sábado, 30 de noviembre de 2013

Trucos para ahorrar en calefacción


La calefacción (eléctrica o de gas) engrosa buena parte de las facturas energéticas de un hogar, casi el 50%. Reducir el coste, sin necesidad de pasar frío, redundará en un ahorro de la factura final: 

  1. Utilizar el termostato y bajar la temperatura. El uso correcto del termostato de la calefacción permitirá ahorrar dinero. La Organización de Consumidores y Usuarios de España (OCU) aconseja mantener una temperatura de 20 grados durante el día y 16 grados durante la noche. “Por cada grado que se baja la temperatura, se ahorra un 8% de energía”, señala la OCU. Un falso mito es que apagar la calefacción consume más energía que mantenerla encendida a temperatura constante. Según la OCU, no es verdad. “Aunque al encenderla tendremos un pico de gasto, a la larga el ahorro se nota y merece la pena”. Así, bajar la temperatura a 16ºC durante la noche supone ahorrar un 13% respecto a mantener la calefacción encendida a 20ºC. 
  2. Aislar la vivienda. Además de revisar en el domicilio la potencia contratada, también se aconseja intentar aislar la casa. Como es obvio, las ventanas pueden ser un punto de fuga de calor de una vivienda, pero también paredes y techos. 
  3. Usar reflectores colocar paneles reflectantes de calor tras los radiadores. Esta medida permite un ahorro en calefacción de entre el 10% y el 20%, señala la OCU. Los reflectantes de calor son láminas flexibles, con una fina capa de espuma aislante y una superficie metálica, habitualmente plateada. El calor 'rebota' en su superficie evitando que se difunda a la pared y lo concentra sobre el radiador que tiene delante. 
  4. Distribuir el calor. Si hay estancias que no se usan, cerrar la calefacción y mantener la puerta cerrada. Es preferible calentar estancias pequeñas.

Fuente original de la noticia: Cinco Días

La guerra eléctrica


Torre eléctrica en un tendido de alta tensión / PAWEL KOPCZYNSKI (REUTERS)


Articulo publicado por: Miguel Ángel Noceda
Diario: El País

El pasado jueves, 31 de octubre, el rodillo popular tumbó en el pleno del Congreso de los Diputados las siete enmiendas a la totalidad presentadas por PSOE, Izquierda Plural, UPyD, CiU, ERC, BNG y Compromís-Equo (solo el PNV, que anunció enmiendas parciales, no presentó a la totalidad) contra el proyecto de ley de reforma eléctrica aprobado por el Gobierno el pasado julio. Por una razón u otra, los partidos de la oposición rechazan el proyecto de ley, pero coinciden en que castiga a las renovables y al autoconsumo sin atajar de raíz las causas del déficit de tarifa, objetivo fundamental por el que se promulgó. 

El ministro de Energía, José Manuel Soria, no consiguió convencer a nadie de que el marco normativo “va a dar estabilidad al sector y a garantizar los menores costes posibles para los consumidores”. Al contrario, recibió toda clase de lindezas: “Supondrá un desmantelamiento de las renovables”; “es un atraco que supone una normativa dictada por los grandullones codiciosos que impide una verdadera democracia energética”; “se consagra un modelo de negocio en crisis, una especie de peronismo eléctrico”… En general, la oposición cree que el Gobierno se ha limitado a presentar un nuevo parche que sólo protege al oligopolio de las empresas eléctricas a costa del desarrollo de las renovables y de los autoconsumidores, sin que ello permita acabar con el déficit tarifario. 

Así está el panorama. Mientras el Gobierno se mantiene firme en su plan, la reforma eléctrica ha conseguido poner de acuerdo a partidos, consumidores y empresas, cuyos lobbies se han movido convenientemente en el Parlamento español y en Bruselas. Pero la coincidencia solo existe en el destino de las críticas, el Ejecutivo. Al tiempo, las eléctricas culpan a las renovables de todos los males que arrastra el sector y estas acusan a aquellas de querer mantenerse en una posición privilegiada. Al final, están todos contra todos en medio de un atasco en el que el policía (el Gobierno) no es capaz de ordenar el tráfico. 

La reforma, que comprende un total de 15 normas (entre un anteproyecto de ley, un decreto ley y varios reales decretos, órdenes ministeriales y resoluciones), persigue acabar con el déficit de tarifa y la deuda de 26.026 millones acumulada desde la reforma de 2000. La citada deuda se originó, principalmente, por el crecimiento desmesurado a partir de 2005 de primas a las renovables, que de 400 megavatios de potencia previstos pasaron a 4.000. Ese descontrol ha llevado a que haya una potencia instalada de 120.000 MW y solo se utilice la tercera parte. 

Para acabar con el déficit, la reforma estableció nuevos regímenes retributivos para las instalaciones de renovables y las redes de transporte y distribución. Los cambios incluyen la supresión de las primas a las renovables estableciendo un nuevo marco que fija una “rentabilidad adecuada”, lo que supone ahorrar unos 1.500 millones. Esta rentabilidad está basada en los bonos del Tesoro a 10 años más 300 puntos básicos para las renovables (7% ahora) y un 6% para el resto (los mismos bonos más 200 puntos básicos). Esta retribución afectará a la vida útil de las 55.000 instalaciones. Desde ahora, las renovables van a vender directamente al mercado. 

También incluye recortes de hasta 1.000 millones en los pagos regulados por gestionar las redes de media y alta tensión y la disminución de la retribución de los pagos por capacidad que perciben las centrales de ciclo combinado en 200 millones. Según Industria, sobran entre 4.000 y 6.000 MW de potencia sobre los 25.000 instalados con esta tecnología. Esa sobrecapacidad requiere, a su juicio, establecer el cierre temporal de instalaciones e instaurar “una subasta de hibernación”. 

