The Price and Emissions Effects of Extending Nuclear Lifetimes: Evidence from Spain. Natalia Fabra14-I-2026)

Para garantizar una transición energética sostenible y competitiva, resulta imprescindible:

El actual diseño del mercado eléctrico europeo está socavando la competitividad industrial y el bienestar de los consumidores, con especial intensidad en países como España. La transición energética debe abordarse de manera estratégica, alineando los precios de la electricidad con los costes reales de su generación y los objetivos climáticos. Si Europa no adopta reformas ambiciosas y coherentes en el complejo y amplio sector de la energía, corre el riesgo de quedar rezagada en la descarbonización, perder autonomía estratégica y comprometer su modelo social. Reformas ambiciosas que, si siempre han sido necesarias, lo son ahora más que nunca ante el entorno internacional hostil generado con la irrupción disruptiva de las políticas y comportamientos de la administración Trump.

_______________________________

Jorge Fabra Utray es economista y Doctor en Derecho, presidente de Economistas Frente a la Crisis.

Las empresas propietarias de la central nuclear de Almaraz --Iberdrola, Endesa y Naturgy-- han remitido al Ministerio para la Transición Ecológica una carta abogando por ampliar la vida útil de la instalación extremeña más allá de 2027, según ha avanzado El País y han confirmado este viernes a EFE fuentes del sector.

Fuentes de Transición Ecológica aseguran hoy que ya han recibido la misiva, si bien aclaran que en ella las tres compañías "exclusivamente trasladan su 'disposición' para ampliar el calendario de cierre" de Almaraz, pero que "no se notifica nada ni se avanza ningún tipo de actuación".

Las mismas fuentes insisten en que el departamento que dirige la vicepresidenta tercera, Sara Aagesen, "no ha cambiado su posición" de que para estudiar cualquier posible prórroga, ésta debe garantizar la seguridad desde una perspectiva radiológica, no suponer un mayor coste para los ciudadanos y ser conveniente para la seguridad del suministro.

Este martes, en el marco de la Junta de Administradores de Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT), ya se conoció que las titulares trabajaban en la "gobernanza" para elevar al Gobierno una petición conjunta de prórroga para esta planta.

Con motivo de esta cita, Iberdrola reiteró su compromiso con la extensión de la vida útil de esta central, en la misma línea de las posiciones manifestadas públicamente por Endesa y Naturgy. Esta última compañía insistió a comienzos de esta semana en plantear una 'miniprórroga' hasta 2030.

Desde el sector se valoró positivamente que Iberdrola diera un paso adelante y se posicionara a favor de una prórroga para Almaraz, de la que es el primer accionista con una participación cercana al 53%, por delante de Endesa (36%) y Naturgy (11, %).

Desde hace meses, especialmente después del inédito apagón peninsular del pasado 28 de abril, el debate sobre la vida útil de las nucleares se ha intensificado.

Fuentes de Iberdrola consultadas tras la reunión de la Junta de CNAT defendieron que la energía nuclear "es clave para la seguridad de suministro, la estabilidad de precios y la descarbonización".

La central de Almaraz cubre el 7% de la demanda eléctrica anual de España y genera, cada año, el equivalente al consumo de cuatro millones de hogares nacionales.

A tenor del documento de la sociedad Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT), hasta el 31 de diciembre de 2024 la planta extremeña tenía una producción de energía eléctrica bruta acumulada desde origen de cerca de 630.000 gigavatios hora (GWh), siendo la instalación de "mayor aportación al sistema eléctrico nacional".

El cierre de su primer reactor está previsto para el 1 de noviembre de 2027, mientras que el del segundo, para el 31 de octubre de 2028.

En 2019, las compañías propietarias y la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (Enresa) acordaron un calendario de cierre en el que se prevé el cese de explotación ordenado de las centrales nucleares en España en el horizonte temporal 2027-2035.

Si no se modifica, la primera en cerrar será Almaraz. Ya en 2030 se desmantelarán Ascó I y Cofrentes; en 2032, Ascó II, y en 2035, Vandellós II y Trillo. 

La administración del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, planea cancelar dos parques eólicos marinos en Massachusetts (EE.UU.) de una filial de Iberdrola en el país, según el Departamento de Interior y Justicia de Estados Unidos, según informa EFE. 

El Departamento de Justicia estaría preparándose para revocar los permisos otorgados por la Administración del expresidente Joe Biden a Avangrid, subsidiaria de la empresa española. 

El proyecto, conocido como New England Wind 1 y 2, iba a ser instalado frente a las costas de estado de Massachusetts, al noreste del país, y estaba previsto que abasteciera a unas 400.000 viviendas. 

Este es un nuevo ataque de la cruzada de la Administración de EE.UU. contra las energías limpias. 

El pasado viernes retiraron 679 millones de dólares en fondos federales para doce proyectos eólicos marítimos. 

El mayor de ellos, llamado Humboldt Bay Offshore Wind, iba a estar situado en el norte de California y estaba presupuestado en 427 millones de dólares. 

Unos días antes, el Gobierno ordenó también suspender la construcción de un parque eólico frente a la costa de Rhode Island completado en un 70 % y aprobado por el Gobierno de Biden, argumentando que debía ser revisado por "intereses de seguridad nacional".

En su última reunión de gabinete, celebrada el 26 de agosto, el mandatario aseguró que no permitirá "la construcción de ningún molino de viento" por ser poco estéticos y supuestamente tener un gran impacto ambiental, mientras que defendió el carbón y la energía nuclear. 

Según explicó Avangrid en un comunicado cuando se le adjudicó la licitación, el proyecto iba a crear miles de empleos en la zona. 

"Reducirá las emisiones de gases de efecto invernadero, equivalente a retirar 300.000 automóviles de gasolina cada año. El proyecto creará más de 4.400 empleos a tiempo completo y traerá 3.000 millones de dólares en inversión local", apuntó la compañía.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Los técnicos del Fondo Monetario Internacional han finalizado su revisión anual de la economía española, el conocido como 'Artículo IV', y han concluido que el crecimiento del producto interior bruto del país será "relativamente débil" en los próximos trimestres, según informa Europa Press. "Se prevé que el crecimiento sea relativamente débil en los próximos trimestres debido a una demanda externa débil y al deterioro de la confianza de los consumidores", ha subrayado el FMI en sus conclusiones de la revisión económica del país.

El organismo multilateral considera que la actividad económica "debería repuntar en el transcurso de 2023" gracias a que se disipen los problemas de ofertas, a la recuperación de los servicios con contacto intensivo y a la aceleración de inversiones del Plan de Recuperación. En este sentido, aunque el Fondo ha determinado que el uso de fondos europeos "está acelerándose" y eso es algo positivo para España, ha criticado que existe una "falta de información sistemática e integral sobre la ejecución, incluyendo aquella en términos de contabilidad nacional". Esto hace difícil evaluar si los recursos públicos están llegando a la economía real.

En términos de PIB, el FMI ha revisado al 4,6% el crecimiento esperado para 2022. Esta revisión se debe a que su última previsión, publicada en octubre, no tuvo en cuenta el último dato disponible de crecimiento del segundo trimestre, por lo que ya en el momento de su publicación resultaban pesimistas. Para 2023 la previsión ha quedado situada sin cambios en el 1,2%. De esta forma, España no recuperará su nivel económico previo a la pandemia hasta comienzos de 2024.

El organismo ha alertado de que las perspectivas "están sujetas a gran incertidumbre y los riesgos en su mayoría se inclinan a la baja". Los principales riesgos son energéticos por los precios de la electricidad o el gas natural, pero el FMI también ha señalado a una desaceleración más brusca de lo previsto de la economía mundial o a un endurecimiento más pronunciado de las condiciones financieras como consecuencia de la subida de tipos de interés del BCE.

Ha considerado que la decisión del Gobierno de elevar los ingresos públicos a costa de impuestos a bancos, energéticas y hogares de altos ingresos es algo "apropiado" en el contexto actual, pero ha alertado de que los gravámenes a empresas no tienen en cuenta los costes.

"Como se prevé que los precios de la energía permanezcan en niveles elevados el próximo año, recaudar ingresos temporales adicionales para financiar el apoyo a los más vulnerables es una estrategia bienvenida, pero el seguimiento del impacto de las medidas es necesario", han determinado los técnicos del FMI.

Siguiendo en el contexto energético, la revisión del FMI también ha finalizado considerando como "oportuno" el despliegue de apoyo público para amortiguar el impacto de los precios de la energía. Pese a esta valoración positiva, ha recomendado un "mayor grado de focalización" de las medidas.

A nivel fiscal, los técnicos han considerado que la deuda pública sigue siendo elevada y se necesita un esfuerzo "sostenido" de consolidación. Así, aunque la respuesta del Gobierno fue "muy eficaz" para contener los efectos de la pandemia, también fue costosa al elevar la proporción deuda/PIB hasta el 118%.

En este sentido, la consolidación de déficit primario de 0,3 puntos porcentuales previstas en el plan presupuestario provisional para 2023 es "apropiado" para el FMI, aunque ha alertado de que su ejecución está sujeta a que los ingresos sean sólidos y haya un menor gasto en medidas energéticas.

El FMI considera necesario un ajuste de 0,6 puntos porcentuales por año desde 2024 para que España logre una posición fiscal casi equilibrada para 2030.

Respecto a las pensiones, el FMI considera que son necesarias "medidas adicionales" para contrarrestar el aumento del gasto futuro derivado de su indexación a la inflación. Para 2050, la consecuencia de esta medida es elevar el gasto en pensiones en un 3,25% del PIB.

El organismo ha alertado de que "solo una parte" de este incremento estaría compensada por otras medidas adoptadas en la primera etapa de la reforma. Además, las medidas adoptadas en 2022 como la reforma del sistema de cotización para autónomos "podrían tener un efecto financiero positivo", pero esto depende de su diseño.

Entre las conclusiones del FMI también se incluye un aviso de que los niveles y tasas de crecimiento de productividad en el trabajo en España han sido inferiores en los últimos años a las economías semejantes. El FMI considera que esto se debe a factores transversales como la prevalencia de las pymes, la elevada incidencia del empleo temporal y desajustes de aptitudes en el mercado laboral.

En este sentido, el FMI ha valorado positivamente la reforma del sistema de formación profesional, así como la 'ley de startups' y la 'ley crea y crece'. Además, ha indicado que hacen falta "mayores esfuerzos" para abordar el "elevado número" de umbrales regulatorios asociados al tamaño de las empresas y las diferencias de regulación entre regiones.

Respecto al empleo, el FMI ha valorado las reformas laborales aprobadas en diciembre de 2021 y ha indicado que están "arrojando resultados positivos en términos de crecimiento del empleo indefinido". No obstante, también han indicado que es "demasiado pronto" para evaluar su impacto definitivo.

