La reforma energética, un nuevo impacto para Galicia

Son tiempos convulsos en el sector energético español. En los últimos dos años, el Gobierno ha introducido numerosos cambios regulatorios que han culminado recientemente en la nueva Ley del Sector Eléctrico con la que cerrábamos el 2013. Este afán reformista ha estado enfocado fundamentalmente a atajar el acuciante problema del déficit de tarifa en el sector eléctrico. Desde el 2002, hemos venido arrastrando un desfase entre los costes y los ingresos del sistema (lo que los consumidores pagamos por la electricidad no llega para cubrir los costes reconocidos del sistema), hasta alcanzar una deuda que roza ya los 30.000 millones de euros. Así, las nuevas medidas del Gobierno buscan contener este desfase aumentando los ingresos del sistema y reduciendo los costes reconocidos, aunque sigue sin plantearse un modelo de fijación de precios que resulte de repartir los costes totales del sistema (lo que aseguraría que ingresos y costes coincidan).

Esta reforma del sector eléctrico cambia, en mayor o menor medida, las reglas del juego para la generación, el transporte, la distribución y el suministro de electricidad. En este análisis nos vamos a centrar en las consecuencias de sus impactos en la generación eléctrica para el caso particular de Galicia.

El parque gallego de generación

Galicia genera unos 30.000 gigavatios hora anuales de electricidad (29.236 gigavatios hora en el 2012, según datos de REE), situándose como la cuarta comunidad autónoma tanto en volumen de generación, como en saldo exportador. Por la relevancia de Galicia como región productora de energía eléctrica, vamos a centrarnos en el análisis de los impactos de la reforma en el parque de generación gallego.

Como tecnologías de generación, destacan en Galicia la eólica, la hidráulica y el carbón. En términos de potencia instalada, contamos en Galicia con unos 10.700 megavatios (según datos del Inega a marzo 2013), correspondiendo un 33 % a capacidad eólica, un 31 % a hidráulica y un 12 % a centrales térmicas de carbón. Cabe resaltar la elevada proporción de capacidad renovable: eólica, hidráulica, minihidráulica y biomasa suponen en conjunto el 68 % de la potencia instalada. Los ciclos combinados suponen un 12 %, y la cogeneración un 6 %.

A la hora de valorar los efectos, vamos a centrarnos en las tres tecnologías que, como veíamos, tienen un mayor peso en el parque generador gallego (carbón, hidráulica y eólica), así como en la cogeneración, por estar fuertemente vinculada a nuestro tejido industrial y ser una de las tecnologías más perjudicadas por la reforma.

Térmicas

Las centrales térmicas de carbón se han visto desfavorecidas fundamentalmente por dos tipos de medidas. Por una parte, y desde diciembre del 2012 (Ley 15/2012), por un aumento de la carga impositiva, tanto por la subida del tipo de gravamen al carbón como por la introducción de un nuevo impuesto general del 7 % en la venta de energía aplicado a todas las tecnologías -aunque, por su condición de tecnologías marginales que fijan precio en el pool, es previsible que puedan recuperar este aumento repercutiéndolo en los precios de mercado. Por otra parte, y desde julio del 2013 (RD-L 9/2013), por la reducción de los pagos por capacidad, un complemento retributivo cuyo objetivo es garantizar un margen de cobertura adecuado de la demanda.

Además, aunque está todavía por confirmar, las últimas noticias desde el Ministerio apuntan a que la controvertida subvención al carbón nacional aplicada desde el 2010 no será renovada a partir de diciembre de este año. En el caso de las centrales gallegas (Meirama y As Pontes), que al emplear carbón importado podrían haber visto mermada su competitividad frente a otras centrales de carbón autóctono en el resto del territorio nacional, la extinción de esta subvención podría suponer un impacto positivo.

