Los españoles no están pagando por la electricidad los costos de generarla

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Las Cortes En general han convalidado el Real Decreto que empieza la reforma energética, entre las primordiales promesas del Gobierno Rajoy. Las críticas del área y de los clientes, son unánimes aunque por distintos fundamentos. Para el Partido Socialista, la regla prosigue la estela de la Ley Wert, sin el consenso mínimo que la realice posible y sin emprender los inconvenientes primordiales.

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Los españoles nos encontramos a la cabeza de Europa en la factura de la luz, acompañados de Chipre y también Irlanda. La reforma no reducirá ese alto coste ni las causas que lo generan, derivadas del exceso de intervencionismo estatal, con peajes que multiplican el coste real de la producción de electricidad. Es tan visible el interés recaudatorio que se comunica ahora una exclusiva subida de la energía para agosto, en un 3´2%.

La reforma no soluciona ninguno de los inconvenientes indispensables. Ni garantiza la seguridad del suministro, como denuncian las considerables compañías, ni disminuye la dependencia exterior de los comburentes derivados del petróleo, ni optimización la competitividad de la industria, ni avanza en el cumplimiento de los compromisos medioambientales, ni aumenta la seguridad jurídica de los inversores. Y especialmente, hace inviable el avance de las energías renovables, en el momento en que, siguiendo la inclinación del resto países, debería priorizarse su impulso y desarrollo.

El diseño del mercado eléctrico español es indebido: establece un único costo horario para toda la generación, que resulta superior al coste de ciertas centrales cuyos costos de inversión fueron recuperados a lo largo de los años precedentes por medio de pagos regulados. La sobreretribución de estas centrales es en parte importante responsable del Déficit Tarifario del área eléctrico.

En el contexto de hoy, el valor refleja los costos de de las centrales que ya están de sobra prominente coste, con el que se remunera toda la generación térmica, nuclear y también hidroeléctrica independientemente de cuales sean sus costos y del nivel de rivalidad que existe que logre cambiar la rentabilidad de una o bien otra inversión. Este mercado necesita una profunda reforma.

Existe además un exceso de aptitud de generación eléctrica, especialmente en centrales que generan electricidad con gas. Desde 2002, la inversión en plantas de período mezclado ha duplicado las pretenciones. La sobrecapacidad, unida a la caída de la demanda, comentan el poco número de horas de desempeño de estas centrales.

Las medidas adoptadas en el ámbito energético por el presente Gobierno del PP han priorizado lo urgente (el Déficit Tarifario eléctrico) en frente de lo sustancial (una correcta política energética). El coste de generación de la electricidad solo enseña media factura eléctrica, siendo el resto un grupo de peajes atribuidos al sistema, más de diez hoy día, entre :

– Titulización, colocación y financiación del Déficit Tarifario

– Derechos de emisión de CO2 entregados de forma gratuita y cobrados mediante los superiores costos de la electricidad

– Cuantía de los pagos por aptitud

– Intervención en la generación de las centrales que consumen carbón nacional

– Sobrecostes insulares y plus-peninsulares no sometidos a auditoría

– Sobrecostes generados por la regulación de las subastas de electricidad (CESUR) para la determinación de la Cuota de Último Recurso (TUR)

Además, los costos de generación recientes están ciertos por un mercado que, al fijar un único costo horario, ignora la diversidad tecnológica que subyace . Esto crea algunos efectos que tienen la posibilidad de ser paradójicos:

a) El coste del suministro eléctrico para los clientes es exactamente el mismo toda vez que sean exactamente las mismas centrales las que determinen el valor de mercado, con independencia del coste real de generar esa electricidad.

b) Por exactamente la misma razón, la prolongación de la vida útil de una planta de energía nuclear no repercute en provecho de los clientes. Su cierre no alteraría de manera sensible el valor de mercado más allá de que el coste del suministro sería menor por tratarse de una central cuya inversión fué ahora recuperada.

c) Aparentemente las energías renovables semejan más caras, aunque están reduciendo el valor para los clientes. La razón es que el previo sistema de primas actuaba malos frutos.