"La UE envía una señal equivocada al mundo y socava su propia credibilidad ganada con tanto esfuerzo". Así de clara se mostró en su cuenta de Twitter Laurence Tubiana, una de las artífices del Acuerdo de París contra el cambio climático y directora de la European Climate Foundation, tras conocerse este miércoles que el Europarlamento daba luz verde a la decisión de incluir el gas y la energía nuclear como inversiones sostenibles. Avala así el acto delegado adoptado por la Comisión Europea que considera que, aunque suene contradictorio, el gas y la nuclear tienen su papel en la transición ecológica y contribuyen a mitigar el cambio climático. "No puede ser que bajo el paraguas de la transición energética se meta este tipo de energías como el gas y las nucleares", explica Sira Rego, europarlamentaria y portavoz de Izquierda Unida en conversación con infoLibre, al tiempo que reconoce que le parece "poco sensato" apostar por estas energías. 

Según explica la propia Comisión Europea, esta taxonomía verde es una "vía para que inversores y empresas puedan diferenciar qué proyectos afectan —negativamente— al clima y al medio ambiente" e "intenta orientar la inversión privada a las actividades necesarias para alcanzar la neutralidad climática". "Se trata de acelerar la transición acudiendo a todas las soluciones posibles para ayudarnos a alcanzar nuestros objetivos climáticos", afirmó en un comunicado de febrero. 

Este reglamento se crea, según explica el eurodiputado socialista Jonás Fernández, para contar con una taxonomía "pública" que pudiese convertirse en un "estándar internacional" para que "inversores y ahorradores puedan identificar qué actividades eran verdes y conducir estas inversiones" y para "consolidar el mercado". "El problema fue que no definieron bien las nucleares y el gas", admite Ernest Urtasun, eurodiputado de los comunes y vicepresidente de Los Verdes/ALE en el Parlamento Europeo. Para Rego, el problema no es tanto la propia etiqueta verde, porque "la gente sabe que estas energías no son verdes", si no que "afecta a la financiación pública y permiten que formen parte del mix energético". 

Con respecto a la inclusión del gas y la nuclear, la Comisión Europea matiza que se hace "como puente hacia un futuro en el que predominen las energía renovables" y de forma "temporal" para aquellas que no emitan "más de 270 gramos de dióxido de carbono". "Ayudarán a reducir las emisiones de CO2 de manera drástica", afirma. Así, reconoce Meritxell Bennasar, responsable de taxonomía y energía nuclear de Greenpeace, la UE iguala ambas fuentes con "las renovables". 

Tras esta decisión, muchos se cuestionan ahora si la UE está ignorando su propio Pacto Verde Europeo o el Green Deal en el que Bruselas estipula que el objetivo es convertirse en "el primer continente climáticamente neutro". ¿Supone un paso atrás pintar de verde a la nuclear y al gas? Según apunta Bennasar, con este movimiento "va a ser imposible cumplir los objetivos climáticos para 2030".

"Es una decisión incompatible con el Green Deal", afirma Rego que explica que "nos estamos quedando sin tiempo ante el cambio climático". Para la eurodiputada de IU, el debate debe ser si estar al lado de "intentar mitigarlo" o de "la irresponsabilidad": "Y en este último se está situando la UE, que está renunciando a hacer lo que hay que hacer". Urtasun introduce otro elemento a tener en cuenta: "Hay una corriente de fondo para reducir el Green Deal. La derecha está apretando con esto y además hay un replanteamiento, sobre todo ahora con la crisis provocada por la guerra en Ucrania".

No opina lo mismo Jonás Fernández. Para el eurodiputado socialista asegurar que la UE renuncia al Green Deal es "demasiado" porque Bruselas sigue caminando hacía la transición verde con una agenda legislativa "amplia" en esta materia. "Es cierto que es una decisión incorrecta y errónea, que echa por tierra tener una taxonomía pública y que permite que los Gobiernos puedan invertir en gas y nucleares", reconoce. 

En España, el Ejecutivo se ha mostrado rotundamente en contra de esta taxonomía verde. La propia vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, manifestó el jueves su preocupación por esta decisión. "No lo compartimos, creemos que el gas natural y la energía nuclear, lógicamente son soluciones de transición con las que vamos a seguir conviviendo, pero eso no significa que sean verdes. Nos parece desafortunado el acto delegado de la CE", afirmó en una entrevista en la Radiotelevisión del Principado de Asturias.

Más allá del desacuerdo, en principio, la incorporación del gas y las nucleares como energías verdes no van a trastocar mucho los planes del Gobierno. El calendario de cierre de nucleares está pactado desde 2019 entre el Ministerio para la Transición Ecológica y las principales eléctricas propietarias y establece que se llevarán a cabo entre el año 2027 y 2036. Actualmente, y según los datos del Ejecutivo, en España se encuentran en funcionamiento cinco centrales nucleares, situadas en cinco emplazamientos. Dos de ellas disponen de dos reactores cada una —es el caso de Almaraz y Ascó—, por lo que suman siete reactores en total, con una potencia eléctrica instalada de 7.398,77 megavatios. La de Garoña ya está en cese definitivo, mientras que la de Vandellós I se encuentra en periodo de latencia. 

"El Gobierno actual no va a cambiar el calendario de cierre de las nucleares", afirma Urtasun, que admite que lo que haga un futuro Ejecutivo "ya depende". De la misma opinión es Rego, que recuerda que es un "plan ya cerrado" y con "un amplio consenso", aunque reconoce que actualmente es cierto que se puede "revertir prácticamente todo". Fernández incluso va un paso más allá y ni siquiera ve "posible" que se desarrollen "nuevas plantas de ciclo combinado". 

Eso sí, Urtasun admite que un Gobierno "no necesita esta taxonomía para cambiar el calendario". Y, en el caso de que en un futuro un Ejecutivo decidiese arriesgarse de nuevo con la nuclear, la apuesta sería, según el eurodiputado morado, "ampliar la vida útil" nunca "construir nuevos reactores". "Construir una central a día de hoy es prácticamente imposible. Solo se construye en aquellos países en los que el estado pone el dinero, ninguna empresa las construye ya", explica Bennasar que apunta que las centrales española fueron diseñadas en los 60 y 70 "para una cierta vida". 

Aun así, esta activista de Greenpeace recuerda que en España "Vox ha dicho que están a favor de la nuclear". Por lo de pronto, este viernes, el líder del PP, Alberto Núñez Feijóo, anunció que su grupo llevará al Debate sobre el estado de la Nación un paquete de medidas para que el Gobierno "modifique su política energética", entre las que se incluye revisar la vida útil de las centrales nucleares. 

A pesar de esto, Ribera se mantiene firme y el jueves también señaló que ni la nuclear ni el gas "van a dar una solución en el cortísimo plazo" a la coyuntura energética actual marcada por la guerra en Ucrania. Es más, a pesar de que podría parecer que esta medida llega como respuesta a la invasión rusa producida a finales de febrero, lo cierto es que este acto delegado es una realidad en los despachos de Bruselas desde principios de año, cuando se filtró a la prensa. Aunque no fue hasta principios de febrero cuando se aprobó por mayoría simple en la Comisión con los votos en contra de los socialistas Josep Borrell y la portuguesa Elisa Ferreira junto al conservador austríaco Johannes Hahn. 

Además, Ribera también puso sobre la mesa que esta decisión se enmarca en un contexto de emergencia energética ante la cual "algunos Estados miembro de la Unión Europea" están "muy focalizados a una nueva inversión" en estas energías. Y es que esta etiqueta verde da respuesta a las presiones, además de la propia industria, de países como Francia y Alemania. 

En el caso del país galo reclamaba un reconocimiento expreso de la energía nuclear como fuente libre de emisiones de CO2. ¿Su razón? Francia es una potencia nuclear que cuenta con 58 centrales siendo el país europeo que más tiene y, a nivel mundial, sólo está por detrás de EEUU. "Su idea pasa por alargar la vida de las centrales que ya tienen", afirma Bennasar. Por ello, el Gobierno de Emmanuel Macron ha hecho mucha presión a favor de esta energía hasta el punto de unirse a países centroeuropeos poco ambiciosos en materia climática, como la Hungría de Viktor Orbán, Polonia o República Checa.

La petición de Alemania, en cambio, iba encaminada al gas, al considerarlo fuente necesaria para una transición hacia un sistema de energías renovables. Los germanos incluso parece que estarían bajando posponer el cierre de sus nucleares, aunque lo mantienen por el momento. Es la vía que están tomando muchos países de la UE. Bélgica ha prolongado una década la vida útil de dos reactores de los siete que tiene y el Partido Verde de Finlandia ha cambiado su histórica posición en contra de la nuclear y ahora está a favor. 

Tanto Francia como Alemania han tomado este camino a pesar de que muchos expertos señalan que esta etiqueta verde beneficia al Gobierno de Vladimir Putin. Es más, y según The Guardian, antes de la invasión, desde el Kremlin aseguraron que esta taxonomía verde ofrecía "una gama de oportunidades". Ahora, y en plena guerra, desde Ucrania también han afeado a Bruselas esta decisión. La parlamentaria Inna Sovsun tuiteó que el presidente ruso se "frota las manos de alegría". Asimismo, afirmó que todos aquellos que votaron por esta taxonomía le han entregado "enormes regalos" a Rusia. 

Esta etiqueta verde al gas y a la nuclear salió adelante por un margen de 50 votos en Estrasburgo gracias a que no alcanzó la necesaria mayoría absoluta de 353 diputados para vetar la propuesta de la Comisión. A favor, 278 eurodiputados, entre los que se encontraban las derechas, es decir, el PP europeo —incluidos el español—, los liberales —entre los que se encuentran Ciudadanos y el PNV—, los ultraconservadores y los de extrema derecha. En contra, 328, entre ellos socialistas, verdes e izquierda europea. Además, también se registraron 33 abstenciones. 

Si el Consejo de la UE no formula objeción el próximo 11 de julio, el acto delegado sobre la taxonomía entrará en vigor y será de aplicación el 1 de enero de 2023. Para ello sería necesario que se cumpliesen dos variables: que se opongan el 72% de los países —20 de los 27 países— y que además representan un 65% de la población —unos 290 millones de personas—. Algo que en Bruselas descartan.  

Y hay otra baza: Austria y Luxemburgo ya han anunciado que presentarán sendos recursos ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE). Lo mismo que Greenpeace, WWF y Ecologistas en Acción. "Vamos a recurrir ante la justicia", confirma Bennasar a infoLibre que emplaza a después del verano para tener más clara la formula. "Si no nos tomamos en serio esto, lo vemos todo muy negro", reconoce la activista de Greenpeace.

La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, ha avanzado este viernes que España no financiará nuevas centrales nucleares ni nuevas infraestructuras de gas aunque ambas energías se consideren "verdes" en la regulación europea, tras la decisión de la Comisión.

En una entrevista en Ràdio4 y La2 recogida por Europa Press, Ribera ha calificado de error mezclar bajo una misma etiqueta energías que pueden contribuir a la descarbonización —como la nuclear y el gas— con aquellas que son "netamente favorecedoras de la descarbonización sin riesgos".

Ribera ha sostenido que la intención del Gobierno es mantener "un estándar más elevado", y ha anunciado que estudia si presentar un recurso ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE) contra la decisión de la Comisión, adoptada en contra del criterio del Consejo.

"Requiere de un análisis jurídico. Políticamente lo tenemos perfectamente claro, y desde el punto de vista del entendimiento, de las señales que se dan, creemos que es un error", ha añadido.

De acuerdo con las previsiones del Ministerio, en 2030 el 74% de la electricidad debería ser de origen renovable; en 2040, debería serlo el total de la electricidad, y 2050 el total de la energía.

