La reforma energética en el sector eléctrico. Madrid, 3 de Junio de Documentación

Transcripción

1 La reforma energética en el sector eléctrico Madrid, 3 de Junio de 2014 Documentación

2 Moderador Claudio Aranzadi Ingeniero industrial por la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de Bilbao y licenciado en Económicas en La Sorbonne, París. Vicepresidente ( ) y presidente ( ) del INI. Fue ministro de Industria y Energía entre 1988 y Ex - embajador de España ante la O.C.D.E. Ha sido asesor de Participaciones Industriales Internacionales en el BBVA y Presidente de Bravo Solution España (Grupo Italcementi). La reforma energética en el sector eléctrico Luis Atienza (Consejero de Redes Eléctricas Nacionais) La reforma energética en el sector eléctrico: cuestiones a debate Gaspar Ariño (Catedrático de Derecho Administrativo) La reforma energética en el sector eléctrico Jorge Fabra (Presidente de Economistas frente a la crisis ) El sector eléctrico español y las consecuencias de la reforma Eduardo Montes (Presidente de UNESA, Asociación Española de la Industria Eléctrica) 2

3 La reforma energética en el sector eléctrico Luis Atienza (Consejero de Redes Eléctricas Nacionais) 1. Cómo ha afectado la reciente reforma, añadida a las múltiples correcciones regulatorias de períodos precedentes, a la percepción de la seguridad jurídica y riesgo regulatorio en el sector? El sector eléctrico es un sector muy intensivo en capital, en el que las inversiones tienen un largo período de maduración, desde que se toma la decisión de iniciar la tramitación de un proyecto hasta su puesta en servicio, y se amortizan entre 25 y 40 años, y a veces hasta en 60 años. Eso quiere decir que el inversor tiene que gestionar la incertidumbre sobre la evolución de los precios de las energías primarias, del carbón, del gas, del petróleo, sobre la evolución tecnológica, que puede condicionar la obsolescencia de unas tecnologías por el desarrollo de otras, y sobre la disponibilidad y el coste de los recursos necesarios para su financiación, además de gestionar de manera eficiente la construcción y la operación. Los sectores muy intensivos en capital, con un inmovilizado de larga vida y que además es de uso específico, por lo que el coste de inversión se convierte en un coste hundido, requieren una relativa seguridad en su flujo de ingresos. Añadir incertidumbre y riesgo regulatorio, en un sector en el que las decisiones se toman a tan largo plazo, retrae la inversión, y encarece su financiación. Por ello es tan necesario que el proceso regulatorio sea abierto, transparente, y razonablemente previsible, por encajar en una visión ampliamente compartida de largo plazo, en el que se han expuesto los objetivos de la política energética y la hoja de ruta para conseguirlos, contribuyendo con ello a proporcionar las señales adecuadas para la toma de decisiones por los inversores. En los últimos años la percepción de riesgo regulatorio en nuestro país ha aumentado considerablemente, tanto por las características del proceso de toma de decisiones como por su contenido. El sector eléctrico ha venido padeciendo lo que en alguna ocasión he llamado estado de excepción regulatoria, que constituye un síntoma preocupante más de la calidad de nuestras instituciones. Llevamos mucho tiempo en el que decisiones regulatorias fundamentales para determinar las condiciones de inversión y de retribución en el sector, y los costes para los consumidores, se han conocido sólo cuando se han publicado en el 3