Asimismo, el cambio en los pagos de capacidad se reduce de 26.000 euros a 20.000, que a su vez se reducirán a 10.000 aunque su pago se eleva de 10 a 20 años, y se cambia la regulación para el autoconsumo estableciendo un “peaje de respaldo”, que consiste en que los propietarios de estas instalaciones paguen si se cuelgan a la red general. 

La reforma también cambió la denominación de la tarifa de último recurso (TUR) por la de precio voluntario al pequeño consumidor (la utilizan todos los hogares y las pequeñas empresas). La TUR y los peajes de acceso (parte del sistema que se cobra por el uso de la red) se reparten al 50% la factura. La revisión de la TUR, cuyo precio se regula mediante la subasta que se hace entre las distribuidoras (el denominado pool), seguirá siendo trimestralmente. 

La consecuencia inmediata fue el aumento del recibo de la luz un 3,2%. Este incremento se debió a la subida del 6,5% de los peajes de acceso, cuyo monto asciende a 900 millones, cifra que forma parte de los 4.500 millones que supone la reforma. La mayor parte de este coste, por 2.700 millones, recae en cantidades similares sobre las compañías eléctricas y las firmas de renovables. Los restantes 900 millones los aportan los Presupuestos Generales del Estado para asumir los costes extrapeninsulares (lo que cuesta llevar la luz a los archipiélagos, Ceuta y Melilla). Industria pidió una aportación presupuestaria de 1.800 millones; pero el ministro de Hacienda, Cristóbal Montoro, impuso sus tesis de contención para poder cumplir con las exigencias de Bruselas para reducir el déficit público y logró reducirlas a la mitad. 

Según Industria, el déficit de tarifa se habría elevado 10.500 millones y la luz habría subido un 42% (y no un 8%) de no haber tomado medidas entre 2012 y 2013. Entre esas medidas figuran la concesión de un crédito extraordinario de 2.000 millones con cargo a los Presupuestos de 2013 y recortes que repercutieron en el sector (reducción de primas, transporte, distribución…) e impuestos a la generación, que permitieron reducirlo en 6.000 millones. Los 4.500 restantes, por sí solos, habría supuesto un aumento del 19% del recibo. Entre 2003 y 2011 la tarifa ha subido un 63% poniendo a España como país más caro de la UE, solo superado por las islas Chipre e Irlanda. 

La reforma no convenció a nadie, incluidos la Comisión Nacional de la Energía (CNE, que se opuso al peaje de respaldo) y Bruselas, que vio con preocupación las trabas a las renovables. Todos se quejaron de no haber sido consultadas por el secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, a la hora de diseñar el plan y se apresuraron a subrayar que la reforma hace inviables nuevas inversiones. Las compañías verán reducida su retribución en concepto de distribución en torno a 300 millones este año, que podrían incrementarse a 400 a partir de 2014, y las renovables un recorte sustancial en las primas. 

A todo ello hay que añadir que sigue habiendo déficit tarifario. A principio de año, el ministro Soria aseguró que en 2013 habría incluso un superávit de 16 millones; después, que el déficit de este año sería cero; para acabar reconociendo que el déficit se acercaría a los 3.000 millones. También dijo al principio que este último déficit no sería titulizado, como así se recoge en el proyecto de ley; luego, que sí sería titulizable con el aval del Estado (lo que obligaría a enmendar el proyecto de ley); días después, Nadal le corrigió y dijo que no. 

“Sobran las palabras” para las eléctricas. Según estas, “el largo y prolijo conjunto de normas tienen como único objetivo tratar de dar solución al déficit tarifario; pero ahí se agota prácticamente el supuesto alcance de la reforma”. El sector subraya, además, que entre un 40% y 50% de la tarifa son impuestos, sobrecostes y subvenciones derivadas de “errores” de política energética que no tienen nada que ver con los costes reales de producir y distribuir electricidad y que estos se refieren principalmente a las primas renovables. “Si se eliminaran, las tarifas serían perfectamente competitivas a escala europea”. 

Se da la paradoja, a su juicio, de que España registra uno de los precios eléctricos más altos… con unos costes de producción que están entre los más bajos (el precio mayorista de la energía es un 10% inferior a la media de los principales países europeos). Pero la paradoja sería mayor que, aunque resulte dudoso, la reforma podría acabar con el déficit tarifario sin conseguir tarifas competitivas, porque no actúa sobre los sobrecostes y subvenciones que lastran los precios eléctricos. 

Las eléctricas, que han arrancado una reunión con el comisario de Energía (Günter Oettinger) culpan de ello a los incentivos que se aplican para cumplir objetivos de la política comunitaria (20-20-20, consistente en reducir para 2020 un 20% el consumo de energía primaria; reducir otro 20% las emisiones de gases de efecto invernadero; y elevar la contribución de las energías renovables al 20% del consumo). Esa fue una de las quejas que llevaron a Bruselas 10 de las principales empresas eléctricas europeas el pasado mes. Las eléctricas —entre las que están las españolas Iberdrola y Gas Natural Fenosa (GNF) e, indirectamente, Endesa y E.ON España a través de sus matrices— exigen un cambio de la política energética en la UE. 

En concreto, ponen el acento en las “sobrerretibuciones” a las renovables inmaduras (solar y fotovoltaica), aunque exigen que se dejen de subvencionar todas, incluidas la eólicas, consideradas maduras. En su lugar, piden que los apoyos públicos a la energía renovable se centren en la investigación y el desarrollo, especialmente en las tecnologías de electricidad renovable menos maduras. Es decir, quitar las subvenciones a las fotovoltaicas y centrarlas en investigación.