Aparte de la retribución del mercado, las centrales eléctricas perciben otros costos regulados que reciben el nombre de “pagos por aptitud” para las centrales térmicas de gas y carbón importado, en tanto que las de carbón nacional tienen proporciones y costos protegidos por el BOE.

Las plantas de energía hidroeléctrica y nucleares aparte de sentir un costo de mercado muy mayor a sus costos, además reciben complementos regulados. Las nucleares han venido recibiendo hasta 2009 “pagos por aptitud” y las hidroeléctricas reciben “pagos por disponibilidad”.

Entre las claves que asiste para abarcar el origen del Déficit Tarifario se remonta a los catalogados Costos de Transición a la Rivalidad (CTC’s), estimados por la Ley en 8.600 M€. Los CTC’s se hicieron para garantizar que las centrales que ya están recuperarían la integridad de su inversión en el transcurso de un periodo transitorio tras el cambio regulatorio. La restauración de la inversión se articularía por medio de la cuota eléctrica si en el mercado percibían un coste inferior a los 36 €/MWh, o bien a través del mercado si el valor superaba esa cantidad. Esta restauración se ha producido alén de cuales hayan sido las prácticas contables de unas o bien otras compañias.

Por otro lado, y en oposición a las sugerencias del Libro Blanco de 2005, ni en ese año ni en siguientes se causó revisión alguna del régimen retributivo de las centrales históricas, que prosiguen cobrando unos costos de mercado muy superiores a sus costos remanentes reales. Y es la distingue entre los costos de mercado (50-60 €/MWh) y los costos remanentes de las centrales históricas (aprox. 10 €/MWh para hidroeléctricas, 20 €/MWh para nucleares), la que facilita asegurar que estas centrales están sobre-retribuidas.

Resumiendo, los clientes españoles no están pagando por la electricidad los costos de generarla. No debería ya que hablarse de un déficit en las tarifas, sino un superávit en las remuneraciones reconocidas.

Debiese ser una prioridad para España hallar una política energética que persiga la sostenibilidad -en su doble versión económica y medioambiental-, con aptitud para contribuir al cambio del modelo productivo, aportando independencia energética (por causas de Balanza de Pagos y de seguridad en el suministro), tejido industrial y empresarial, innovación tecnológica y empleo de calidad.

Las energías renovables, que serán las que experimenten un más grande desarrollo en los próximos años a nivel mundial y en las que España tiene virtud comparativa, contribuyen de manera crítica a la consecución de estos objetivos. Las energías renovables ahora comienzan a ser competitivas en frente de sus elecciones térmicas

Para el Partido socialista, los ejes de la reforma deberían ser los próximos:

1. Sostener el mercado spot de la electricidad y la independencia de lugar a costos de mercado. El mercado spot optima la utilización de los elementos energéticos primarios y crea competitividad en los mercados de abastecimiento de comburentes fósiles.

2. Establecer nuevamente para todas y cada una de las inversiones llevadas a cabo los principios regulatorios bajo los que fueron decididas y realizadas. Esta medida terminará con los provecho inopinados y las reglas retroactivas, que han afectado a los clientes en unos casos y a los inversores en otros, creando inconvenientes de inseguridad jurídica y consiguiente pérdida de seguridad en las reglas.

3. Hacer para las novedosas inversiones en renovables un mercado de subastas para cada tecnología, que deje saber de forma competitiva su régimen retributivo.

4.Retribuir las instalaciones de generación hoy que ya están, mediante contratos por diferencias entre la retribución cierta en su concreto marco retributivo y los costos del mercado spot. Esta técnica, iniciativa en el Reino Unido, facilita que la socialización de las pérdidas -representada por las primas térmicas y renovables- tenga una contraparte que socialice los sobre-provecho que ese mercado además crea en hidroeléctricas y nucleares. Se habla al fin y al cabo de recobrar el mercado para la electricidad bajo un nuevo diseño que contemple las singulares peculiaridades de la electricidad y de las distintas tecnologías que concurren en su producción.