4 BOE. Se han ido concatenando un conjunto de decisiones regulatorias, sin diagnóstico ni reflexión estratégica sobre hacia donde queríamos caminar en materia energética a largo plazo que permitiera evaluar cada decisión en el marco de un programa coherente. Se han modificado las condiciones de retribución de inversiones ya realizadas, varias veces, con pocos meses de diferencia entre unas decisiones y otras, generando en cada ocasión una gran incertidumbre sobre nuevos cambios futuros, al no existir un horizonte de llegada. Se ha hecho además sin diagnosticar los problemas, exponer las soluciones alternativas, concretando aquellas por las que se inclina el gobierno, y pedir, en un debate abierto, opiniones, sugerencias y propuestas antes de elaborar las normas a aprobar por el gobierno o a remitir al Parlamento. Se han publicado las normas en la mayoría de las ocasiones sin una documentación de acompañamiento para justificar las propuestas, incluidas memorias exhaustivas de impacto que permitieran disipar la percepción de arbitrariedad regulatoria. Si atendemos al contenido de las normas, se han establecido impuestos arbitrarios con impacto desequilibrado entre tecnologías. Se ha modificado la retribución de las redes situándola por debajo de su coste de capital. Se ha realizado un cambio radical en el régimen retributivo de las inversiones ya ejecutadas en energías renovables, después de varios años de cambios continuos en esa retribución, reduciendo las horas con prima, eliminando la prima sobre el precio, cambiando el índice de actualización, o estableciendo un peaje para el autoconsumo. En ocasiones anteriores se había modificado la retribución a futuro de esas inversiones (retroactividad impropia), pero en esta última ocasión se ha cambiado la retribución de las instalaciones con efectos desde su puesta en funcionamiento (retroactividad pura). En las actividades reguladas, el cambio en la retribución a futuro de las inversiones ya realizadas con otro marco regulatorio es discutible, pero está aceptado tanto en la literatura regulatoria como en la jurisprudencia, siempre que las decisiones estén suficientemente justificadas y la retribución que se establezca a futuro sea razonable. Las actividades reguladas tienen siempre un cierto riesgo regulatorio, que se acentúa cuando su rentabilidad es muy superior a la reconocida a actividades de similar perfil de riesgo. Ahora bien, que un Gobierno pueda decidir hoy, unilateralmente, para una instalación que lleva 5, 10 o 15 años de funcionamiento, a qué coste debiera haberse realizado la inversión, con qué coste haberse operado y mantenido, qué rentabilidad razonable debiera haber obtenido si sus costes hubieran sido los que ahora dice el Gobierno que debían haber sido, y rehacer con esos criterios las cuentas desde su puesta en funcionamiento para ajustar sus ingresos 4

5 futuros, pone en solfa la seguridad jurídica de todas las actividades reguladas. Cuesta creer que ese criterio de retroactividad supere los arbitrajes internacionales y el filtro del Tribunal Supremo. Porque, si lo hiciere, se abriría una vía legal para que este Gobierno, o cualquier otro en el futuro, pudiera decidir el coste al que debieran haberse construido, operado y mantenido desde su puesta en funcionamiento todas las infraestructuras y equipamientos regulados de las últimas décadas: autopistas, redes energéticas y de telecomunicaciones, concesiones hidrográficas e hidroeléctricas, centrales nucleares; así como la rentabilidad razonable que debieran haber obtenido, y solicitar la devolución del exceso, o deducírselo de los ingresos futuros revisando precios, primas, tarifas, peajes o cánones. Porque no estamos hablando de que en un determinado momento un Gobierno pueda decidir cuál es la rentabilidad adecuada que esos activos deban tener en el futuro, atendiendo al cambio en el contexto económico y financiero, sino de la que debe reconocérseles para los años que llevan de funcionamiento, al margen del marco retributivo con el que esas inversiones se realizaron y se han venido operando. Además, la rentabilidad financiera teórica de referencia establecida como razonable ni siquiera cubre el coste de capital de una actividad con el riesgo tecnológico y regulatorio que en nuestro país tienen las renovables. En todo caso, si se opta por hacerlo así para las renovables, con mayor razón debiera haberse planteado para todas las centrales construidas antes de la liberalización de 1998, porque ya tenían unos costes de inversión, operación y mantenimiento y una tasa de retribución financiera reconocidas; y en ese caso no se trataría de imponer retroactivamente una nueva regulación, sino de devolverlas a los criterios que tenían reconocidos, teniendo en cuenta además los Costes de Transición a la Competencia que ya han percibido. 2. Existían alternativas a las adoptadas para frenar el déficit tarifario y corregir disfunciones en el sector? El enfoque de la reforma del sector debiera haber sido completamente diferente. Es cierto que los problemas que se han ido acumulando en nuestro sector eléctrico son considerables. Una demanda que no sólo no ha seguido creciendo como se preveía antes de la crisis, sino que ha retrocedido hasta los niveles de 2005, provocando exceso de capacidad, elevando los costes medios del suministro en un sector con muy elevados costes fijos, y generando un importante agujero de ingresos que explica una parte relevante del déficit de tarifa. 5