“El aumento de la producción de renovables está expulsando del mercado otras tecnologías más baratas, en particular las turbinas de ciclo combinado de gas, y por tanto aumentado el precio final”, denunció Rafael Villaseca, consejero delegado de GNF. “Hay que abordar las subvenciones a las tecnologías que están inmaduras y usar los fondos para las maduras”, reclamó Ignacio Sánchez Galán, presidente de Iberdrola. 

Las eléctricas reclaman, al tiempo, que se respeten los ciclos combinados. Según la denuncia, ya se han cerrado 50.000 MW, cifra equivalente a 50 nucleares. “Estas plantas no estarán ahí en caso de invierno frío”, han alertado los directivos, que amenazan con menos inversiones. 

En ese sentido, la reforma no aborda temas urgentes como el mix de generación. El descenso de la demanda y la irrupción de las renovables hace que los ciclos de gas apenas funcionen a un 5%-10% de su capacidad. Pero, además, en los próximos meses hay que tomar decisiones sobre continuidad de las centrales de carbón y realización de nuevas inversiones en estas instalaciones para cumplir objetivos medioambientales, pero no hay un marco normativo que permita realizar esas inversiones y ofrezca una mínima expectativa de recuperación, según las eléctricas. 

Sobre la rentabilidad razonable (en torno al 6% para las maduras), sostienen que está por debajo del coste de capital, lo que solo puede conducir a dos cosas: “Si las empresas invierten en estas condiciones, destruirán valor, se verán inmersas en problemas financieros insostenibles y sus gestores estarían incurriendo en serios conflictos de gestión ante sus accionistas; y, si deciden no invertir, la seguridad del suministro, el sostenimiento de un elevado número de empresas proveedoras y el propio empleo se verán en serio riesgo”. 

El contrataque de las renovables no se hizo esperar. Un total de 14 asociaciones —entre ellas las principales APPA, que agrupa a 500 empresas de renovables; Anpier, productores e inversores de energía fotovoltaica con 4.600 socios; Unión Española Fotovoltaica (Unef), que fusionó a tres asociaciones con más de 300 empresas, Protermosolar y Asociación Empresarial Eólica (AEE), que es la voz del sector eólico con 200 empresas— se han presentado también en Europa para presionar. En la eólica, considerada tecnología madura y por tanto menos criticada, figuran Acciona, ACS, Gamesa, Eolia, y las filiales de las tradicionales. 

Una de las más beligerantes es Abengoa, puntera en solar, que puso una demanda contra el Estado español por “expropiación” de sus plantas termosolares ante un tribunal internacional. Protermosolar, también ha denunciado a España en los tribunales europeos por vulneración del Derecho Comunitario por las últimas modificaciones normativas del sector energético español. 

Los recientes cambios regulatorios a los que ha estado sometida esta tecnología han representado una vulneración de los principios de confianza legítima y de no discriminación, quebrantando los principios de rentabilidad razonable y de seguridad jurídica, al haber supuesto un recorte del 37% en los ingresos del sector termosolar respecto a las condiciones en que fueron decididas las inversiones, mantienen. 

Según sus portavoces, la reforma planteada supone una inseguridad jurídica inadmisible. Además, la rentabilidad actual de los proyectos, de un 6%, es ajustadísima. Cualquier nuevo recorte llevará a la suspensión de pagos de los inversores, “lo que supone arruinar a 50.000 familias”. 

El director general de Unef, José Donoso, considera que el peaje al autoconsumo “es un absurdo impuesto al sol”, único en el mundo, que imposibilita de facto el desarrollo del autoconsumo y condena a un sector líder en el mundo a su desaparición. Asimismo, sostienen que no se puede castigar a un consumidor de la red tradicional que además autoconsume, paga los peajes para el mantenimiento del sistema que le corresponden. “El peaje de respaldo cierra el camino a la competencia y al desarrollo tecnológico, matando moscas con misiles: implicará que un autoconsumidor pague entre un 5% y un 9% más de peajes para el mantenimiento del sistema, siendo el que menos lo usa, que un consumidor tradicional”. 

Para los renovables, uno de los aspectos fundamentales de la futura reforma radica en conocer los datos sobre qué costes de inversión, operación y mantenimiento se considerarán como estándares para ser aplicados a las centrales termosolares construidas, para que compense la inversión efectuada y que la sitúe en un promedio del 7,5% de rentabilidad razonable. “Desde mediados de julio, los inversores de un conjunto de activos por valor de 70.000 millones no saben a qué precio les compensarán por la electricidad que están generando y no saben, por tanto, cuál debe ser la forma óptima de operarlas”, manifiestan.

Para ellos hay alternativas al recorte a las renovables. Hasta ahora, prácticamente todas las medidas de ajuste han recaído sobre los costes regulados, mientras que los llamados costes de energía, los que marca el mercado y que suponen el 50% del recibo eléctrico, no han sufrido ningún tipo de recorte. A su juicio, para lograr el recorte de 1.350 millones que provocará la reforma en el antiguo régimen especial se podría aplicar la rentabilidad razonable sobre los costes actuales (del 6,5% prevista para las tecnologías maduras) a la energía nuclear y la gran hidráulica (la sobrerretribución de costes de la nuclear y la hidráulica representa más de 2.000 millones al año al sistema, según sus cálculos). 

También proponen considerar que la rentabilidad para el negocio de distribución de las eléctricas corresponda con toda la vida de las instalaciones y la revisión de las subvenciones a los ciclos combinados, cuestión en la que se detienen con ganas. En este sentido, recalcan que en esta última etapa se subvencionó la instalación de 27.000 MW de ciclos de gas natural. “En 2011, se incrementó la subvención y, aunque el Gobierno actual ha reducido esa subida, los ciclos combinados reciben hoy una subvención mayor que la que motivó su inversión”, enfatizan, para incidir en que “la hibernación de los ciclos no cueste dinero a todos”. 