Sobre el conflicto entre Ucrania y Rusia, ha destacado el esfuerzo diplomático de las potencias europeas para desescalar la tensión y defender que Ucrania es un país soberano cuyas fronteras hay que respetar, y sabiendo que "no siempre son interlocutores fáciles".

"En esa conversación con Rusia, es capital no solo estar unidos, sino mantenernos firmes dentro del elenco de flexibilidad", ha añadido Ribera, que ha destacado el papel del país en el suministro de gas a Europa.

Aun así, ha descartado problemas de abastecimiento de gas en España por la situación geopolítica, pues el suministro en el país no depende de "un solo gaseoducto, pero no cabe duda de donde sí impacta es en el precio".

En la "altísima" volatilidad del precio de los combustibles fósiles —sobre todo petróleo y gas—, Ribera ve una confirmación adicional de que se debe acelerar la transición energética para no depender de ellos.

Además, ha insistido en la necesidad de que la Comisión Europea autorice dejar fuera el gas de la configuración de precios de la electricidad, por la diferencia de costes: "Estamos en condiciones de adoptar medidas, aunque sean temporales, para que no se contagie el precio del gas al precio de la electricidad. Es verdad que ahí a Europa le cuesta mucho moverse y más si son medidas de calado".

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

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

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

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

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

Estos días el Ministerio de Transición Ecológica, al frente del cual está la vicepresidenta cuarta Teresa Ribera, se encuentra inmerso en consultas con interesados y expertos para sacar adelante una serie de proyectos energéticos financiados con los fondos europeos. En concreto, la Vicepresidencia ecológica ha publicado una manifestación de interés relacionada con las Comunidades Energéticas Locales con el objetivo de "multiplicar" las cooperativas del ramo, ofrecer una alternativa al oligopolio de empresas como Naturgy, Iberdrola o Endesa y generar miles de puestos de trabajo.

Queda mucho por definir: el modelo, según la expresión de interés publicada por el ministerio, busca "promover un papel proactivo de la ciudadanía en la transición energética" y "democratizar el sistema energético", y para ello se apoya en "las corporaciones y las entidades locales", las cuales "en el modelo convencional eran solo consumidoras y hoy pueden ser agentes proactivos". Es difícil prever el alcance que tendrá la iniciativa, pero el Gobierno quiere seguir los pasos de Alemania. Este país tiene al menos 1.750 comunidades y cooperativas energéticas locales y España solo 33. Es decir, Alemania tiene 53 veces más. 

Son datos que maneja el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), dependiente de Transición Ecológica y uno de los que impulsa el proyecto. "Nuestra idea es multiplicar esas experiencias exitosas en otros países como la propiedad energética compartida. Buscamos a gente y a entidades interesadas en crear comunidades", explica Joan Groizard, director del IDAE.

Groizard es una de las personas de confianza del equipo de Teresa Ribera: "Si poner de acuerdo a una comunidad de propietarios es difícil, imagina a una cooperativa energética", ironiza. "Pero las posibilidades son enormes", y cita varios proyectos: huertos solares, instalación de placas solares y fotovoltaicas, rehabilitación energética de viviendas, generación de energías renovables en el ámbito urbano y rural, redes de calor y frío en zonas con biomasa, proyectos de movilidad eléctrica y y car-sharing, de autoconsumo, baterías y gestión de demanda...

Para desarrollar esta idea, el Gobierno debe antes transponer en 2021 dos directivas europeas: la Directiva 2018/2001 de renovables (que recoge las Comunidades de Energía Renovables, CER) y la Directiva 2019/944 de Mercado Interior de la Electricidad (que contempla las Comunidades Ciudadanas de Energía, CCE). Las CER y las CCE son las que Transición Ecológica pretende expandir gracias al Fondo de Recuperación Next Generation EU dotado de 72.000 millones en ayudas directas hasta 2023. Todo ello guiándose a través del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, que marca las directrices para el uso de fondos comunitarios. 

Excedente para familias vulnerables

"Tenemos que transformar las ciudades en torno al vector de la energía", opina el ex diputado de ICV Joan Herrera, anterior presidente del IDAE hasta su dimisión por razones personales en 2019. "Para ello, es necesario dotar de prerrogativas las cooperativas. El acceso al dato del consumo energético, por ejemplo. O el abaratamiento general del precio derivado del autoconsumo, cuyo excedente a su vez podría utilizarse para dárselo a familias vulnerables", enumera.

Para Joan Herrera, las comunidades locales deben poder actuar en última instancia como comercializadoras, pero también como distribuidoras. "Es en la distribución donde están los beneficios de las grandes compañías", critica. "Hay una perversidad con la actual normativa. En cualquier desarrollo urbanístico, la distribución de la energía actúa como monopolio natural y la única opción según la ubicación de la vivienda suele ser Endesa, Iberdrola, Naturgy...". El ex diputado ecosocialista catalán cree que las comunidades tienen que representar aquí una alternativa. 

"¿Elegir? Tanto como elegir distribuidora no sé yo si me atrevería a decir que pasará", concede Alicia Carrasco, fundadora y directora de la consultora olivoENERGY. "Pero como poco, el futuro marco regulatorio de las comunidades locales deberá permitirnos tener las mejores herramientas para que cada ciudadano seleccione mejor sus recursos distribuidos". Carrasco, que en el pasado ha ocupado puestos directivos en Siemens o Tesla, lanza una pregunta: "¿Cuál es la mejor cooperativa? Ni yo misma lo sé", reconoce. "Pero tenemos que aprovechar la oportunidad de fomentar el consumo compartido, de monitorear mejor el consumo de los clientes o de agregar recursos distribuidos".  

Asesoría financiera y empresarial

Todas estas propuestas están contempladas en el documento del Plan de Recuperación relativo a las comunidades energéticas que el ministerio ha elaborado dentro de la manifestación de interés. Así, se promoverán "proyectos que impliquen la formación o que tengan como promotores comunidades energéticas", y entre ellos están los de "producción eléctrica con energía renovable", "para autoconsumo", o "para entrega de red"; de "producción de calor y frío con energía renovable"; "servicios de eficiencia energética"; o "servicios de movilidad sostenible o recarga para vehículos eléctricos". 

El Gobierno quiere ofrecer como parte del Plan de Recuperación asistencia técnica y asesoramiento a todo tipo de entidades o comunidades que se interesen por el asunto. Ello incluirá elaborar "estudios de mercado" u "hojas de ruta" para poner las cooperativas en marcha. Y también "actuaciones de promoción" y "labores de información". Igualmente, se dará asesoría financiera y empresarial dentro del mundo de la participación social.  

Alemania, Dinamarca, Holanda, Reino Unido...

De momento no hay una cuantía económica concreta para la iniciativa. Joan Groizard espera que, de entrada, "se creen unas cuantas decenas de cooperativas". En el IDAE se habla de proyectos piloto. Además del caso alemán, en Dinamarca operan 700 comunidades y en Países Bajos unas 500, seguidos del Reino Unido con 431. Países como Francia (70), Bélgica (34) o Polonia (34) se asemejan mucho más a España y sus 33 cooperativas: Som Energía SCCL, GoiEner S. Coop., Barrizar Cooperativa de Servicios Energéticos, EnergÉtica S. Coop... Alguna tiene más de 100 años de historia y se fundó en contextos muy distintos al actual, cuando la producción de energía brillaba por su escasez.

Joan Herrera señala que "incluso la España vacía" debería de apuntar a las cooperativas, especialmente a las Comunidades de Energía Renovable. "Se les puede dar prioridad en la venta de energía y pueden obtener una retribución superior en la subasta", indica. "La repercusión de las placas fotovoltaicas y de los aerogeneradores en un pueblo debería traducirse en más beneficios y más empleo para ese pueblo", augura. 

El Consejo de Ministros ha aprobado este viernes, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica, el real decreto por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo en España, que permitirá que la comercializadora de energía compense al usuario por la energía excedentaria, que haya sido generada por instalaciones de autoconsumo, en cada factura mensual, según informa Europa Press.

Con este real decreto, entre otras medidas, se habilita la figura del autoconsumo colectivo, que fomentará esta fórmula en las comunidades de propietarios o en polígonos industriales; se reducen los trámites administrativos, especialmente en el caso de los pequeños autoconsumidores; y se establece ese mecanismo simplificado de compensación de la energía autoproducida y no consumida.

En rueda de prensa tras el Consejo de Ministros, la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, defendió que el autoconsumo, después de que haber derogado este Gobierno el "tristemente famoso" 'impuesto al sol", es "una realidad" que tendrá "enormes efectos positivos"; como la reducción de precios, la generación de actividad económica y empleo, soluciones para un mejor precio para las comunidades rurales y "una mayor penetración en la electrificación de la economía hacia la descarbonización". Así, valoró que el despegue del autoconsumo permitirá contar "con otros protagonistas en la transición energética y aprovechar el potencial que puede ofrecer la energía solar".

En concreto, la normativa establece la implantación de un mecanismo simplificado de compensación de excedentes, esto es, de aquella energía generada por instalaciones de autoconsumo y que el usuario no consume instantáneamente. Hasta ahora, si el autoconsumidor quería obtener una compensacicón por esta energía que se inyecta en la red, debía constituirse jurídicamente como productor de energía, realizando los trámites y declaraciones fiscales que la ley exige. El mecanismo es aplicable para aquellas instalaciones con una potencia no superior a 100 kilovatios (kW), y siempre que produzcan electricidad a partir de energía de origen renovable.

Puede llegar al 100% de la energía consumida, en torno al 35% del recibo

Así, la compensación económica puede llegar hasta el 100% de la energía consumida por el usuario en ese mes, que tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final. Deberá, en todo caso, siempre seguir haciendo frente a los costes regulados del sistema eléctrico y a los impuestos correspondientes por estar conectado a la red. "No habrá intercambio de dinero. No se puede superar o exigir una compensación más allá de lo que se consuma de la red. Es decir, solamente se puede hacer una variable de participación en el sistema energético, pero no como un negocio de generación, que seguiría manteniendo las características de productor de electricidad como cualquier otro", dijo Ribera, quien anunció que en la web del IDAE se recogerán directrices fundamentales sobre la normativa "para hacerla más accesible" a los usuarios. Asimismo, y en el caso del autoconsumo colectivo, la normativa impulsada por el gabinete dirigido por Teresa Ribera también abre la puerta a que un consumidor pueda aprovechar los excedentes de su vecino y coparticipe de autoconsumo, si éste no está consumiendo su parte proporcional de energía.

Todas las comercializadoras podrán ofrecer servicios de autoconsumo

Además, con el objeto de impulsar el desarrollo del autoconsumo y ofrecer facilidades a la ciudadanía, la norma abre la posibilidad de que todas las comercializadoras puedan ofrecer servicios de autoconsumo renovable, informó el Ministerio para la Transición Ecológica. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que ha validado esta medida, supervisará la evolución del mercado y, en caso de que surjan problemas de competencia, podrá proponer al Gobierno el establecimiento de restricciones a determinadas compañías.