6 Un tratamiento mal resuelto del régimen de retribución del parque histórico, construido antes de la liberalización, en perjuicio de los consumidores. Un mercado de un solo precio no se correspondía con la realidad de la estructura de costes histórica, en gran parte ya incurridos, y por tanto, no gestionables. Si una central hidroeléctrica recuperaba su inversión con 36 /MWh, cuando la subida del precio del gas eleva el precio del mercado hasta los 66 /MWh, qué eficiencia añade para pasar a ingresar casi el doble? Eso sucedió entre 2005 y Un exceso de capacidad por sobreinversión en ciclos combinados, una parte del cual sigue siendo fundamental como respaldo de la intermitencia de la generación renovable, basada en expectativas sobre evolución de la demanda que no se han confirmado. Un desarrollo de la generación fotovoltaica diez veces superior a lo previsto, en una fase demasiado inmadura (cara) de su evolución tecnológica, sin que funcionaran adecuadamente los mecanismos para ajustarlo a los objetivos. Un mercado eléctrico cuyo diseño no proporciona una señal económica adecuada a largo plazo para incentivar la inversión en nueva capacidad (no necesaria en esta década) para cumplir los objetivos de la política energética, y asegurar razonablemente la rentabilidad de las inversiones, porque se adapta mal al mix de generación que tenemos, con elevada presencia renovable, y aún peor al mix hacia el que debemos ir en el camino de la descarbonización. Un mercado de emisiones europeo que ha fracasado en su objetivo de proporcionar, con el precio del derecho de emisión de cada Tm de CO2, la señal económica a largo plazo que incentive las mejoras en eficiencia energética y la sustitución de energías fósiles por energías libres de CO2. Un problema de pérdida de competitividad de los consumidores industriales intensivos en energía eléctrica que se ha pretendido resolver con una legislación sobre interrumpibilidad ad hoc para unos pocos, generando una discriminación arbitraria entre los escogidos y el resto, y una diferencia no justificada en el coste neto de la electricidad entre empresas electro-intensivas que compiten en el mismo mercado. La solución pasa por revisar el modelo de mercado y sus señales económicas, porque son inadecuadas para incentivar las nuevas inversiones, tanto en energías renovables, de acuerdo con los objetivos a largo plazo de la política energética y del clima, como en potencia firme para respaldar la variabilidad de las renovables, y porque generan desequilibrios injustificados en la retribución de las diferentes tecnologías. Un mercado de un solo precio no es compatible con restricciones de política energética que llevan a primar unas tecnologías frente a otras, ni con la incorporación masiva de tecnologías muy intensivas en capital de coste variable cercano a cero. Las tecnologías bajas en carbono sufren 6

7 más la volatilidad de precios de los combustibles fósiles que las térmicas convencionales, porque sus costes son muy mayoritariamente hundidos. Por otro lado, se puede discutir y modificar el régimen retributivo de las actividades reguladas, pero siempre que se asegure una rentabilidad superior a su coste de capital, se incentiven los comportamientos de inversión e innovación deseables, y no se aplique una retroactividad pura. Adicionalmente, la política europea de lucha contra el cambio climático ha hecho recaer una parte muy relevante de su coste sobre el sector eléctrico a través de las primas a las energías renovables. La irrelevancia del mercado de emisiones de CO2 ha acentuado el desequilibrio en el reparto de la carga de la política europea del clima entre los consumidores eléctricos y otros consumidores de energía emisora de gases de CO2 y otros gases de efecto invernadero. La consecuencia es que se encarece la electricidad frente a otros inputs energéticos, perjudicando la competitividad de los sectores electro-intensivos, y frenando la sustitución de esos otros consumos por electricidad, lo que constituye precisamente una pieza clave de la estrategia para la descarbonización de nuestro sistema energético. Además de conseguir que el mercado de emisiones, mercando un precio más elevado, juegue un papel más relevante en la penalización de las emisiones de CO, es imprescindible desarrollar una fiscalidad de las emisiones de CO2 que alcance también a los emisores difusos, no sometidos al mercado de derechos de emisión, que contribuya a financiar el sobrecoste eléctrico vinculado a los objetivos de lucha contra el cambio climático. Hay algunos componentes de los costes eléctricos reconocidos que es discutible si deben ser financiados por los consumidores o por los contribuyentes. Me refiero a aquellos que responden a políticas de lucha contra la pobreza energética, de solidaridad territorial, de impulso al desarrollo tecnológico e industrial, o de gestión de residuos ambientales. En definitiva, tenemos un modelo regulatorio, incluido un mercado eléctrico, necesitado de una profunda revisión. Pero ello no justifica seguir dando arbitrarios martillazos a la regulación, desigualmente repartidos, en la más absoluta opacidad, sin que se someta a debate hacia dónde queremos ir en política energética y en regulación y cómo se enmarcan las decisiones concretas a adoptar en ese objetivo. 3. Será estable la reforma emprendida? La reforma probablemente no va a tener estabilidad por múltiples razones. No responde a una visión de largo plazo sino que constituye un conjunto de 7

