1. Autoconsumo y medidas energéticas

Llama la atención que las recientes medidas del Gobierno para abaratar el precio de la electricidad no se haya traducido en un fuerte empuje al autoabastecimiento y las comunidades energéticas, sin duda parece que habrá apoyos a partir de los fondos Next Generation, pero también sin duda se han perdido y se están perdiendo años y años sin que se tome como una política de Estado la necesidad de cubrir todos y cada uno de los tejados de este país con placas solares.

Empezamos por este tema concreto porque es una de las cuestiones claves para aumentar niveles de competencia para escapar del oligopolio energético. La idea de aplicar políticas y medidas económicas adecuadas para un futuro descentralizado de la energía, es muy potente, recordemos que todavía tenemos una tasa de dependencia energética (energía que importamos de otros países ) del orden del 73%, una de las mayores de toda la UE; y a este respecto, el autoconsumo y las comunidades energéticas vendrían a reducir nuestras demandas de electricidad de las redes en un 20-25% si podemos acceder a tejados o fachadas solares, piensen también en la España rural, naves industriales, etc.; además, estas instalaciones no tendrían impactos significativos sobre ecosistemas y paisajes como otras instalaciones masivas de fotovoltaicas o eólicas

Alemania acaba de conseguir alcanzar dos millones de tejados solares con una insolación algo mayor que la mitad de España[1]. El primer millón de tejados solares se podría alcanzar en 2025 o incluso antes, implicaría 17.603 hectáreas, supondría una potencia instalable de 10.400 MW y una energía producible de 15.500 GWh/año con periodos de recuperación de la inversión de 5 a 7 años (que con los precios actuales de la energía serían mucho más cortos) y se llegaría a 7,45 millones de personas abastecidas por energía solar y generarían empleo del orden de 15.532 personas. Otros informes como el de idealista y CIEMAT llegan a resultados similares, pensando en los 25 millones de tejados que existen en España. Otros artículos científicos de la academia arrojan resultados también muy prometedores para España y para ciudades también, como el caso de Madrid o Valencia. Hoy en el país del sol tenemos tan solo unas 90.000 instalaciones y todavía se anota con la incredulidad de políticos autonómicos e incluso estatales que siguen sin creerse estos números y asumir que la suma de muchas instalaciones pequeñas, de muchos inversores pequeños es substancial[2]. Y, todo ello, a pesar de las 2.500 a 2.800 horas de sol anuales; equivalentes a unos 300 días de sol; y con valores de irradiación solar anual entre 1.800 y 2.000 kWh/m2. En concreto, los 623 MWp correspondieron a instalaciones de autoconsumo, algo superiores a los 596 MWp del año 2019 son claramente insignificantes para el potencial disponible[3]. En esta lentitud y barreras, influye decisivamente la burocracia de las distribuidoras y de la Administración haciendo que los procedimientos para instalar placas solares en nuestros tejados sean absolutamente penosos y requieran hasta 17 pasos[4], en el mejor de los casos según el IDAE, y en comunidades energéticas es todavía peor la burocracia y los permisos hacen que el procedimiento pueda llegar a superar el año. Y, además el kWh vertido a red se paga hasta 2 veces menos que el que se compra a la red, en muchos casos. En suma, la legislación y su aplicación son las primeras barreras a vencer, el precio viene después.

Mientras tanto, el resto del mundo empieza a tomárselo muy, muy en serio. El mercado potencial de la energía solar en azoteas puede llegar a superar los 2.000 GW y los 1.000 GWh de almacenamiento para 2050. Un ejemplo de esto es Australia, los tejados solares ya han despegado, con más de 2,5 gigavatios de energía solar residencial puesta en marcha solo en 2020. En California, la energía solar residencial en las casas existentes presenta una rentabilidad alta, cercana al 20% de TIR, pero el nuevo informe estima que esta cifra se puede duplicar cuando se integre la energía solar en el momento de construcción. En Francia, donde los incentivos existentes significan que la energía solar residencial puede alcanzar TIR alrededor del 18,5% (una recuperación de la inversión de cinco años), y las instalaciones comerciales pueden lograr una TIR del 10,4% (o una recuperación de la inversión de nueve años), ha estimulado un crecimiento acumulativo del mercado, logrando los 500 MW en 2020; e igualmente la TIR se puede casi duplicar cuando la instalación se implanta durante la fase constructiva de la vivienda

Otras medidas tienen que ver con el cambio de distribuidora. Ahora mismo existe una fuerte concentración vertical en las actividades eléctricas pues los mismos agente son los que producen, los que comercializan y distribuyen, romper esta cadena ha sido uno de los objetivos que ha pretendido la UE; provocando cambios empresariales y de titularidad importantes, hoy en día, al menos en España, descontados. El objetivo era alcanzar la competencia del mercado a través de la privatización y una concentración equilibrada de los agentes. En el caso extremo está España, experiencia única y en cierto modo “laboratorio de pruebas” al convertirse en el país de la OCDE con mayor nivel de privatización, con tan solo el 5% de capital público; el resultado es una que el kWh es el más caro de todos los países, convirtiéndolo en una losa para empresas, industrias y consumidores domésticos; y con graves efectos sobre la pobreza energética y sobre toda la clase media del país.