En lo que respecta a los trámites administrativos, esta normativa los reduce para todos los usuarios. En el caso del pequeño autoconsumidor (instalaciones de hasta 15kW o de hasta 100kW, en caso de autoconsumo sin excedentes), se reducen a la única gestión de notificar la instalación de una planta de producción eléctrica en su correspondiente comunidad o ciudad autónoma. Además, para las instalaciones de menos de 100kW en baja tensión, las administraciones recabarán información a partir de los datos del certificado electrotécnico de la instalación.

Asimismo, se articula un procedimiento para que sea el distribuidor quien modifique el contrato de acceso de los pequeños consumidores que realicen autoconsumo y éste solo tenga que manifestar su consentimiento. También se simplifican drásticamente las configuraciones de medida para que, en la mayoría de los casos, baste con un solo contador en el punto frontera con la red de distribución, lo cual supone una reducción de costes. En el caso de autoconsumo colectivo, también será necesario medir la energía generada con otro equipo para hacer el reparto de energía entre los consumidores participantes.

Por otra parte, desde el punto de vista de la seguridad industrial, se modifica el reglamento electrotécnico de baja tensión para regular los dispositivos antivertidos y los kits autoenchufables, garantizando que el desarrollo del autoconsumo es compatible con la protección de las personas y equipos.

Completa el marco impulsado por el real decreto que derogó el 'impuesto al sol' 

La norma aprobada por el Gobierno completa el marco regulatorio sobre autoconsumo, impulsado por el Real Decreto-ley 15/2018 del pasado mes de octubre por el que se derogó el denominado 'impuesto al sol'. Con esta normativa, el Gobierno prevé que el impulso del autoconsumo tendrá un "efecto positivo sobre la economía general, sobre el sistema eléctrico y energético y sobre los consumidores". Entre otras cuestiones, considera que la extensión de esta fórmula fomentará la actividad económica y el empleo local, por su carácter distribuido; favorecerá la electrificación de la economía, permitiendo a España cumplir con sus obligaciones en materia de lucha contra el cambio climático; ofrecerá una alternativa a los ciudadanos, que puede ser más ventajosa económicamente que el consumo de energía tradicional; y permitirá la entrada de nuevos actores, y de la propia ciudadanía, en el sistema eléctrico.

Además, el real decreto clasifica y define las distintas clases de autoconsumo, ya que, hasta ahora, solo existía una posibilidad, la del autoconsumo individual conectado a una red interior. Así, se reconoce la figura del autoconsumo colectivo, de tal forma que varios consumidores puedan asociarse a una misma planta de generación, hecho que impulsará el autoconsumo en comunidades de propietarios o entre empresas o industrias ubicadas en una misma localización. Además, se define el concepto de "instalación de producción próxima a las de consumo y asociada a las mismas", figura que permite realizar el autoconsumo tanto con instalaciones de generación situadas en la misma vivienda –única posibilidad contemplada hasta la fecha–, como en otras que estén ubicadas en las proximidades. Así, por ejemplo, se podrán instalar placas fotovoltaicas en edificios contiguos que tengan mejor orientación, siempre que haya acuerdo entre las partes.

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

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

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

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

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

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

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

Propuestas

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

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

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

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

Después de la guerra del carbón, se avecina una nueva batalla entre el Gobierno y las empresas en materia energética: la de las centrales nucleares. El pasado 31 de enero, el ministro de Energía, Álvaro Nadal, adelantaba en la comisión del ramo del Congreso la determinación del Gobierno de hacer que las eléctricas paguen por el desmantelamiento de las nucleares y asuman su responsabilidad, tarea por el momento de la Empresa Nacional de Residuos Radioactivos (Enresa). Tras Garoña, cuyo cierre ya está en marcha, el resto de estas instalaciones alcanzan el fin de su vida útil entre 2020 y 2027. En principio, y salvo que el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) diga lo contrario, cuando llegue la fecha las centrales tendrán que desmantelarse: un proceso delicado y costoso por lo contaminante de sus elementos.

Hasta ahora, las empresas que explotan estas infraestructuras deben pagar a Enresa una tasa por cada kilowatio de energía eléctrica generado. El Ejecutivo pretende que ese fondo acumulado pase a disposición de las eléctricas y que ellas, bajo la supervisión del CSN, se encarguen de la clausura. Todos los expertos consultados por infoLibre coinciden en un diagnóstico: el Gobierno pretende alargar la vida de las nucleares sea como sea.

Según cálculos de la propia Enresa, cerrar todas las nucleares costará 10.000 millones de euros. El problema es que, según alertó el Tribunal de Cuentas en 2015, hay un desfase entre los ingresos de la empresa estatal y los gastos. El déficit en ese año, según estimaciones del órgano, era de 1400 millones. "El fondo de Enresa depende de su evolución financiera y, con los tipos de interés tan bajos que hay actualmente, los ingresos del fondo están siendo menores. De esta forma, el cierre de cualquier central, como sucede ahora con Garoña, supone una aportación adicional por parte del sector público", explica el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital (Minetad) a infoLibre para justificar la determinación. Dado el agujero, antes de que lo paguen los contribuyentes, que lo paguen las empresas, argumenta. Pero los expertos creen que no es ni la única ni la principal razón.

"Están intentando controlar el cierre de las nucleares, como están intentando controlar el cierre de las térmicas. Pretenden alargar su funcionamiento. Si las eléctricas lo tienen que pagar, intentarán que funcionen lo máximo posible para generar fondos. Si sale el proyecto de ley adelante, tendrá un impacto enorme", opina el experto en energía y miembro de la Junta Directiva de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético Jorge Morales. El vicepresidente de la Fundación Renovables, Sergio del Otto, añade: "Es una ocurrencia y una improvisación. Han tenido años para pensar en este tema. La razón de ser es la rabieta por el cierre de Garoña. Es un castigo".

Ambos coinciden en que, en realidad, la decisión tiene sentido en el marco de una competencia justa entre los distintos modos de generación de energía. "Si tanto hablan de que están en un libre mercado, pues que estén con todas las de la ley, ¿no?", apunta con ironía Morales. Un parque eólico, por ejemplo, debe contar en sus cuentas con que, tarde o temprano, tendrá que abordar su desmantelamiento. Ese precio a pagar no es tenido en cuenta por las nucleares. Por ahora. El Minetad se suma al argumento: "España es el único país del mundo en el que el desmantelamiento de una central nuclear es responsabilidad de todos", asegura su gabinete de prensa. "El principio de que los titulares asuman todos los costes es lógico. Lo que no es lógico es plantearlo a estas alturas", afirma De Otto.

La cuestión es pertinente. Si la estrategia energética del país es plena competencia del Ejecutivo, y hasta ahora no han puesto problemas en que Enresa se hiciera cargo de la clausura, ¿por qué de repente sí? Los expertos aseguran que es una respuesta en caliente al órdago de las eléctricas y en concreto de Iberdrola, con el cierre anunciado de las dos térmicas que le quedaban y de Garoña. El ministro, en público, apunta a otra razón derivada de ese órdago: el supuesto incremento en el precio de la luz que tendría cerrarlas, de un 25%, según sus cálculos.

Un alto cargo del sector nuclear afirma que el cálculo no es acertado. "No tiene ninguna razón para decir eso. El problema del precio de la luz es de una volatilidad regulatoria. Nadie está planteando cerrar el parque nuclear y no sustituirlo por nada. Las renovables son muy baratas, más baratas que el resto", asegura. "El lío en el que estamos es brutal", añade, una improvisación tras otra en materia energética fruto de una "gobernanza mediocre".

Las dudas

El proyecto de ley con el que el Gobierno pretende alargar la vida de las nucleares simplemente ha sido anunciado de manera informal por el ministro. Hay mucha incertidumbre en el sector de la energía acerca de cómo afectará y varias sospechas sobre la posible merma en la seguridad que podría acarrear el hecho de que una empresa privada, y no una pública como hasta ahora, se encargue de un proceso tan delicado en el caso de que salga adelante la norma.

El Ministerio lo niega: "Esto no supone ninguna pérdida de capacidad de control, ya que al igual que sucede con el resto de centrales, sus dueños se tendrían que responsabilizar de dejarlas en perfecto estado, desmantelarlas y llevar a cabo todo ese proceso cumpliendo con sus obligaciones medioambientales y de seguridad". Unas obligaciones que se encarga de fiscalizar el CSN, que se supone que velará con el mismo empeño por las garantías del proceso.

Sin embargo, "si las eléctricas se encargan, intentarán reducir costes al máximo", pronostica el coordinador del Movimiento Ibérico Antinuclear, Francisco Castejón. Las licitaciones de Enresa en los desmantelamientos están controladas al milímetro al ser de titularidad pública, asegura, lo que no es así en el caso de compañías privadas.

Morales apunta a otra incertidumbre: "Hay que prever que las empresas no puedan quebrar, que puedan asumir este coste añadido". De Otto, por su parte, apunta a que está por ver cuál es el uso que las eléctricas hacen del fondo de Enresa para el desmantelamiento que, tal y como prevé el Minetad, se transferirá a las empresas. "Enresa tiene prohibido especular con ese dinero. No sabemos en qué condiciones se haría esa transferencia y cómo van a utilizar las eléctricas ese dinero", afirma.

El vicepresidente de la Fundación Renovables apunta a que durante años se vendió la energía nuclear como una fuente barata, pero que no se tenían en cuenta los costes del desmantelamiento que ahora se ponen sobre la mesa. En teoría, según afirma el Ministerio de Energía, la medida permitirá librar a los consumidores y contribuyentes de esta carga, ya que de seguir Enresa al frente del proceso los ciudadanos tendrían que compensar el agujero detectado por el Tribunal de Cuentas. De Otto es escéptico. "Al final lo pagaremos todos. Las eléctricas siempre consiguen, de una u otra manera, que el Gobierno salga en su ayuda".

"Actualmente cerca del 65% de la facturación de las empresas del IBEX 35 se genera en el exterior y en algunos casos llegan a porcentajes superiores, cercanos incluso al 100%". El dato aparece en un documento del Ministerio de Exteriores sobre "la presencia de España en el mundo", como parte de la propaganda de la campaña Marca España. La letra pequeña es que dicha facturación, en el caso de Latinoamérica y de la extracción de recursos naturales, se genera pisoteando los derechos humanos. Es lo que llevan años denunciando colectivos y organizaciones sociales como Ecologistas en Acción, que este miércoles ha presentado un informe titulado El IBEX 35 en guerra con la vida en el que resume, a través de tres casos paradigmáticos, los abusos de empresas como Repsol, Acciona o ACS cuando plantean proyectos para extraer gas natural o generar energía eléctrica por encima del medioambiente y de la riqueza de la cultura indígena.

La presentación del informe de Ecologistas en Acción tuvo lugar a escasos metros de la sede de la Bolsa, en Madrid. Fue acompañada de una performance en la que un señor trajeado desgranaba los excelentes resultados de su empresa en base a proyectos en Latinoamérica. En clave irónica, como no podía ser de otra manera. "Hemos tenido que hacernos un hueco en algunos territorios indígenas y espacios protegidos. Algunas voces críticas solicitaban que consultáramos previamente a sus habitantes. Pero vamos a ver, ¿de qué estamos hablando? Son personas voluntariamente en aislamiento. Es absurdo preguntarles de nada", afirmó.