5.Comprobar conceptos inflacionistas, como las presentes Tarifas de Último Recurso (TUR) fijadas en el BOE desde subastas inflacionistas (CESUR). Hablamos de que las tarifas para los pequeños clientes sean establecidas por los costos del nuevo mercado, antes mencionado, que señalará el coste del mix energético y no el coste marginal del sistema, siempre muy superior,

6.Sustituir los Comercializadores de Último Recurso (CUR), que solo tienen la posibilidad de ser cinco filiales de las cinco enormes compañias eléctricas, por comercializadores libres

7.Desarrollar reglamentariamente el autoconsumo bajo un régimen de derechos y obligaciones no discriminatorio, por medio de costumbres singulares de suministro que promuevan la producción distribuida de energía eléctrica destinada al autoconsumo.

8.Promover la flexibilidad y administración de la demanda de los clientes para achatar la curva de carga del sistema y hacer más simple la integración de la producción renovable facilitando de forma simultanea la competitividad de los clientes industriales que prestan servicios de administración de la demanda.

En frente de la regulación vigente, las reformas aquí proposiciones suponen, al fin y al cabo, una genuina liberalización del Área Eléctrico, que se específica en una reivindicación del mercado como mecanismo eficaz de asignación de elementos, y una extensión del mercado a ocupaciones hasta la actualidad solo fijadas por el BOE.

En frente de la intención de las considerables compañías, España y Galicia, tienen que seguir apostando por las energías renovables, un área con esperanzas de desarrollo a nivel mundial y entre los pocos en los que España tiene virtudes comparativas, tanto por tener rebosantes elementos naturales, como de tecnología y know how propios. Hasta 2030, tienen la posibilidad de sospechar el 70% de la novedosa capacidad instalada y de la inversión.

Según las previsiones de Bloomberg el valor del kWh eólico descenderá un 35% agregada entre 2012 y 2030 y será inferior al del kWh de carbón y gas en 2020 en Europa y en 2030 en USA; y el valor del kWh fotovoltaico descenderá un 50% entre 2012 y 2030 y será inferior al del kWh de carbón y gas en 2020 en Europa y en 2030 al del carbón (aunque no todavía al del gas) en USA. Como es evidente esas cantidades medias van a ser todavía más convenientes en la situacion de España, con virtudes comparativas en elementos renovables, tecnología propia y espacio utilizable.

A fin de que la inversión en energías renovables se consolide, es requisito sostener un ritmo de inversión mínimo, que frene la destrucción del tejido ahora desarrollado, del know-how, y del empleo asociado, que está asolando la industria renovable de españa, y de este modo asegurar que España no perderá el tren de la eficacia económica. Resulta imperioso comprobar la política de cambios retroactivos que viene aplicándose en los últimos tiempos a la renovables, ahora que son contrarios a las buenas prácticas regulatorias y generan un daño irreparable, no solo para los inversores sino más bien para la reputación de la seguridad jurídica de España y entonces con influencia negativa en su prima de compromiso.

El entorno normativo que se ofrece dejaría desarrollar una política energética en el Área Eléctrico que reduciría, desde el instante de su implementación, los costos reconocidos unitarios medios del MWh cerca de un 12%, cortando, sin precisar aumentar el coste para los clientes, el incremento del Déficit Tarifario o bien Deuda Eléctrica.

Al fin y al cabo, el nuevo modelo dejaría un ambicioso avance de las EERR, no aumentaría el coste para los clientes en un corto plazo, cortaría el aumento anual de la Deuda Eléctrica y dejaría achicar los costos para los clientes en el medio período.

Fuente Mundiario

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