No acaban ahí. También plantean revisar la partida de pagos por interrumpibilidad, ya que el exceso de capacidad instalada desde hace más de siete años hace anacrónico su mantenimiento. Y piden solucionar la liquidación pendiente de los CTC (costes de transición a la competencia). Por tanto, las renovables no se consideran el problema: “El déficit de tarifa en 2008 se elevaba a 16.000 millones y hasta entonces las primas cobradas por las renovables no eran significativas. En 2012, las primas a las renovables representaron un tercio de los costes regulados que, a su vez, son aproximadamente la mitad de los costes del sistema. 

Por tanto, las primas a las renovables representaron sólo alrededor del 17% de los costes totales del sistema eléctrico”, señalan. “En 2013, las primas equivalentes a la termosolar representarán unos 1.100 millones, es decir, menos del 3% de los costes totales del sistema eléctrico y bastante menos de la mitad de cualquiera de las otras tres tecnologías principales del régimen especial”, se defienden.

jueves, 28 de noviembre de 2013

Biomasa eléctrica, entre la incertidumbre y la internacionalización


Planta de biomasa en Reocín (Cantabria)
El sector de la biomasa eléctrica en España atraviesa un momento de incertidumbre debido a la inexistencia de legislación que haga viable el desarrollo de nuevos proyectos. Ante esto, los promotores han comenzado a dar sus primeros pasos en el exterior. Mientras tanto, aunque miran con recelo el futuro renovable en nuestro país, mantienen la mayor parte de los proyectos en cartera. 

Aunque es un sector con un enorme potencial de desarrollo en nuestro país, se estima que tan sólo se han instalado poco más de 600 MW. No obstante, la mayor parte de empresas -respaldadas por grandes grupos como Acciona, Ence, Dalkia o Gas Natural Fenosa- cuentan con proyectos que superan los 1.200 MW, según la información recopilada por Alimarket Energía para un informe. Eso sí, todos en situación de 'stand by'. 

Del total de potencia proyectada, actualmente, sólo se está ejecutado un 3%, correspondiente a dos instalaciones que consiguieron entrar en el último Registro de Preasignación, que corresponden a plantas que tienen en construcción Ence y Gestamp. Mientras, en el último año, han entrado en operación 60 MW, pertenecientes a otra instalación de Ence en Huelva (50 MW) y 10 MW de la central de Reocín (Cantabria), operativa desde finales de 2012 y explotada por Biomasa de Cantabria. 

Internacionalización 

Así las cosas, algunas multinacionales han optado por desplegar su tecnología y conocimientos bioenergéticos fuera de nuestras fronteras. Los mercados de América y Europa, con regulaciones más favorables, son los que mayor interés han suscitado. La primera compañía que operará una central en el exterior es Gestamp Biomass, que construye su mayor proyecto de generación eléctrica con biomasa en Estados Unidos.



El cliente está abierto a nuevas formas de contratación energética


Isabel García, directora de Marketing y Ventas de GDF Suez España 
Raquel Goig, entrevistadora de Alimarket Energía

Licenciada en Economía por la Universidad Complutense de Madrid, Isabel García ha desarrollado la mayor parte de su carrera profesional en el grupo energético GDF SUEZ, donde ha ocupado diversos cargos en Madrid y Bruselas relacionados con el análisis, estrategia, modelado y operaciones dentro del sector de la energía. En la actualidad, dirige el departamento de Marketing y Ventas de GDF Suez Energía España, filial del holding francés dedicada a la producción y comercialización de gas y energía. 

Alimarket Energía: Como empresa comercializadora de energía con dos años de experiencia en nuestro país, ¿cuántos clientes tienen? ¿Prevén un crecimiento a corto o medio plazo? 

Isabel García: Nuestra actividad de venta de energía ha experimentado un crecimiento importante, multiplicando por diez el volumen de clientes industriales en 2012, hasta alcanzar una cuota de mercado del 3% en este segmento. Actualmente, contamos con más de 100 puntos de suministro en toda España y un portfolio de cerca de 70 clientes industriales, si se tienen en cuenta el negocio de gas y electricidad, además de los servicios de gestión de la energía producida por otros clientes. 

A.E.: ¿Existe suficiente mercado en España para todas las empresas comercializadoras? 

I.G.: En mi opinión, sí existe mercado para todos. El número de comercializadoras ha crecido exponencialmente en los últimos años. Hay nichos de mercado claros si eres suficientemente competitivo en precios y en atención personalizada a clientes. Sin embargo, las cuotas de mercado están altamente concentradas en los grupos verticalmente integrados, y queda mucho recorrido por hacer para alcanzar el grado de madurez que han logrado otros mercados europeos. No obstante, un porcentaje cada vez más importante de consumidores está abierto a nuevas formas de contratación con las que puedan disminuir su factura energética, permitiendo la entrada de nuevas comercializadoras. 

A.E.: ¿Cuáles serían sus principales estrategias de diferenciación para ser competitivos? 

I.G.: Como eje principal de nuestra estrategia, apostamos por la eficiencia y flexibilidad para apoyar el crecimiento de la industria, generando y comercializando soluciones energéticas adaptadas a las necesidades reales de cada cliente. Además, contamos con la garantía de un grupo energético multinacional con presencia en más de 50 países y 24 M de clientes en el resto de Europa. El esfuerzo en I+D+i de GDF Suez y el conocimiento de los mercados industriales, junto con la presencia de nuestra compañía durante más de una década en el mercado español son claves para identificar nuevas oportunidades. 

A.E.: En generación de electricidad, están presentes en nuestro país desde 2005, con una cuota de mercado del 2% por potencia instalada. ¿A qué plantas de generación se refieren? 

I.G.: La compañía dispone de 2.000 MW instalados, repartidos en las plantas de ciclo combinado de Cartagena (Murcia) -con 1.200 MW- y Castelnou (Teruel) -con 790 MW-, con una cuota de mercado del 8 % para esta tecnología. 