La broma sirve para ejemplificar el modus operandi que, según Ecologistas y otras organizaciones, practican las grandes energéticas y constructoras de España cuando se trata de plantear un proyecto en Latinoamérica en zonas protegidas y hogar de pueblos indígenas que ya vivían de sus recursos antes de que el mundo occidental supiera qué es el gas natural. Cada proyecto de extracción de recursos tiene sus propias características, su particular modo de dañar el modo de vida nativo, pero hay prácticas comunes. El documento analiza tres casos de compañías que vieron un gran potencial en terrenos que estos pueblos habitan desde hace siglos. Las obras, alertan, modifican radicalmente los ecosistemas, contaminan, producen cambios en la flora y la fauna, desestabilizan a las comunidades, acallan las voces críticas y lo peor: quedan impunes, fruto de un sistema bien engrasado de puertas giratorias con el poder político y una legislación laxa regalo de los Estados.

Protesta contra la impunidad de las empresas españolas en Latinoamérica de Ecologistas en Acción frente a la Bolsa de Madrid.

En la presentación del documento, su autora, Miriam García-Torres, resumió de qué impactos estamos hablando. "En cuanto a los socioecológicos, las empresas transnacionales han provocado contaminación, privatización, deforestación, acaparamiento de agua y de tierras, fragmentación de ecosistemas y pérdida de biodiversidad. Y para las comunidades locales, la llegada de estas compañías ha supuesto una pérdida de su soberanía alimentaria, de su autonomía y en definitiva de sus formas de reproducir la vida tanto en términos materiales como socioculturales".

El informe pivota en torno a tres ejemplos. El proyecto de gas de Camisea, plena Amazonía peruana, donde Repsol explota algunas zonas e invierte en otras; la construcción del complejo hidroeléctrico Renace, en el río Cahabón de Guatemala, con la firma de ACS a través de su filial Cobra: y, por último, el corredor eólico del Istmo de Tehuantepec, la franja de tierra más estrecha que separa el golfo de México y el Océano Pacífico, donde participan Iberdrola, Gas Natural Fenosa, Acciona y Renovalia. Los principales impactos que denuncian los activistas son cuatro: daño al medioambiente, daños a las comunidades indígenas y, más específicamente, daño a las mujeres, analizado mediante la óptica violeta del ecofeminismo.

  Daño al medioambiente

Es muy difícil que un proyecto de extracción de recursos sea inocuo para el entorno natural que le rodea. Los proyectos que se plantean en España y su difícil tramitación ambiental dan buena cuenta de ello. Los problemas se acentúan cuando, como denuncia Ecologistas en Acción, "los impactos, más que constituir el resultado de la adopción de malas prácticas, son la condición necesaria sobre la que se asientan sus beneficios". Desde los años 90, las transnacionales de origen español vieron una gran oportunidad en una Latinoamérica en pleno proceso neoliberal. En el continente "se imponían reformas estructurales basadas en la privatización, la liberalización y la apertura en la inversión extranjera directa" que, además, relajaron los controles ambientales para que el dinero español fluyera sin impedimentos. Y de aquellos barros estos lodos, alertan los activistas.

El proyecto de Repsol en Camisea, Perú, florece al calor del llamado paquetazo ambiental de 2014, con el que el Gobierno de Ollanta Humala "deterioró la ya débil institucionalidad ambiental". Los derrames de gas natural licuado en la zona contaminaron los suelos y el agua de la zona, asegura el informe. El tráfico fluvial, además, enturbió los recursos hídricos, y el continuo trasiego de camiones y helicópteros espantó a aves y fauna, deforestó la zona y, en resumen, provocó una rápida pérdida de biodiversidad, denuncian.

En el río Cahabón de Guatemala, los proyectos hidroeléctricos en los que participa ACS redujeron tanto su caudal como la calidad de sus aguas: un impacto al que ayudó la fragmentación de la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) en varias partes que no se interrelacionaban. Una práctica que ya conocemos en España. El parque eólico de México, reconoce Ecologistas, no produce un impacto tan severo como el que puede producir la extracción de un recurso fósil, pero este megaproyecto es una amenaza para la ruta migratoria de las aves que cruzan por el corredor, que se chocan con las hélices de los aerogeneradores. Las comunidades locales también documentan pérdida de fertilidad del suelo y contaminación por el intenso uso de un parque tan extenso.

  Daño a las comunidades indígenas

Los pueblos locales viven en estrecha sintonía con el ecosistema que habitan. Beben directamente de su agua, cazan sus animales, aprovechan sus recursos. Por lo que cualquier modificación, aunque sea mínima, en las zonas a las que llaman hogar puede causar cambios graves e irreversibles en su modo de vida. Todas las infraestructuras puestas de ejemplo y otras muchas no recogidas por el análisis son la causa de un conflicto más o menos encarnizado con los indígenas, en una suerte de neocolonialismo azuzado por la libertad de mercado, analizan los activistas. Según la organización Global Witness, al menos 200 personas fueron asesinadas en 2017 por defender sus tierras, bosques y ríos de los intereses de grandes corporaciones. 

El Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo obliga a las transnacionales a una consulta libre, previa e informada a las comunidades indígenas cuando un proyecto de estas características pretende asentarse en su territorio. Pero muchas veces no se cumple esta obligación y empiezan los problemas. El informe denuncia que la interlocución con los pueblos indígenas se realiza seleccionando a personas afines, no representativas, mediante coacciones y amenazas; implementando campañas de desinformación y de ataque a las ONG contrarias a sus intereses; y azuzando las diferencias entre los pueblos locales para generar un clima de violencia. En el caso de Repsol en Perú, los daños recogidos por el documento afectan, sobre todo, a la pesca y la caza contaminadas que tienen a su disposición los pueblos tras la construcción de la infraestructura gasística.

En las presas en el río Cahabón, la falta de caudal dificulta enormemente la vida de los nativos, para los que es indispensable el recurso hídrico, incluso a nivel místico y emocional. Y en el megaproyecto eólico de México, "las organizaciones locales han denunciado casos de establecimiento de redes clientelares en base al ofrecimiento de favores y dinero. En el caso concreto de Iberdrola, se ha acusado a la compañía de haber corrompido tanto a funcionarios municipales como a algunos líderes campesinos, que habrían sido sobornados para que actúen a favor de la empresa", afirma la investigadora.

  Daño a las mujeres

El análisis medioambiental a través de la óptica feminista tuvo por primera vez un papel preponderante en la cumbre del clima de Bonn y cada vez más organizaciones incluyen el ecofeminismo en sus postulados, por una sencilla razón: está demostrado que, dada la desigualdad que impone el patriarcado, las mujeres son más vulnerables en los conflictos ambientales. Ecologistas en Acción alerta de que, en el caso del impacto en la extracción de recursos en Latinoamérica por parte de grandes corporaciones, el sufrimiento de ellas es aún más pronunciado. 

Y por varios motivos. Para empezar, como asegura el análisis, "las empresas han establecido estrategias de negociación individuales y selectivas" con líderes locales, con cabezas de familia de los hogares o con propietarios de la tierra. Se establecen como portavoces los hombres, perpetúan "espacios de decisión jerárquicos y patriarcales", y las mujeres se quedan sin voz ni voto en los profundos cambios que sufren las comunidades.

Las compañías suelen contratar, sobre todo en los primeros pasos de construcción de las infraestructuras, a varones indígenas para realizar tareas para las que se requiere poca cualificación. Las mujeres se quedan a cargo del hogar y de la supervivencia de su núcleo familiar, por lo que notan más los cambios en el entorno. El trabajo asalariado, por otro lado, conlleva la modificación de los hábitos de ocio de las poblaciones. Aparecen lugares donde beber después del trabajo, y el alcohol aumenta la lacra de la violencia de género, como denuncian organizaciones locales. Además, la inseguridad se hace patente para las mujeres y las niñas, que ven como un territorio que antes era suyo ahora pertenece a empresas que aseguran sus propiedades con hombres armados: extraños que les hacen temer violaciones y abusos antes impensables.

En definitiva, las compañías "afianzan proyectos y lógicas que se sirven de la preexistencia de estructuras patriarcales y, simultáneamente, las profundizan", recoge el análisis.

¿Y la legislación?

Llegados a este punto, cabe preguntarse si, dado que los Estados latinoamericanos no ofrecen suficientes garantías de protección al entorno y las comunidades, y dado que las empresas que protagonizan la extracción de recursos operan en varios países, no hay una legislación a nivel internacional que limite la impunidad que denuncian los activistas. La respuesta no es simple: el instrumento está en proceso, pero las organizaciones sociales albergan dudas de que salga adelante por la presión en contra de la Unión Europea y Estados Unidos.

En Naciones Unidas se debate desde hace años la necesidad de elaborar una normativa internacional vinculante sobre empresas transnacionales y derechos humanos. Se elaboró un grupo de trabajo, liderado por Ecuador, que en su última reunión de octubre de 2017 estableció la necesidad de celebrar una nueva reunión, aún sin fecha, en 2018 para presentar el borrador de ley elaborado por el país latinoamericano. En el informe de esa reunión queda recogido el rechazo frontal de la Unión Europea a que el proceso siguiera adelante.

En la próxima reunión del Consejo de Derechos Humanos de la ONU, fechada para el 8 de marzo, se presentará ese borrador. Sin embargo, recientemente ha habido elecciones de los Estados miembro del Consejo y la mayoría de países que ahora lo conforman hasta 2020, incluido España, no están a favor del instrumento. Considera la UE y Estados Unidos, que se unió a última hora a las conversaciones, que ya existen unos códigos voluntarios para las empresas que son "suficientes", según explica la portavoz del Observatorio de Multinacionales de América Latina (OMAL), Erika González.

En teoría, cada país de la Unión Europea tiene plena voluntad para votar lo que quiera en el seno de Naciones Unidas. En la práctica de esta normativa, todos sin excepción se postularon en el mismo sentido: un rechazo rotundo, explica González. "Cuando nos reunimos con el delegado de la misión española en el Consejo, Emilio Pin, le preguntamos dónde se ha acordado en la Unión Europea que todos los países tomen la misma posición. Nos dijo que no podía decírnoslo", asegura. La UE está defendiendo la falta de regulación en materia de derechos humanos y empresas transnacionales en bloque en base a una hipotética reunión que no se ha mantenido en el Parlamento Europeo, ni en el Consejo: no ha sido pública y no está bajo el escrutinio de los ciudadanos.

En todo caso, habrá que esperar, como mínimo, al 8 de marzo para ver si la ONU defiende unos derechos que ni los países latinoamericanos, ni los países de origen de las empresas, ni las propias compañías han sabido o han querido defender.

En los últimos años, la presión social que suscitó el fenómeno de la pobreza energética llevó a las administraciones públicas a aprobar medidas para proteger a las familias que no pueden hacer frente a los recibos básicos. Una de esas medidas fue prohibir por ley los cortes de luz a los llamados pobres energéticos y sancionar a las compañías que llevaran a cabo esta práctica. Sin embargo, esas normas se están revelando poco operativas. Los motivos son diversos.