8 decisiones, arbitrarias, escasamente debatidas e insuficientemente fundamentadas, con el único objetivo de intentar reducir el déficit de tarifa. No ha buscado el consenso político para decisiones regulatorias que tienen importantes consecuencias a medio y largo plazo, por lo que es probable que sean revisadas por gobiernos futuros. Algunas de las decisiones regulatorias relevantes del paquete de reformas, en particular las que implican la aplicación de un criterio de retroactividad propia, van a tener graves dificultades para superar el filtro del Tribunal Supremo y los arbitrajes internacionales. El modelo de mercado eléctrico y el marco retributivo establecido para las energías renovables, unidos a la inseguridad jurídica generada, no garantizan las inversiones en energías renovables que el país va a necesitar para cumplir sus objetivos de cambio del modelo energético hacia la descarbonización y la menor dependencia energética, a medida que se vaya absorbiendo el exceso de capacidad existente, ni tampoco las inversiones en potencia firme y en capacidad de almacenamiento para necesarias para gestionar un sistema eléctrico con elevada penetración de energías renovables intermitentes. El marco retributivo para las redes tampoco va a impulsar la inversión en su modernización, en particular para dotarlas de la inteligencia necesaria para permitir el desarrollo de la generación distribuida, incluidos los servicios distribuidos de almacenamiento, y la participación más activa de la demanda en los servicios de balance. 4. Es necesario un cambio del paradigma regulatorio establecido por la Ley del Sector Eléctrico de 1997? El modelo de liberalización de 1997 consideraba que los inversores, compitiendo en el mercado, tomarían las decisiones de inversión en nueva capacidad de generación en función del precio esperado a largo plazo para su producción y del coste de las diferentes opciones tecnológicas y de combustibles. Adicionalmente, el mercado de corto plazo proporcionaría la señal económica adecuada para que funcionara en cada momento aquellas centrales de menor coste variable. Ello conduciría a un horizonte de mayor eficiencia e innovación, y a precios más bajos, en beneficio de los consumidores. En aquellos años, los precios de los combustibles fósiles se situaban en términos reales en niveles previos a las crisis del petróleo, y las restricciones de política energética que pudieran interferir en la libre decisión de los inversores parecían poco relevantes. No había riesgos de suministro relevantes que impulsaran una intervención política para orientar hacia un mix de generación diversificado y 8