Por ello, la solución de acudir a diferentes cooperativas que aunque el origen de la energía sea igual que el resto, en la mayoría de las ocasiones, sí animan la competencia y los beneficios no irán a las mismas manos. Así, recomendar cooperativas como Som energia, Hola Luz, etc.. o las centradas en pequeños entornos como las centradas en territorios concretos que en principio van a dejan más beneficios sobre el territorio, como Energias de Panticosa, Eléctrica de Cádiz, etc.. y que permiten a su vez poder huir de las comercializadoras más contaminantes. La OCU suele sacar un barómetro de satisfacción de usuarios que permite orientar sobre la decisión del cambio hacia estas nuevas cooperativas.

2. Hacia un mercado eléctrico en competencia efectiva

Pero seamos realistas con estos comportamientos individuales, aunque ahorremos mucho o seamos muy eficientes en nuestro uso de la energía, no son suficientes para desestructurar la pirámide que representa el oligopolio eléctrico; así como con el reciclaje individual no vamos a solucionar el problema de los residuos, ni dejando de emitir por conciencia personal se va a solucionar el problema del cambio climático; aunque la opción personal siempre sea positiva. Los problemas son conocidos por todos, los españoles pagamos desde hace décadas una de las energías más caras del continente, especialmente la eléctrica, y estas empresas duplican en beneficios a sus homólogas europeas desde hace años y también actualmente, marcan precios muy elevados a la energía, incluso con tecnologías con costes fijos muy bajos, como la gran hidráulica y con instalaciones amortizadas.

Estas organizaciones muy estructuradas, creadas y fortalecidas durante décadas al amparo de una legislación favorable y basada en el monopolio natural o cercano al oligopolio de facto; han alcanzado una delirante factura de la luz en un mercado eléctrico ineficiente y caro. La ausencia de competencia pueda ser la característica más destacable de este oligopolio funcional, donde al no haber competencia efectiva no mejorarán significativamente el precio del producto; por ello, la primera recomendación sería abrir el mercado para que puedan entrar de forma substancial nuevos operadores de peso significativo para contrapesar el mercado.

La segunda recomendación tiene que ver con la inexistencia de empresas públicas participantes en el sector que impriman tensión al mercado. En este sentido habría que recordar que Francia, Estados Unidos, Holanda, Suecia, Australia, Italia, Suiza o Japón, entre los países que cuentan con compañías eléctricas importantes con participación pública. La presencia del Estado en el sector eléctrico no es una rareza, por tanto, sino una tendencia generalizada en el mundo desde hace décadas a pesar de los mandatos de la OCDE sobre liberalización de mercados, pues ambas estrategias no son incompatibles. Además, en cierta forma seria volver parcialmente al status de los años 80; esto es, ajustando el ciclo de la privatización total a introducir una parte pública que aportase una misión tampón[5], amortiguadora, en el mercado. Es destacable el caso de la corporación TVA (Tennessee Valley Authority), un proyecto de 1933 en el marco del New Deal (F.D. Roosevelt) y cuya privatización ha llegado a proponer Donald Trump; es decir, ¿se podría proponer algo así en el marco del Green New Deal europeo? Otro ejemplo es la BPA (Bonneville Power Administration), una agencia federal que gestiona 31 proyectos hidroeléctricos en el Noroeste del país y una central nuclear. En hidráulica en España, hay al menos 115 centrales que ya han caducado sus concesiones y que el Estado no ha reclamado su reversión en, al menos, 100 de ellas por lo que éste grupo podría ser el núcleo de arranque de una acción pública evidente. Por otra parte, es obligado revisar las ya caducadas y que actualmente siguen en manos de antiguos propietarios, unas 15, vigentes en razón a acuerdos que no han sido suficientemente publicitados evitando la entrada de nuevos agentes, como es el caso de Ricobayo[6], de Iberdrola desde 1935, que ya lleva 85 años; o la central de Os Peares de 1953 que también parece que se ha ampliado su periodo concesional. Además, igual que las concesiones de la autopista u otras concesiones del Estado o las de AALL se pueden recuperar mediante acuerdo o si ha habido incumplimientos graves. La energía hidroeléctrica supone entre un 16% y un 20% del total de energía producida, pueden ser un inicio para tomar una adecuada participación pública en el sector eléctrico que imprima la necesaria presión estabilizadora.