A nivel estatal, el desarrollo legislativo necesario para prohibir los cortes de luz no se puso en marcha hasta octubre de 2017 a pesar de que se anunció que estaría listo en marzo; en Cataluña, pionera en la lucha contra este problema en España, las empresas sólo han pagado cuatro de las 141 multas impuestas por la Generalitat desde finales de 2015; en Aragón y en Murcia no se ha registrado sanción alguna y en la Comunitat Valenciana el Tribunal Constitucional anuló la norma apenas medio año después de ser aprobada. 

En diciembre de 2016, apenas un mes después de la muerte de la anciana de Reus Rosa Pitarch tras el incendio provocado por una de las velas que utilizaba para alumbrarse después de que Gas Natural Fenosa le hubiera cortado el suministro, el Gobierno y el PSOE anunciaron a bombo y platillo que habían llegado a un acuerdo para modificar la Ley del Sector Eléctrico con el objetivo de que figurara la prohibición de la interrupción del suministro eléctrico a las familias consideradas vulnerables por los servicios sociales. 

La prohibición de los cortes de luz a los pobres energéticos se incluyó en la citada ley el 25 de diciembre de 2016. Sin embargo, para dar cumplimiento a ese artículo era necesaria una regulación específica sobre qué se considera consumidor vulnerable que no se aprobó hasta octubre de 2017, diez meses después. Y eso que el Gobierno se había comprometido a presentarla en el primer trimestre del año. A día de hoy ninguna compañía eléctrica ha sido sancionada por vulnerar este artículo, según confirma el Ministerio de Energía en una petición de información formulada por infoLibre a través de la ley de transparencia.

Cataluña, pionera

Antes de que el caso de la anciana de Reus pusiera el foco sobre el problema energético algunas comunidades ya habían tomado la iniciativa. Es el caso de Cataluña, que cuenta desde 2015 con una norma que incluye el llamado principio de precaución, es decir, que obliga a las empresas a consultar a los servicios sociales antes de realizar un corte de servicio para comprobar que no se trata de una familia vulnerable. Gas Natural Fenosa no lo hizo en el caso de Pitarch y por eso fue sancionada con 500.000 euros, aunque la compañía recurrió la multa. 

En total, la Agència Catalana del Consum ha abierto desde finales de 2015 hasta el 12 de enero de 2018 un total de 151 expedientes sancionadores por supuesta vulneración del principio de precaución o por haber cortado el suministro a consumidores vulnerables, de los que 141 acabaron en multas (93% del total). Todas salvo la de Pitarch, sancionada con 500.000 euros, fueron consideradas infracciones graves, sancionadas con 10.000 euros. En todo caso, las compañías sólo han pagado cuatro multas. Todas las demás están en fase de recurso. 

A preguntas de infoLibre, un portavoz de la Generalitat confirma que en los primeros meses tras la aprobación de la ley había más cortes de suministro de consumidores vulnerables, aunque estos se redujeron durante 2017 porque "las empresas empezaron a ser más conscientes de que tenían que cumplir la ley". "También se ha conseguido que las compañías hagan más campañas informativas y de difusión de estas medidas", señala esta fuente. Según los datos oficiales, de los 151 expedientes incoados desde finales de 2015, alrededor de una veintena son de 2017. 

María Campuzano, portavoz de la Alianza contra la Pobreza Energética, cree que hubo un antes y un después con la muerte de Pitarch. "El tema de las sanciones siempre ha ido muy lento, al principio cuando las exigíamos nos daban largas. Pero es cierto que a partir de diciembre de 2016 empezamos a notar que, en cuanto había denuncia, las eléctricas volvían a conectar el suministro para que no se siguiera con la tramitación", explica. 

No obstante, Campuzano explica que tanto en Cataluña como en el resto de comunidades autónomas sigue habiendo poca proactividad por parte de los servicios sociales a la hora de plantear denuncias y que sería necesario que los trabajadores tuvieran protocolos más sencillos para abordar esta cuestión. Por otro lado, también alude al desconocimiento que existe entre la población sobre la existencia de este tipo de legislación. Ambas cuestiones hacen que, a su juicio, muchos casos permanezcan ocultos. 

Murcia, Aragón y la Comunitat Valenciana 

Además de Cataluña, otras tres comunidades han aprobado legislaciones específicas contra los cortes de luz por impago a colectivos vulnerables. Murcia reformó en junio de 2016 la ley de vivienda para instar a las empresas suministradoras a firmar con las administraciones públicas convenios que impiden los cortes de luz mientras se gestionan las ayudas públicas. Sobre esta norma no constan denuncias de incumplimiento, según confirma un portavoz del Ejecutivo regional.

Además, esta misma fuente explica que hay otra norma anterior, de 2008, que establece como infracción el corte de suministro "sin la constancia fehaciente de la recepción previa por el consumidor de una notificación concediéndole el plazo suficiente para subsanar el motivo (...) del corte". En referencia a este artículo tampoco se ha iniciado en casi diez años ningún expediente sancionador, según la información oficial. 

Tampoco constan expedientes sancionadores en Aragón, donde se aprobó en noviembre de 2016 una ley que califica de "infracción grave", sancionada con una multa equivalente al resultado de multiplicar hasta 50 la cantidad adeudada, la suspensión del suministro por impago a hogares vulnerables mientras se tramita la ayuda pública. También supone una infracción leve (multa equivalente a multiplicar por hasta 25 la cantidad adeudada) el incumplimiento del deber de información a los usuarios sobre la existencia de ayudas ante la falta de pago del servicio. 

Por otro lado, en la Comunitat Valenciana se aprobó en febrero de 2017 una ley que multa con hasta 15.025 euros el corte de suministro por impago a las familias vulnerables mientras se tramita la ayuda pública, así como la no comunicación previa a los servicios sociales de que se va a proceder a esa interrupción. No obstante, esta norma no se está aplicando porque fue suspendida de forma cautelar por el Tribunal Constitucional apenas medio año después de ser aprobada por una supuesta invasión de competencias del Estado. Tampoco consta, por tanto, la existencia de sanciones para las compañías. 

Un problema real 

Más allá del recorrido de las normas citadas, los datos oficiales revelan que el de las personas que pueden satisfacer un mínimo de servicios con los que cubrir necesidades básicas como la climatización de la vivienda, cocinar o asearse sigue siendo un problema real. De hecho, el Gobierno reconoció en la exposición de motivos del decreto que regula la figura del consumidor vulnerable, aprobado el pasado octubre, que 4,5 millones de personas podrían estar en riesgo de pobreza energética en España, es decir, alrededor del 10% de la población. 

Hay que tener en cuenta, además, que el recibo de la luz se encareció un 9,5% en 2017 respecto al año anterior, según datos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Y que tampoco se descartan nuevas subidas para 2018. 

Por otro lado, durante 2016, el último ejercicio del que hay datos disponibles, las tres eléctricas que copan la mayor parte del mercado minorista español –Gas Natural Fenosa, Endesa e Iberdrola– realizaron 398.982 cortes de suministro por no abonar las facturas, de los que 40.989 (el 10% del total) tardaron más de una semana en poder pagar la factura y retomar el suministro y 23.218 (6%) estuvieron más de un mes sin electricidad en sus domicilios. La cifra positiva es que, en conjunto, durante 2016, se produjo una reducción del 40% en los cortes de luz por impago respecto al año anterior.

La congelación de la parte regulada de la tarifa que fija el Gobierno –los denominados peajes de acceso correspondientes a redes de transporte y de distribución y otros pagos regulatorios– no impedirá que los precios de los suministros energéticos sigan subiendo en 2018. La previsión del Gobierno es que la factura del gas se incremente alrededor de un 6% de media, mientras que tampoco se descartan nuevas subidas en la de la luz, que ya aumentó un 10,8% en 2017, según datos de FACUA-Consumidores en Acción.

En el ámbito de la electricidad, los expertos consultados por infoLibre destacan que esta variación de precios se produciría en un contexto de desconfianza en el sistema por parte de los consumidores que es consecuencia, en parte, del hecho de que cinco grandes empresas –Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, EDP y Viesgo– se encargan de producir y venderse a ellas mismas la energía. Esas mismas cinco compañías controlan, además, el 95% del mercado doméstico. En el sector del gas también despierta suspicacias la opacidad en los costes de las materias primas pues, por ejemplo, los contratos privados de suministro de las empresas del sector gasista en terceros países son secretos.

"Los mercados energéticos en España son poco transparentes y están controlados por muy pocas empresas. Esa falta de competencia contribuye a elevar los precios. El mercado de la telefonía nos enseñó que la entrada de competencia en un servicio esencial contribuye a abaratarlo", explica Javier García Breva, exdirector del Instituto para la Diversificacion y Ahorro de la Energía (IDAE). A juicio de este experto otro elemento que juega en contra del sector energético español y de los consumidores es que las principales empresas están en manos de fondos de inversión extranjeros.

El ingeniero Jorge Morales de Labra, vicepresidente de la Fundación Renovables y experto en regulación, también cree que hay un problema en las "reglas de juego" del mercado. "Durante 2017 hemos podido constatar que una congelación de los peajes no implica necesariamente una congelación del recibo. Hay que tener en cuenta que una gran parte de la factura, en torno al 35%, procede del coste de generación de la electricidad", explica.

El llamado pool o mercado mayorista –en el que se fija ese coste de generación– está referenciado al precio de las energías más caras (carbón y gas). Es decir, es un mercado con un solo precio para toda la electricidad con independencia de cuál sea la tecnología y la fuente energética desde la que se genera. "El problema es que a centrales sobradamente amortizadas, como las nucleares, que además no reportan sus costes desde principios de los años noventa, se les aplica el mismo precio que a otras", señala Morales de Labra.

Problema regulatorio de fondo 

El Gobierno achacó las últimas subidas a la sequía, que mermó la producción hidroeléctrica, una de las energías más asequibles, y obligó a quemar carbón y gas. Según los expertos, que se mantenga o no el nivel de precios en 2018 no va depender únicamente del agua, pues creen que hay un problema regulatorio de fondo. "En 2017 la producción hidroeléctrica fue del 7% del total, mientras que en 2016 había sido del 14%. Es normal que ese 7% que se tuvo que sustituir saliera más caro pero no tiene sentido que el otro 93% también y pagamos por ello un 40% más a pesar de que sus costes no tuvieron ninguna variación relevante", ilustra Morales de Labra. 

Esta circunstancia es consecuencia de la actividad del citado pool, que funciona a través de un modelo de casación marginalista en el que la última energía que entra acaba marcando el precio para todas. Este sistema existe en el resto de países europeos, si bien la particularidad de España es que el precio que fija la central más cara se traslada directamente a las facturas de los consumidores domésticos que han optado por el precio regulado con la tarifa que fija el Gobierno a través del llamado precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC). En otros países como Francia, por ejemplo, sólo afecta a una parte de ese apartado de la factura. El previsible aumento para 2018 se asienta en la hipótesis de que la meteorología seguirá siendo adversa y el precio del petróleo continuará subiendo. 

Para García Breva otra de las circunstancias que provocará que la luz siga subiendo en 2018 es el déficit de potencia de renovable instalada como consecuencia de la moratoria aprobada en 2012 y la inseguridad jurídica generada por esta decisión. "En 2017 se ha visto que el sistema eléctrico español adolece de defectos serios a los que se sigue sin poner remedio. Es un disparate premiar a las energías más caras y poner barreras a las que pueden bajar el precio", asevera.