A.E.: ¿Tienen intención de comprar activos a la venta en España? 

I.G.: Nuestra prioridad es rentabilizar el esfuerzo de inversión realizado en estos años. El mercado energético ibérico es el quinto de Europa y apostamos por consolidar nuestra presencia en él. Como comercializadores de electricidad y gas a grandes clientes industriales, queremos aumentar la cuota de mercado ya alcanzada. Por otro lado, vamos a continuar fomentando la excelencia operacional y la flexibilidad en nuestras centrales de generación. Todo ello sin dejar de observar la evolución y el atractivo de las nuevas tendencias 'smart', que están cada vez más presentes en los mercados energéticos. 

A.E.: Precisamente, en octubre de 2012, el grupo francés firmó un convenio de colaboración con el Ayuntamiento de Barcelona para el diseño y desarrollo de su 'smart city'. ¿Qué inversiones supone? 

I.G.: El acuerdo de colaboración prevé una aportación de 3,7 M€, por el que el grupo explotará siete proyectos piloto de innovación urbana en los ámbitos de las redes de generación de frío y calor, la movilidad sostenible, el ciclo del agua o la autosuficiencia energética. Mediante sus equipos de investigación y desarrollo, GDF SUEZ contribuye a que Barcelona se convierta en una plataforma mundial de desarrollo de este tipo de soluciones en las ciudades de todo el mundo. 

A.E.: La filial española del grupo francés es responsable también del mercado luso, donde cuenta con cuatro parques eólicos, ¿son propiedad cien por cien de GDF SUEZ? 

I.G.: Recientemente, hemos firmado una alianza estratégica con la japonesa Marubeni Corporation, para la gestión conjunta de los activos portugueses del grupo, que suman una capacidad total instalada de 3.300 MW. GDF SUEZ mantendrá una participación del 50% en la 'joint venture' creada por el acuerdo, que responde a la operación de búsqueda de un socio financiero de referencia, siguiendo la estrategia del grupo de optimizar posiciones en mercados maduros. 

A.E.: ¿Qué capacidad de producción eléctrica tiene el grupo y a qué tecnologías corresponde? 

I.G.: GDF SUEZ cuenta con unos 117 GW de capacidad de producción eléctrica instalada, de la que el 18,4% procede de fuentes renovables. A esa potencia hay que sumar los 7,2 GW actualmente en construcción. 

A.E.: Como representantes en España de productores de energía en régimen especial, ¿qué opina sobre el tratamiento que el Gobierno está dando a las energías renovables? 

I.G.: Nosotros venimos demandando al regulador que tenga en cuenta a todos los agentes implicados, tanto renovables, como los basados en generación convencional, y que fomente políticas orientadas a la eficiencia energética y al desarrollo de tecnologías 'smart'. Se deben crear unas condiciones que permitan conseguir un retorno razonable de la inversión para todos ellos. Cada tecnología debe ser rentable por sí misma y todas pueden contribuir a la configuración de un mix equilibrado de energía. 

A.E.: Sobre la reforma del sector eléctrico, ¿cree que se han adoptado las medidas adecuadas para combatir el problema del déficit tarifario? 

I.G.: Efectivamente, la práctica totalidad de las medidas planteadas van orientadas a la reducción del déficit de tarifa, aunque el Ministro de Industria ya ha reconocido que, a corto plazo, es probable que esto no suceda. Como suministradores de gas y electricidad a clientes industriales, nos preocupa cómo van a impactar sobre ellos estas medidas, ya que muchos están atravesando ya una situación económica complicada y un aumento de sus costes podría provocar un mayor deterioro de su rentabilidad. Echamos en falta altura de miras, visión a largo plazo y estrategia global; que no se hable de un modelo energético, ni de qué y cuánto nos podemos permitir como país; y de cuál será el motor que nos saque de la actual situación económica. Por otro lado, considero imprescindible que se busquen procesos de negociación claros, que se sienten en la misma mesa todos los agentes implicados. 

A.E.: La norma no parece haber contentado a ninguno de los principales agentes del sector. ¿Cuál es, en su opinión, el más afectado? 

I.G.: En general, compartimos ese descontento. Los ciclos combinados son la tecnología más castigada por los sucesivos cambios regulatorios y reformas, sin ser en ningún caso causantes del problema del déficit. No sé dónde está el equilibrio en las soluciones regulatorias planteadas, pero no tiene sentido cargar más esfuerzos sobre esta tecnología. No olvidemos que estas plantas de gas resultan imprescindibles cuando otras instalaciones, como las de energía eólica y solar, no producen. Además, tienen un factor de emisión de CO2 tres veces inferior al de las centrales de carbón.

Fuente Original: Alimarket Energía

lunes, 11 de noviembre de 2013

Los ciudadanos pagaremos cada año más y más en la factura de la luz


Fuente: Ecoticias

El Sistema Eléctrico español, es un negocio claramente decreciente en cantidad de electricidad, y seguirá decreciendo incluso a pesar de que la actual política para nada incentiva el ahorro. 

Los problemas crónicos de nuestro Sistema Eléctrico 

Ustedes podrán encontrar casi todos los días noticias sobre el Sistema Eléctrico, y sin embargo con tanto vocerío (sobre todo por parte de algunos que siempre utilizan “altavoces”) parece muy difícil discernir cuales son los problemas crónicos de esta piedra angular de nuestra economía. 