Un tercer tema seria considerar los denominados windfall profits o beneficios derivados de las tecnologías de inversiones ya amortizadas como son la nuclear o la hidráulica y que podrían ascender hasta el 10% de la actividad sectorial para introducir compensación retroactiva. Afortunadamente este asunto está en la agenda de soluciones por lo menos para los benéficos a partir de ahora y no los anteriores. En el mismo contexto, cuarto tema, cabría hablar de la devolución de ingresos que deberían hacer estas mismas centrales hidroeléctricas, en el contexto de la denomina energía reservada y que proviene de una disposición regulatoria cuando el INI necesitaba energía para la electrificación del país y la naciente industria electro-intensiva (aluminio, acero, química, etc.), por lo que el 25% de toda a la energía producida en los saltos debía aportarse al Estado; y los diferentes titulares de los ministerios de industria o de medio ambiente nunca han aplicado esas cláusulas, dejando pasar los plazos, a pesar de las sentencias positivas. Otro tema clave en este contexto de aplicar el derecho basados en protocolos, se refiere a los Costes de Transición a la Competencia que según la LSE de 1997, basada en una previsión de mercado de 36 €/MWh, para que las centrales percibiesen una compensación de 8.664 M€, que, en caso de superar esos precios de mercado se ajustaría y que no se han aplicado, principalmente al cancelarse prematuramente en 2006; y que en caso de litigarse a pesar del tiempo pasado, el Estado ganaría en los tribunales.

Por último, un cuarto y último aspecto que combina: volatilidad de precios del mercado eléctrico; nuevo ciclo de inversiones para la Transición energética hacia la descarbonización; y la introducción de presión pública en el mismo; se señala la necesidad de disponer de altos niveles de almacenamiento eléctrico para aportar estabilidad técnica a la red, para la gestión económica de la misma, entre otras razones, por la entrada masiva de renovables variables, solares y eólicas. En este sentido, el OS está analizando la creación de una empresa pública o bajo control público (REE, Enagás, etc.) que tome los activos actuales de bombeo hidroeléctrico, principalmente, y asuma los nuevos ligados al desarrollo del hidrógeno que van a demandar grandes inversiones en los próximos años. Debe señalarse que el ciclo de inversión para lanzar la Transición va a requerir ingentes capitales en la dirección de nueva potencia renovable y simultáneamente unas inversiones en almacenamientos para lograr una operación segura y optimizada. La empresa pública de almacenamiento que se analiza asumiría la misión de gestionar el óptimo funcionamiento, técnico-económico-medioambiental, del sistema eléctrico y en parte del gas natural, aportando seguridad y robustez al nuevo mix.

En suma, éstas y otras cuestiones mejorarían sensiblemente el modelo actual del sector eléctrico y asegurarían avanzar hacia al descarbonización de manera eficaz basados en esos dos vectores energéticos: la electricidad y el hidrogeno; ambos ligados a las renovables. El precio de la unidad energética de estos dos vectores que constituye la columna vertebral de la Transición, deben ser optimizados y ajustados a los costes de los factores, al coste real, alcanzados en un verdadero mercado en competencia efectiva en beneficio de los usuarios de esta energía, en suma de la sociedad.

[1] La potencia fotovoltaica inyectada a la red por parte de Alemania durante este mes de septiembre ha rozado los 19 GW; frente a los 9 GW en España; moderado el precio de la primera punta dairia.

[2] Si de los 22 millones de usuarios residenciales, solamente el 5% de ellos autoconsumiesen electricidad, se alcanzaría el objetivo del 10% de autoconsumo a 2030.

[3] Según anuario UNEF 2020 durante 2019 se implantaron 459 MW, totalizando hasta ese mismo año una potencia acumulada de 943 MW. La potencia instalada en suelo alcanzó los 4.201 MW, es decir el factor es de 10, factor que se mantienen aproximadamente en los últimos años y que debiera disminuir claramente hacia factores de 5-7 en el futuro.

[4] En la década de los 90 el número de pasos del procedimiento administrativo para la legalización de una instalación fotovoltaica conectada a red llegaba a 75, según ASIF.

[5] https://es.wikipedia.org/wiki/Tamp%C3%B3n_qu%C3%ADmico. Un tampón, disolución amortiguadora o disolución reguladora es una mezcla en concentraciones relativamente elevadas de un ácido y su base conjugada, y tienen la propiedad de mantener estable el pH de una disolución frente a la adición de cantidades relativamente pequeñas de ácidos o bases fuertes..

[6] El embalse durante el estiaje de 2021 ha sido agotado hasta el 10%, provocando denuncias diversas, conociendo que no está gestionado por la CHD.