9 menos dependiente del exterior, y no existía todavía una política europea contra el cambio climático. Además, las inversiones previstas en la nueva capacidad serían sobre todo en ciclos combinados de gas que, al ser una tecnología con más alto coste de funcionamiento pero menores costes de inversión y plazo de recuperación que la nuclear o la hidroeléctrica, en aquellos años todavía no se pensaba en las renovables no convencionales, que son también de alto coste hundido y muy bajo coste variable, se ajustaba bien al diseño de un mercado marginalista en el que lo que se comercia es la energía producida, cuyo precio viene marcado por la tecnología más cara de las necesarias en cada momento para abastecer la demanda. Ese precio del mercado de corto plazo era suficiente para recuperar el coste fijo. El reto más relevante en el caso español del modelo de liberalización era, por un lado, el régimen transitorio a aplicar al parque de generación existente, cuyo coste medio era superior al precio esperado en el mercado, y por otro, la elevada concentración de la generación y de la distribución, y la presencia de ambas actividades en los mismos grupos empresariales, que otorgaba a la empresas un elevado poder de mercado. La solución dada al problema del régimen transitorio para el parque existente, que garantizaba la recuperación de las inversiones efectuadas mediante ayudas de transición a la competencia, distorsionó la competencia y el precio resultante durante años. La supresión de los CTCs en 2006, unida al aumento de los precios de los combustibles fósiles a lo largo de la pasada década, provocó una elevación muy importante en la retribución del parque histórico en perjuicio de los consumidores. El problema de la concentración apenas se afrontó, esperando que las nuevas inversiones en generación fueran contribuyendo a atenuarlo. La realidad ha hecho estallar el modelo sin que se hayan extraído las consecuencias. Los precios del petróleo y del gas se han multiplicado por cuatro en los últimos 15 años, alterando por completo las bases económicas sobre las que se había concebido, encareciendo los precios a los consumidores, y generando beneficios inesperados para tecnologías, como la nuclear y la hidráulica, que se habían desarrollado en un marco no liberalizado. Más importante aún, la política europea del clima se incorporó en la pasada década como una gran restricción de política energética, con un impacto extraordinario, en particular sobre el sector eléctrico. Los objetivos en materia de energías renovables se tradujeron en sistemas de incentivos, no siempre bien diseñados y gestionados, dirigidos a garantizar a las inversiones una rentabilidad suficiente, al margen del precio del mercado, o como complemento a él. La presencia de las energías renovables ha tendido a deprimir el precio, porque el recurso es fluyente, su coste de funcionamiento es muy bajo y sus ingresos se 9

10 obtienen básicamente al margen del mercado, al mismo tiempo que reducen el número de horas de funcionamiento del parque térmico. En definitiva, el mercado eléctrico está en crisis, no sólo en España sino en toda Europa, como consecuencia de una política europea del clima mal diseñada para ser integrada en los mecanismos de mercado, la irrelevancia del mercado de emisiones es buena prueba de ello, y un modelo de mercado que no se ha revisado a su vez para integrar coherentemente los objetivos y los instrumentos de la política del clima. Los precios al por mayor en Europa no son capaces de proporcionar una señal económica fiable a largo plazo para orientar las inversiones en nueva capacidad firme que respalde la variabilidad de las renovables, pero tampoco sirven para asegurar las inversiones en renovables, ni siquiera cuando su coste sea competitivo, porque deprimen el precio precisamente en las horas en que producen, y por tanto, en un mercado de energía difícilmente podrán obtener nunca los ingresos necesarios para hacerlas rentables. Un mercado eléctrico que retribuye sólo la energía producida es incompatible con la incorporación masiva de tecnologías renovables. Además, el modelo de mercado necesita adaptarse a la presencia creciente de energía distribuida, y a la importancia en el futuro de los servicios de almacenamiento de energía y a la prestación de servicios de ajuste por parte de una demanda con mayor capacidad de respuesta a las señales económicas. La inadecuación del modelo de mercado al mix de generación y a las restricciones de la política energética, y en particular a la lucha contra el cambio climático, la pérdida de ingresos por la caída de la demanda, que se sitúa ahora en los niveles de 2005, y los errores en la gestión de la política de promoción de las energías renovables están en la base del déficit de tarifa, y del elevado coste de la energía eléctrica para los consumidores. 5. Sería útil el restablecimiento de instrumentos de planificación energética del tipo de los Planes Energéticos Nacionales? En los años noventa se vivió un cierto espejismo sobre el debilitamiento de las restricciones de política energética por la abundancia y los bajos precios de los recursos fósiles, y se diseñó un marco de liberalización del sector eléctrico para ese contexto. La crisis de Fukushima, la subida de los precios del petróleo y el gas, la incertidumbre del suministro del gas de Rusia y, sobre todo, la política de lucha contra el cambio climático han puesto en revisión el modelo y han revitalizado el papel de la política energética. La política de lucha contra el cambio climático, unida a la renacida preocupación por la seguridad de suministro, impulsan la planificación estratégica a largo plazo de la transición hacia un nuevo modelo energético basado en tecnologías bajas 10