En realidad todo es muy sencillo de entender: 

  1. Los ciudadanos pagaremos cada año más y más en la factura de la luz. ¿Hasta cuándo? Esto no va a acabar hasta que nuestros políticos decidan algún día, hacer una auditoría energética por medio de un organismo independiente, y se ponga sobre la mesa cual es el coste real de cada subcomponente. No oigo decir a las eléctricas nada en esta dirección. Si estamos todos de acuerdo en que hay que poner las cartas encima de la mesa, y el que gana casi todas las partidas no quiere (ni tampoco el crupier político que reparte las cartas), entonces como no vamos a sospechar de que haya 9 ases en la baraja. 
  2. El Sistema Eléctrico español, es un negocio claramente decreciente en cantidad de electricidad, y seguirá decreciendo incluso a pesar de que la actual política para nada incentiva el ahorro. 
  3. En este negocio decreciente, las renovables tienen prioridad. Es pues lógico, que la guerra sea sucia no, lo siguiente. 
  4. Si la reforma energética persigue acabar con 55.000 propietarios de energía solar, la propuesta de ley de autoconsumo quiere acabar con la posibilidad de que los consumidores puedan mermar aún más la demanda total. 

Muchos estarán de acuerdo conmigo en que estos cuatro argumentos, son cuatro verdades. Claro que si el que las escribe es un sencillo ciudadano, entonces tales afrentas a “gigantes”, enseguida son vistas por éstos como “hormiguitas” intentando defenderse. Las eléctricas tienden a considerar a los ciudadanos, meros sujetos pasivos, sin posibilidad de capacidad crítica, porque no tienen conocimientos. Esta perla la soltó no hace mucho el presidente de UNESA: “¿Qué es eso de meterse con las empresas que les suministran la electricidad?”. 

Eduardo Montes: 
¿Qué es eso de meterse con las empresas que les suministran la electricidad? 

Sin embargo se equivocan. Sencillamente la ciudadanía está empezando a darse cuenta, que está pagando mucho más de lo realmente debiera, y como cualquiera puede comprender esto suele cabrear bastante al personal, y de ahí que a las primeras de cambio, emerjan por doquier intenciones de deserciones masivas de la compañía eléctrica de toda la vida. 

En particular este artículo analiza los llamados “pagos por capacidad”, que es una partida destinada a evitar el cierre de las centrales térmicas que están ociosas, para que puedan responder en días con poca energía renovable. Se va a demostrar con datos contundentes, que en la actualidad estos pagos están totalmente sobredimensionados. 

Antes de nada, permítanme primero contarles una historia 

Érase una gran cadena de hoteles, que decidió invertir en la famosa Rivera Maya, en los años en los que la situación económica era boyante. Los vuelos desde el otro lado del charco valían poco más de 600€, y a esos precios las agencias de viajes promovían pasar las vacaciones en lugares lejanos y exóticos, lo cual realmente logró calar en mucha gente. 

Dicha cadena hotelera decide levantar ni más ni menos que 27 hoteles repartidos aquí y allá, con unas 100 habitaciones por cada uno. Decisión tomada a pesar de que ya existían otros 11 hoteles de otra cadena, ya en funcionamiento. No hace falta decir mucho más, para intuir como acaba la historia. Tras todo aquel flujo de viajeros que al principio prácticamente llenaban cada nuevo hotel recién construido, años después llega la crisis la cual parece que va para largo. El balance semestral que hacen ahora, arroja un ratio medio de ocupación de unas 11 o 12 habitaciones ocupadas por hotel. 

Ante este fracaso de inversión desmedida, y falta de previsión (un hotel para que sea rentable debe estar ocupado un 50%) los máximos responsables de la cadena, deciden optar por una medida rocambolesca. Una pareja recién llegada tuvo el siguiente desencuentro. El director del hotel recibe y acompaña con cordialidad a los recién casados a su habitación, y en seguida les comenta que tienen para ellos una oferta “muy especial”. Las 10 habitaciones del tercer piso, están todas ellas a su disposición, pudiendo dormir cada día en una habitación distinta. A cambio de ello, el hotel solo les cobrará aparte de los 60€ acordados, un pequeño incremento de 1€ * 9 habitaciones a su disposición. La pareja sorprendida, al principio no sabe que decir, pero tras pensarlo un momento, le dicen al director: “Le agradecemos esta generosa sobreoferta, pero realmente nosotros solo necesitamos una habitación de su hotel, no diez”. El director intenta convencerlos una y otra vez infructuosamente, hasta que finalmente les hace saber que no es algo optativo, y que además es una medida generalizada en todos los hoteles de la zona. 

Por supuesto toda esta historia es inventada, pero refleja a la perfección los llamados “pagos por capacidad” mediante las siguientes analogías: 

En nuestro país se construyeron en los años de bonanza, 27 Gigavatios de centrales de ciclos combinados (imagine usted 27 centrales nucleares) simbolizados con los 27 hoteles. A su vez los otros 11 hoteles de otra cadena, son equivalentes a los 11 Gigavatios de centrales de carbón que ya estaban en funcionamiento, y que en total suman ambos 38 GW. 

En el primer semestre del año 2013, estas centrales de gas, solo han estado en funcionamiento un paupérrimo porcentaje del 12 por ciento del total de las horas posibles, nuevamente simbolizado con las 12 habitaciones ocupadas por cada hotel de 100. Y el sobreprecio por las habitaciones vacías, son los llamados pagos por capacidad, cuya función es mantener las centrales ociosas por si se las necesita de repente (ociosas el 88% del tiempo) un número tan alto que aunque sea en un semestre de agua y viento, parece a todas luces excesivo el número de centrales térmicas esperando a la nada. 

Pues bien, la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético, presentó hace meses ante la Fiscalía Anticorrupción una extensa denuncia que incluía un gráfico sobre cuanto han supuesto los pagos por capacidad cada año: 

Frente a estos pagos, si algún día se quisiera hacer una auditoria eléctrica seria e independiente, ésta debería valorar si es técnicamente necesario mantener abierta tanta central térmica. El siguiente gráfico nos da la clave de todo este asunto. En él se han reflejado los instantes peores de mayor necesidad de “hueco térmico”. Es decir, cual ha sido el instante record máximo de MW de gas, carbón o fuel (la suma de los tres) que ha acontecido en cada mes y en cada año, y que fue debido (entre otras causas) a que puntualmente había pocas renovables en ese momento. 