Este experto cuestiona, por ejemplo, que Reino Unido o Francia tengan más energía fotovoltaica que España cuando su irradiación solar es un 30 o un 40% inferior. "Tampoco tiene sentido que una compañía como Iberdrola, que ha demonizado a la solar fotovoltaica y la termosolar en España, sea la empresa que más eólica está produciendo en Escocia o Reino Unido", ilustra. 

La asociación FACUA-Consumidores en Acción ha denunciado la subida "desproporcionada" del precio de la luzdel último año y teme nuevos incrementos en 2018. "La pasividad del Gobierno ante la escalada tarifaria denota su escandalosa complicidad con las eléctricas para ayudarles a seguir engordando beneficios anuales milmillonarios a costa de mantener unos escandalosos índices de pobreza energética, cientos de miles de cortes de suministro por falta de capacidad de pago y multitud de familias que se privan del uso de la calefacción en invierno", señala un portavoz. 

Según Morales de Labra mientras no haya una verdadera reforma integral del sector España seguirá manteniéndose entre los países de Europa con precios eléctricos más altos. De hecho, los últimos datos publicados por Eurostat [consultar aquí], correspondientes al primer semestre de 2017, constatan que los consumidores domésticos españoles son los quintos que más pagan por el recibo de la luz solo por detrás de daneses, alemanes, belgas e irlandeses. 

Encarecimiento del gas

Por otro lado, el Ministerio de Energía también prevé que las dos tarifas de gas experimenten subidas en 2018. El precio de la TUR 1, que es la habitual para clientes que usan el gas para agua caliente y cocinar (con un consumo inferior a 5.000 kWh al año), subirá un 4,9%. Y la TUR 2, a la que se acogen los que usan el gas para el agua caliente y la calefacción (o que consumen entre 5.000 y 50.000 kWH anuales), se incrementará un 6,6%.

Según el departamento que dirige Álvaro Nadal estas subidas están ligadas al encarecimiento de la propia materia prima en los mercados internacionales, cuyo precio se ha incrementó en un 18,8% durante el último trimestre de 2017. En este hecho tiene especial relevancia la dependencia energética de España cuyo sistema gasista se abastece principalmente de Argelia y, en menor medida, de Nigeria, Noruega, Catar y Perú, según los últimos datos publicados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).  

García Breva explica que esta dependencia contribuye a aumentar los precios. "Una economía que depende de los precios que le ponen terceros países está pendiente de un hilo. La primera medida que debería tomar un Gobierno serio es establecer un objetivo de reducción de la dependencia energética sustituyendo combustibles fósiles por renovables de forma progresiva", señala. 

A nivel mayorista, los grandes productores de gas que tienen vinculado su producto a un posible sustitutivo, el petróleo, que ha subido un 25% en el último año. "La cuestión es que en España se agudizan los problemas porque tenemos un mercado pequeño, muy concentrado y con pocos operadores que sigue arrojando diferenciales de precio superiores a los de la media europea", explicaMorales de Labra. 

La esperada subida en la tarifa del gas también ha motivado la queja de la asociación de consumidores Facua, que denuncia que "lejos de aliviar la situación económica de las familias españolas, el Gobierno toma medidas insuficientes y no baja la tarifa de gas natural para alcanzar al menos los niveles del comienzo de su legislatura".

El ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal, ha revelado que algunas compañías eléctricas han solicitado no sólo el cierre de centrales nucleares o de carbón, sino también de ciclos combinados de gas.

"Tenemos numerosas peticiones de cierre de centrales, no solo de carbón, también de gas", ha desvelado Nadal en declaraciones a RTVE recogidas por Europa Press, donde ha señalado que la intención del Gobierno con el decreto de cierre de centrales es que la clausura de estas centrales, de llevarse finalmente a cabo, se aborde de forma ordenada y con arreglo a criterios "lógicos".

Nadal ha explicado que mediante este real decreto se pretende adoptar una serie de medidas que garanticen en todo momento la seguridad del suministro en el territorio nacional. Así, considera que la norma tiene como finalidad establecer las medidas regulatorias que aseguren que las decisiones de cierre de centrales de generación eléctrica son "coherentes" con los instrumentos de planificación energética y "compatibles" con los objetivos en materia de seguridad del suministro, cambio climático y precio de la energía.

"Pongamos que una compañía dice que quiere cerrar una central argumentando que no es rentable. El real decreto nos permite analizar si esa central es necesaria para mantener el suministro, si el cierre es adecuado por motivos medioambientales o de precio o bien si otro agente quiere encargarse de ella. Unos pueden tener sus estrategias empresariales, pero el Gobierno tiene que controlar que esto se hace bien", ha señalado.

A este respecto, ha abogado por tratar de mantener en el mix energético las tecnologías que son baratas, como la nuclear, que no genera CO2, o el carbón, y ha señalado que el cierre de las centrales nucleares encarecería el precio de la tarifa eléctrica un 25%, mientras que la clausura de las centrales térmicas de carbón supondría un sobreprecio del 15% en las horas punta, es decir, en los días más fríos del invierno o en los más calurosos del verano.

Nadal ha señalado que tras la última reforma del sector, con condiciones meteorológicas que propicien la generación hidrológica y el viento, la electricidad es más barata, habida cuenta de que los peajes que fija el Gobierno, que suponen en torno al 60% del recibo, están congelados, lo que ayuda también a moderar el precio.

Respecto al sector de hidrocarburos, ha explicado que el precio del barril de petróleo se ha asentado en los 60 dólares debido al acuerdo entre Rusia y Arabia Saudí, lo que se traduce en un incremento en los precios de los carburantes, si bien en España el impacto llega "escalonado", además de que el Gobierno "vigila mucho" los márgenes de comercialización que tienen las petroleras.

En gas, ha explicado, ocurre algo similar, al estar indexado al precio del crudo, y en los derivados como el butano, pese a la subida del 2,1% de la última revisión, el precio de la bombona se sitúa en 14,45 euros, muy por debajo de los 25 euros que cuesta en Francia o los 33 de Alemania.

La actual fórmula de precios de la bombona hace que no se hayan repercutido las subidas de la materia prima con toda su intensidad.

La Unión Europea sigue financiando generosamente proyectos relacionados con los combustibles fósiles, pese a que todos los documentos sobre cómo los países del club comunitario deben abordar la transición energética recomiendan y exigen acabar con este tipo de ayudas. El informe de dos organizaciones climáticas Desconexión gradual en 2020: monitorizando los subsidios a los combustibles fósiles de Europa alerta de que instituciones de crédito de la UE como el Banco de Inversiones siguen amparando a proyectos de energía sucia pese a que, en teoría, las directrices marcan un camino radicalmente contrario. El documento está firmado por el think tank británico Overseas Development Institute (ODI) y Climate Action Network (CAN), una red internacional de 121 organizaciones contra el cambio climático, entre las que se encuentran SEO/Birdlife, Amigos de la Tierra o Greenpeace.

El informe recoge las cifras de la financiación pública de instituciones europeas a proyectos de la industria de los combustibles fósiles. El Banco Europeo de Inversiones, según las dos organizaciones, prestó 5.294 millones de euros entre 2014 y 2016 a este tipo de proyectos en países miembros de la Unión Europea. Entre los objetivos del BEI se encuentra, como aparece en su página web, "apoyar las medidas para mitigar el cambio climático". Este dinero fue a parar a 27 proyectos de gas natural, uno de carbón y dos de petróleo. El Fondo Europeo para Inversiones Estratégicas, en el mismo periodo, financió 976 millones de euros en países fuera del club comunitario y 1.175 dentro. Por último, el Banco Europeo para la Reconstrucción y el Desarrollo, creado en 1990 para favorecer una transición a la economía de mercado en los países exsoviéticos de Europa Oriental, financió 2.200 millones de euros a estas iniciativas.

El aparente rumbo de la Unión Europea en contra de los subsidios a combustibles fósiles es claro. Está recogido en varios acuerdos y hojas de ruta energéticas de la institución, y no precisamente irrelevantes: es uno de los puntos de la estrategia Europa 2020estrategia Europa 2020, adoptada en 2010, que recoge los objetivos de reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de los países miembros. La directiva insta a estos países a "reducir paulatinamente los subsidios medioambientalmente dañinos". Prácticamente la misma frase es recogida en el VII Programa General de Acción de la Unión en materia de Medio Ambiente hasta 2020, otra línea maestra de la UE en temas de cambio climático, que pretende "convertir a la Unión en una economía hipocarbónica" de cara a 2050.

Financiación para el gas natural

No es casualidad que 27 de los 30 proyectos financiados por el BEI sean de gas natural. Entendemos combustibles fósiles como los que proceden de la biomasa sujeta a transformaciones bajo tierra durante millones de años, y son cuatro: carbón, petróleo, gas licuado del petróleo y gas natural. No son renovables y su uso para producir energía contamina. Pero el gas natural se considera el combustible fósil menos contaminante, y voces tanto de la industria como gubernamentales lo señalan como un recurso "de transición", un punto intermedio entre la terriblemente sucia quema de carbón y petróleo y un futuro con un 100% de renovables.

La Unión Europea no esconde que apuesta por esta opción. La distribución de gas natural licuado (GNL) libre por las fronteras de los países europeos es uno de los objetivos de la Unión de la Energía, un plan de las instituciones comunitarias para constituir "un sistema energético integrado a escala continental, en el que la energía fluya libremente (…) sobre la base de la competencia y el mejor uso posible de los recursos". En nombre de la "seguridad del suministro", tanto dicha unión como los sucesivos Paquetes de Invierno apuestan por más infraestructuras, tanto gaseoductos como instalaciones para convertir de nuevo el GNL en gas.

El debate sobre si el gas natural es un combustible lo suficientemente limpio para utilizarse como "transición" coloca en posiciones antagónicas, como es habitual, a las grandes empresas y a las ONG. El consejero delegado de Endesa, José Damián Bogas, señaló este viernes que para llegar al compromiso internacional adquirido de descarbonizar la economía y alcanzar un horizonte cien por cien renovable "se necesita un aporte temporal de todas las tecnologías", para "no poner en peligro el suministro y los precios", como recoge Europa Press. Las asociaciones ecologistas españolas se oponen a la instauración del gas natural como combustible "de transición" hasta la descarbonización, por su huella climática si se tiene en cuenta el proceso y por las fugas del metano, el principal componente del gas natural. En el proceso de extracción, transporte o licuación, parte del metano se escapa a la atmósfera. Aunque su permanencia en el aire es menor que la del dióxido de carbono, su potencial como agente de efecto invernadero es 86 veces mayor que el del CO2. 86 veces mayor que el del CO2.

"La Comisión Europea está haciendo una gran apuesta por el gas natural", aseguraba a infoLibre el responsable de Clima y Energía de Amigos de la Tierra, Héctor de Prado. "Creemos que estamos haciendo las cosas bien, pero no estamos contando todo lo que está sucediendo", porque no contamos las fugas de metano a la hora de valorar la acción climática, afirma Samuel Martín-Sosa, activista de Ecologistas en Acción muy crítico con el uso de este combustible. La tendencia, a juzgar por los millones de euros financiados, parece imparable. En 2015 los fósiles recibieron, de distintos gobiernos en todo el mundo, 303.000 millones de euros en subsidios, según datos de la Agencia Internacional de la Energía: el doble de lo que recibieron las renovables. Y según otro informe del Overseas Development Institute, los gobiernos del G-20 desembolsan indirectamente alrededor de 88.000 millones de dólares cada año en el apoyo a la exploración de petróleo, gas y carbón.