11 en carbono, que son muy intensivas en capital, de largo período de maduración y de muy larga vida útil. De lo que se trata es de influir en las decisiones de inversión en nueva generación para asegurar una evolución del mix, repensando las fórmulas de regulación para la competencia más eficientes en el cumplimiento de los objetivos de la política energética. El debate se centra en el grado de flexibilidad que deben tener las orientaciones sobre el mix de generación, el grado de neutralidad tecnológica para la consecución de los objetivos, y cómo deben diseñarse los instrumentos de la política energética para que incentiven la innovación y la eficiencia en la gestión de costes y riesgos por parte de los inversores en competencia. La planificación debe asegurar además la viabilidad de la combinación de generación intermitente y de generación firme, y en particular que haya suficiente generación firme con la flexibilidad necesaria para compensar la intermitencia y la baja gestionabilidad de una parte de la generación renovable. La transición hacia un modelo energético bajo en carbono exige también asegurar, mediante una planificación a largo plazo y unos incentivos suficientes a la inversión y a la innovación, el desarrollo de las redes de transporte y distribución coordinado con la evolución del mix de generación. El mix de generación del futuro va a ser más demandante de redes de transporte de gran capacidad a larga distancia para compensar el diferente comportamiento de la aportación renovable en diferentes zonas geográficas de sistema eléctricos interconectados, y también mucho más exigente en la capacidad e inteligencia de las redes de distribución para gestionar la generación y los servicios de almacenamiento distribuidos, así como la contribución más activa de la demanda a los servicios de balance para compensar la pérdida de gestionabilidad de una parte de la generación. 6. Es aconsejable un pacto de Estado sobre la política energética? El sistema energético tiene una gran inercia desde el lado de la demanda, y desde el lado de la oferta se configura a lo largo de décadas, por el largo período de maduración y de amortización de las inversiones. En nuestro sistema eléctrico tenemos grandes presas que se empezaron a planificar en los años veinte y treinta del pasado siglo, y se construyeron en los años cuarenta y cincuenta y hasta los años ochenta; tenemos centrales nucleares que se planificaron en los sesenta y setenta, que se construyeron en los veinte años siguientes, y cuyo ciclo de vida se encuentra entre los cuarenta y los sesenta años. Lo mismo podemos decir de las grandes redes: las interconexiones eléctricas entre España y Francia se desarrollaron fundamentalmente en los setenta, y se paralizaron en 11

12 los ochenta. Hemos tardado treinta años en poder construir una nueva línea. Y estarán en servicio durante décadas. La política de lucha contra el cambio climático y el resurgir de las inquietudes sobre la seguridad de suministro han revitalizado el papel de la política energética, tanto nacional como europea, en la orientación a largo plazo del modelo energético. El sistema eléctrico del futuro, por las características de las tecnologías bajas en carbono y por la importancia creciente de las redes, tanto de transporte como de distribución, es más intensivo en capital que el del pasado, y por tanto requiere una mayor previsibilidad de los flujos de ingresos. Todo ello hace que sea conveniente un consenso político amplio sobre las orientaciones estratégicas de la política energética y sobre la hoja de ruta hacia la consecución de los objetivos establecidos, que proporcione estabilidad a una política cuya maduración supera con creces el ciclo político. Ese consenso debe incardinarse en una política europea de energía y clima que debe avanzar en coherencia e integración. Luis Atienza es licenciado en Ciencias Económicas por la Universidad de Deusto, ampliando estudios en las Universidades de Nancy y Libre de Bruselas. Profesor del Instituto Internacional de Dirección de Empresas en Deusto. Ex consejero de Economía del Gobierno Vasco. Secretario General del Ministerio de Industria y Energía en Presidente del Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía (IDAE), del Instituto Tecnológico Geominero de España y del Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT). Entre 1994 y 1996 fue ministro de Agricultura, Pesca y Alimentación. Entre 2004 y 2012 ha sido presidente de Red Eléctrica de España (REE). Desde 2007 es consejero de Redes Eléctricas Nacionais. 12