  1. El decremento en la demanda global, y el incremento paulatino en renovables, ha supuesto no solo un decremento en la cantidad total de energía generada con combustibles fósiles cada mes, sino que también han decrecido de forma sustancial, las puntas de demanda de hueco térmico. Compare uno a uno todos los meses del año 2007 y 2013. Todos hemos escuchado alguna vez esa manida pregunta retórica de “¿Y qué pasa si no sopla viento, ni hay Sol?” para querer justificar los agos a las centrales térmicas ociosas. Esa pregunta es cada año un poco menos cierta, porque es errónea per se. Es como decir “¿Y qué pasa si no hay borrasca, ni hay anticiclón?” Todos hemos escuchado alguna vez esa manida pregunta retórica de “¿Y qué pasa si no sopla viento, ni hay Sol?” Esa pregunta es cada año un poco menos cierta, porque es errónea per se. Es como decir “¿Y qué pasa si no hay borrasca, ni hay anticiclón?” 
  2. Siempre escuchamos que “las renovables son intermitentes”. Según esta premisa (que es verdadera en singular, pero falsa en plural) entonces por muchas renovables que instaláramos, debería haber un día al año en que por pura probabilidad, las necesidades de demanda de hueco térmico fuesen iguales al record del año anterior, y sin embargo esto no ocurre. ¿Dónde está entonces esa intermitencia grabada en piedra? 
  3. Si hubiera una verdadera política hacia la independencia energética y hacia la eficiencia (cosa que hoy en día es al revés), sería perfectamente posible seguir reduciendo estos picos de demanda de hueco térmico, hasta quizás valores cercanos a 8000 MW o incluso menos. Recuérdese que estamos hablando de valores máximos. 
  4. El año 2012, es uno de los años finales de esta evolución, con menos necesidad de hueco térmico de respaldo, y al mismo tiempo es el año en que más dinero se destinó a los pagos por capacidad. Menos por más. Estas cosas chirrían a los ciudadanos, ya que a la postre, somos nosotros quienes ponemos la mayor parte de este dinero. 
  5. En lo que va de año en 2013, el mayor hueco térmico acontecido ha sido 16926 MW. Es decir, la máxima utilización de gas y carbón simultánea en 2013 ha sido de 17 GW de 38 GW disponibles (casi el doble y eso que hablamos del día de máxima demanda). Por tanto es técnicamente viable cerrar por de pronto (y siendo muy conservadores) 10 GW de centrales térmicas, lo cual reducirían los pagos por capacidad. Si no se cierra nada (lo cual es bastante probable), entonces seguirá habiendo una enorme partida de 800 millones en pagos por capacidad en los años venideros, y los ciudadanos “disfrutando”. 


¿De dónde provienen estos datos? 

Pues de la web de REE La primera pregunta que quizás se esté usted haciendo, es de donde provienen los datos de la gráfica anterior, por aquello de saber si la fuente es fiable. No se preocupe. Provienen de una larga búsqueda en la web de REE, en la que este ciudadano “hormiguita” se ha dedicado a recorrerla página por página y día por día, desde el año 2007 al 2013, hasta encontrar aquellos días de masiva generación térmica como el que se muestra a continuación (click en la imagen para ampliar). 

Día con mayor hueco térmico puntual de los últimos 7 años 17/12/2007 

Este es el día record de los últimos 7 años, en el que hubo el mayor hueco térmico puntual. Nada menos que 27 GW en el año 2007. Hoy en día esta cantidad de demanda térmica, es totalmente imposible de que vuelva a suceder. Nótese que en los últimos 4 años (un periodo suficientemente largo) el mayor hueco térmico alcanzado ha sido 22.708 MW. Se adjunta a continuación la tabla que aporta el día y la hora exacta para cada record mensual de cada año, con el que se elaboró la primera gráfica. 

Nótese que estos records se producen en el intervalo de horas de las 11:00 a las 21:30, y la mitad de ellos en horas de Sol. Si miramos un día reciente que no tenga excesiva eólica, vemos que el mix está muy repartido. ¿Que ha supuesto la incorporación de la siempre denostada banda de energía solar, junto a la cada vez más gruesa banda eólica? Pues que ahorran (o pueden ahorrar) mucha agua reservada en pantanos, que es la verdadera “batería” del Sistema Eléctrico. Esa agua ahorrada, puede ser luego utilizada en las horas de joroba de máxima demanda. 

¿Algún gigante escuchará a las hormigas? 

Igualmente, si este país no fuese el único del mundo donde se penalizara a aquellos ciudadanos que estaban pensando en generar una parte de su energía mediante autoconsumo, entonces tras unos pocos años se formaría un nueva banda “transparente” situada justo encima de todo el conjunto de bandas, y que abarcaría las horas solares (en su mayor parte) lo que presionaría a la baja una vez más toda la demanda. 

Esto supondría una nueva pérdida de beneficios para las eléctricas, porque los que hasta ahora eran tan solo clientes finales de una larga cadena de producción y distribución, estaban empezando a convertirse en pequeños productores, que incluso estaban dispuestos a regalar gratuitamente a la red las pequeñas sobreproducciones no consumidas. Sin embargo justo a tiempo nuestro gobierno ha decidido que las “hormiguitas” seguirán siendo meros consumidores, mediante un nuevo impuesto desalentador, que realmente fue inventado por una de las eléctricas y presentado en sociedad en Genera 2012

Así pues, todo seguirá igual en los años venideros. La demanda seguirá cayendo, y las tarifas volverán a sufrir nuevas escaladas año tras año: 

¿Algún gigante tiene capacidad de escuchar a las hormiguitas? 