Se ha criticado tanto en Francia el abandono alemán de la energía nuclear, que casi se han olvidado que el Estado europeo más poblado también va a abandonar el uso del carbón. Esto está relacionado con el Acuerdo de París sobre el clima y es coherente con sus decisiones anteriores: en 2010, el Gobierno de Alemania se fijó la meta de reducir del 95% al 80% las emisiones de gases de efecto invernadero en 2050 (respecto a 1990), y, en 2013, el acuerdo de coalición entre el CDU-CSU y el SPD confirmó este horizonte. En 2015, el ejecutivo se comprometió a clausular 2,7 gigavatios (GW) de las centrales de lignito, es decir, el 13% del parque instalado hasta 2020.

Las emisiones de gases de efecto invernadero per cápita en Alemania (11,2 toneladas) son superiores a la media europea y francesa (ocho toneladas). Esto se debe principalmente al carbón, que todavía produce allí el 40% de la electricidad. El cese de funcionamiento de las plantas nucleares germanas no se traduce en un aumento del uso del carbón: son las energías renovables las que tomarán el relevo, convertidas ya en 2014 en la primera fuente de electricidad del país. Pero el desplome de los precios del carbón, debido al fuerte aumento de la oferta de Estados Unidos tras el boom del uso del gas de lutita (que se extrae a través del fracking), lo convierte en una energía contaminante muy competitiva, mucho más que el gas. Como el mercado europeo del carbón no puede elevar el precio del CO2, las centrales de carbón han vuelto a ser muy rentables. De ahí, la importancia que mantiene el sector en el modelo industrial alemán.

Alemania produce mucha más electricidad de la que consume: en 2015, exportó 52 teravatios hora (TWh), lo que representa casi el 9% de toda su demanda interna. Principalmente, exporta a Austria, Países Bajos y Francia, según apunta Vincent Boulanger en su libro La transición energética: cómo lo hace Alemania (Veblen/Petit Matins).

En noviembre del 2016, el gobierno de Angela Merkel presentó un plan de acción climática. El ejecutivo tiene previsto introducir en 2018 una comisión sobre "el crecimiento, las transformaciones estructurales y el desarrollo regional" que deberá estudiar las condiciones del fin de la explotación de las minas y de las centrales de carbón del país. El objetivo oficial es alcanzar la neutralidad de los gases de efecto invernadero en 2050 –cero emisiones netas–. Las emisiones de CO2 del sector energético deberían bajar un 60% en 2030 con respecto a 1990. "En el futuro, las energías renovables y la eficiencia energética será la referencia para las inversiones", declara el gobierno. Berlín ya decidió no perforar más carbón (que continúa importando). Sin embargo, el objetivo de finalizar la producción de energía a base de carbón no figura como tal en el plan gubernamental. En noviembre de 2015, se abandonó el proyecto de contribución al clima dirigido por el ex ministro de Economía, Sigmar Gabriel.

Para cumplir con los objetivos del Acuerdo de París, Alemania debe abandonar el carbón, así lo determinan los expertos del instituto Öko, centro famoso por sus investigaciones sobre energía. Son ellos quienes, desde los años 80, acuñaron el término "Energiewende" ("cambio de modelo energético"), convertida en símbolo de la estrategia alemana para abandonar la energía nuclear anunciada en 2011. Se calcula que para cumplir con sus compromisos climáticos, Alemania no puede emitir más de 10.000 millones de toneladas de CO2 adicional. El sector eléctrico debe rechazar más de cuatro mil millones de toneladas de dióxido de carbono. Estos expertos recomiendan cerrar las centrales activas desde hace más de treinta años a partir de 2019. Y en 2035, la producción de electricidad a partir de lignito y de hulla, particularmente contaminantes, debe ser reemplazada por instalaciones con bajas emisiones de CO2. Para lograrlo, se recomiendan medidas de regulación como el aumento de los precios de CO2 o la contractualización con los operadores de las centrales.

Para Philipp Litz, investigador de Agora Energiewende (un think tank especializado en la transición energética), "las energías renovables están más altas en el combinado energético de lo que estaba previsto hace algunos años. Alemania está en una posición de sobreproducción, porque las energías renovables han aumentado del 10% a un tercio de la producción eléctrica en tan solo diez o quince años, y también porque, en paralelo, la demanda se redujo, sobre todo por las reglas más estrictas por la eficiencia energética. Esto crea un gran potencial para producir menos electricidad a partir del lignito y de la hulla, y saliendo de la nuclear". El sector eléctrico emite el 37% de los gases de efecto invernadero de todo el país: es, de lejos, la actividad más contaminante. Las centrales de carbón representan, por ellas solas, el 80% de todas estas emisiones.

"La mayor fuente de CO2 de Europa"

Para acelerar la salida del carbón, desde el 24 de agosto varios miles de militantes se reunen en la región de Renania para bloquear minas de lignito a cielo abierto explotadas por RWE. Por tercer año consecutivo, el movimiento de desobediencia civil Ende Gelände se opone a la industria minera. "Señalamos a estas minas porque son la mayor fuente de CO2 de Europa", asegura Janna Aljets, portavoz del movimiento, que también explica que "exigimos el cese inmediato del uso del carbón. El cambio climático no es un tema abstracto. Está causado por actividades reales en lugares específicos". En 2016, cerca de 4.000 personas estuvieron en el campamento del clima en Lusacia. Este año, una segunda semana de acciones se llevará a cabo en noviembre durante  la COP23, la próxima cumbre del clima, que se celebrará en Bonn, sede de la Convención del Clima de la ONU. Ende Gelände es, hasta la fecha, el mayor movimiento de desobediencia civil contra el cambio climático en Europa.

"No hay voluntad política real para que Alemania abandone hoy el carbón. En la historia, los cambios sociales se ganaron porque las personas usan sus cuerpos para impedir situaciones injustas. En tres años, hemos sido testigos del nacimiento de los comités locales de Ende Gelände en todo el país. Nuestro objetivo es hacer que el fin de la producción de electricidad con carbón sea un tema político importante", admite esta militante.

Para Philipp Litz, de Agora Energiewemde, "el cese inmediato del uso del carbón y, además, la salida de la energía nuclear no es posible de inmediato. Pero es muy posible producir mucha menos electricidad a partir del carbón: hay que cerrar las instalaciones más antiguas y reformar el mercado europeo del carbón con el objetivo de subir los precios del CO2". Para lograrlo, su centro desarrolló once principios para un consenso sobre el carbón: una salida legalmente vinculante del carbón en 2040, la no construcción de nuevas instalaciones, una interrupción de desplazamientos de población vinculados a la extensión de las minas a cielo abierto o la creación de un fondo de cambio de 250 millones para las tres principales regiones mineras.

En 2014, el sector del carbón empleaba a 33.500 personas en Alemania, contra los 371.400 empleos de las energías renovables (la mitad en empleos directos). Las principales cuencas de explotación de lignito se encuentran en Renania del Norte-Westfalia, en la Baja Sajonia, en el centro del país cerca de Leipzig, y al este, en Lusacia, cerca de la frontera polaca.

Los Verdes han pedido la salida del carbón en 2030. Ni el SPD ni Die Linke han puesto una fecha para lograr este cese. Aunque los partidos nacionales de izquierda y los ecologistas aceptan el principio del fin del carbón, las posiciones de los cargos locales son más complejas. El campamento del clima y las acciones de bloqueo anunciadas por Ende Gelände en 2017 se sitúan cerca de Colonia, en Renania del Norte-Westfalia. Esta región, gobernada entonces por una coalición del SPD con Los Verdes, fue una de las primeras en aprobar una ley para la protección del clima en enero de 2013. Pero este Estado federado también es la mayor productora de electricidad del país y responsable de un tercio de todas las emisiones de CO2 de Alemania, explica Vincent Boulanger en su libro.

El abandono del carbón como fuente de electricidad es un tema ausente en la campaña electoral de Alemania para los comicios legislativos. Tal y como pasó en Francia en 2017, la cuestión del cambio climático se ve ensombrecido por el terrorismo, el empleo y los refugiados. ___________________________________________

Traducido por: Alba Precedo

Leer texto en francés:

El Gobierno registró un escrito en el Congreso negando su conformidad a que se tramite una proposición de ley de la antigua Convergència para el fomento de la electrificación del transporte en carretera, una iniciativa que el Ejecutivo asegura que altera los presupuestos en curso porque supondría un coste extraordinario.

Con ésta son 19 las iniciativas de la oposición vetadas por el Gobierno, aunque la Mesa del Congreso ha desoído el veto a dos de ellas, las relativas a la paralización de la Ley de Educación (LOMCE) y la equiparación de condiciones laborales de los trabajadores de empresas subcontratadas, recurridas por el Ejecutivo en el Tribunal Constitucional.

El portavoz adjunto del ahora llamado Partido Demócrata Europeo Catalán (PDeCAT), Carles Campuzano, se ha quejado del veto del Gobierno subrayando que su proposición de ley "no tiene demasiado contenido político" y sólo plantea "modificaciones muy técnicas" para facilitar la instalación de postes de recarga de los coches eléctricos. "Pero el Gobierno la vuelve a vetar afirmando que tiene implicaciones presupuestarias. Con esa lógica no va a haber ninguna iniciativa legislativa de la oposición que pueda tramitarse", indicó.

20 millones al año, 3,5 más de los presupuestados

En el escrito registrado en el Congreso y recogido por Europa Press, el Ejecutivo argumenta que la iniciativa del PDeCAT supone modificar la Ley del Sector Eléctrico, establecer un plan de subvenciones para vehículos eléctricos dotado con al menos 20 millones de euros anuales, cambiar las leyes de Impuestos Especiales y de Haciendas Locales y un decreto ley de 2004 para introducir bonificaciones fiscales, y adaptar varios decretos.

El Gobierno recuerda que en los presupuestos en curso, que son los de 2016 prorrogados, ya se contemplan subvenciones al vehículo eléctrico por importe de 16,6 millones de euros, por lo que aceptar la propuesta de los independentistas catalanes supondría un aumento presupuestario de 3,50 millones de euros anuales.

A ello se añade, alega Hacienda, que las exenciones fiscales planteadas por el partido catalán implicarían una reducción de ingresos de en torno a 668.000 euros al año. "Sumando todos los ingresos fiscales dejados de percibir, por IRPF y por Impuesto sobre la Electricidad, el impacto total hasta el 31 de diciembre de 2020 sería de 4.190.000 euros", añade en otro momento.

Así las cosas, Moncloa comunica que, a tenor del aumento de los créditos presupuestarios, y de la disminución de los ingresos presupuestarios que supondría aplicar esta ley, el Gobierno no presta conformidad para tramitar esta proposición de ley, acogiéndose a la capacidad de veto que le concede el artículo 134.6 de la Constitución.