¿Ya ni siquiera la hemeroteca eléctrica dice la verdad? 

¿Seguiremos siendo el hazmerreír del mundo prohibiendo el Sol? 


En tiempos de engaño universal, decir la verdad se convierte en un acto revolucionario. 

George Orwell 

Salvador Ferreiro - Socio Protector de la Fundación 


viernes, 1 de noviembre de 2013

Red Eléctrica gana un 15% más a pesar de los recortes del Gobierno


Fuente: Expansión

Red Eléctrica Corporación registró un beneficio neto atribuido de 389,4 millones de euros en los nueve primeros meses del año, un 15,2% más que en el mismo periodo de 2012. Según la empresa, los resultados recogen los efectos de las medidas de recorte del Gobierno que supondrán una reducción de la retribución de la actividad de transporte eléctrico de 75 millones de euros durante el conjunto de 2013. 

Como contrapartida al recorte de los ingresos regulados, la compañía ha compensado el golpe acogiéndose a la Ley 16/2012 de 27 de diciembre, lo que le supondrá una menor carga tributaria, con un menor gasto por impuesto sobre beneficios de 33,9 millones de euros. 

Sin tener en cuenta los impactos del nuevo marco regulatorio, el negocio de REE mejora. El crecimiento de los beneficios recurrentes fue del 8,9% en términos homogéneos respecto a enero-septiembre de 2012, hasta 407,5 millones de euros. El beneficio bruto de explotación (Ebitda) del grupo aumentó un 0,4% respecto al mismo periodo de 2012, hasta situarse en 962 millones de euros, mientras que el resultado neto de explotación (Ebit) alcanzó los 660,1 millones de euros, un 6,7% más. 

Los ingresos también crecen. La cifra de negocios del gestor técnico de la red eléctrica ascendió a 1.302,2 millones de euros entre enero y septiembre, un 1,8% superior al del mismo periodo de 2012. Durante los primeros nueve meses del año, el grupo realizó inversiones por valor de 379,4 millones de euros, de los que 364 millones corresponden a la red de transporte nacional. 

Dividendos y deuda 

Asimismo, los dividendos pagados a 30 de septimbre de 2013 fueron de 319 millones de euros y se situaron un 7,2% por encima del pago realizado en el mismo periodo de 2012. 

En concreto, la compañía procedió al pago de 1,6887 euros por acción el 1 de julio como dividendo bruto complementario correspondiente al ejercicio 2012. De este modo, la empresa mantiene este año una política de dividendo consistente en distribuir a sus accionistas un 65 % de su resultado consolidado contable. 

La deuda financiera neta del grupo a finales de septiembre ascendió a 4.806,8 millones de euros, un 1,4% inferior a la cifra existente a finales del ejercicio 2012.

Soria avisa que la luz no bajará mientras crezca el agujero eléctrico

Fuente: Expansión

El ministro, que defiende la Ley del Sistema Eléctrico ante siete enmiendas a la totalidad, admite que el recibo ha subido un 72% en ocho años. 

El ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, advirtió este jueves de que “mientras el sistema eléctrico acumule deuda no se podrán reducir los peajes”, que se corresponde con la parte regulada del recibo de la luz y que determina el Gobierno. 

Así lo ha explicado ante el Pleno del Congreso, donde ha defendido su proyecto de Ley del Sistema Eléctrico de las siete enmiendas de totalidad presentadas por PSOE, Izquierda Plural (IU-ICV-CHA), UPyD, CiU, ERC, BNG y Compromís-Equo. Soria señaló que los principios de la norma, pieza fundamental de la reforma energética, son la estabilidad económica y financiera del sistema, que sería que los ingresos sean “suficientes” para satisfacer la totalidad de costes. 

Por ello, en la ley se contempla un sistema “automático” para satisfacer la totalidad de costes cuando se produzca un desajuste entre ingresos y costes. Aclaró que “éste no podrá superar el 2% de los costes estimados para ese año o bien el 5% del total de la deuda acumulada en ese momento”, y en el caso de que ocurra, los peajes “se revisarán en una cantidad equivalente al montante que exceda del límite establecido”. 

El titular de Industria remarcó que la ley tiene por objetivo “controlar el déficit, controlar los incrementos de precios en términos al consumo y lograr un modelo energético que dé una energía competitiva para el conjunto de la actividad económica”. 

Actualmente, según Soria, el déficit de tarifa ronda los 26.000 millones de euros, generados desde 2005, año desde el que los costes se han incrementado en más de 300%, sobre todo en la partida para primas a energías renovables (700%), “agravado” por un descenso actividad económica y de la demanda. Soria ha subrayado que la ley busca controlar el déficit de tarifa para conseguir una economía más competitiva sin que siga subiendo el precio de la luz que, según sus datos, se ha incrementado casi un 72% entre 2005 y 2012. 

"La alternativa a las medidas adoptadas, incluyendo este proyecto de ley, habría sido producir un incremento en los precios de la electricidad superior al 40%. Evidentemente no lo podíamos hacer, porque ya entre 2005 y 2011 el precio ha subido un 67% y desde principios de 2012 a hoy ha subido otro 4,9%. Si un sistema energético tiene una razón de ser en cualquier país es que el factor de la electricidad no sea una restricción a la competitividad", ha señalado. 

Por otra parte, el ministro defendió que “por primera vez” se regula el autoconsumo energético y se define jurídicamente la situación de los autoconsumidores. Señaló que los que se acogen a esta modalidad “deberán pagar los mismos peajes de acceso a las redes y los cargos asociados al sistema y costes para la provisión de servicio del sistema “que el resto de consumidores. No obstante, agregó, “no pagan por la energía que autoconsumen, pero sí que tienen la ventaja fiscal al no tener que pagar los impuestos a la energía consumida”.