Hidráulica

La generación hidráulica también ha visto aumentada su carga impositiva: además del impuesto general del 7 % sobre la venta de electricidad compartido por todas las tecnologías, la Ley 15/2012 introdujo un canon del 22 % sobre la facturación de las plantas hidroeléctricas. Cabe esperar que las hidráulicas vean reducidos sus beneficios, al no poder trasladar estas nuevas cargas al mercado (no fijan precio por ser su coste marginal bajo), aunque sí se verían parcialmente compensadas por el incremento de precios que, como hemos mencionado, cabe esperar fruto del aumento del precio ofertado por las tecnologías marginales (gas y carbón). En cualquier caso, la mayoría de las centrales hidroeléctricas gallegas entraron en funcionamiento hace décadas y podrían estar ya amortizadas o cercanas a la amortización, por lo que no parece que esté en riesgo su viabilidad.

Renovables y cogeneración

Por otra parte, los cambios para las renovables y la cogeneración van más allá del aumento de la carga impositiva, por el que también se han visto afectadas. La reciente Ley del Sector Eléctrico (24/2013, de diciembre del 2013; precedida del RD-L 9/2013, de julio del 2013) establece un nuevo régimen retributivo para estas tecnologías, antes denominadas de «régimen especial», que supone la eliminación de las primas que percibían. La retribución de estas tecnologías consistirá, a partir de ahora, en los ingresos derivados de su participación en el mercado más una retribución complementaria regulada que asegure una «rentabilidad mínima razonable» basada en instalaciones tipo (estará referenciada a las Obligaciones del Estado a diez años más un diferencial de 300 puntos básicos, equivalente a un 7,5 % antes de impuestos). En vista de los parámetros retributivos que se aplicarían a las instalaciones tipo, hechos públicos el mes pasado, parece claro que este nuevo marco va a suponer una reducción de la retribución establecida por normativas anteriores para estas plantas. Esto supone que los inversores que apostaron por estas tecnologías van a ver disminuida su rentabilidad.

Este cambio en el marco retributivo llega después de otros recortes a los ingresos de renovables y cogeneración, como el impuesto general sobre la venta de energía eléctrica, el «céntimo verde» para combustible (afecta a la cogeneración) y la supresión del complemento por eficiencia y de la bonificación por energía reactiva.

Además, se une a la decisión de que todas las instalaciones contribuyan a financiar el déficit de tarifa (hasta ahora se obligaba solo a las grandes eléctricas): en cada mes, cuando los ingresos del sistema no sean suficientes para cubrir los costes reconocidos, se liquidará solo hasta el total de ingresos de forma proporcional entre todos los agentes con derecho a cobro. Así, por ejemplo, la liquidación del mes de enero, resuelta este mes de marzo, supondrá un desembolso de tan solo el 25,5 % de los derechos de cobro reconocidos (el resto se liquidará más adelante en plazos todavía por conocer), lo que supondrá sin duda tensiones financieras para los afectados, especialmente ante la incertidumbre sobre los pagos futuros.

Estos cambios afectarán sin duda al sector eólico gallego, tanto a los parques ya existentes, que verán reducida su rentabilidad, como al desarrollo de nuevas instalaciones. Aunque la nueva ley contempla la posibilidad de establecer un régimen retributivo específico para fomentar la producción de nuevas instalaciones, cabe esperar que las nuevas medidas ralenticen la construcción de nuevos parques en un momento en el que la Xunta había empezado a autorizar los primeros parques tras el concurso eólico.

Los cambios afectarán también de forma muy notable a las instalaciones de cogeneración. La particularidad de estas instalaciones es que están vinculadas a procesos productivos en la industria (generan electricidad y calor para los procesos industriales, y vierten el excedente de electricidad a la red), por lo que reducir la rentabilidad de estas plantas puede afectar a la competitividad de la industria. El sector ha denunciado que la nueva normativa pone en riesgo la viabilidad económica de las mismas y podría llevar al cierre masivo de plantas. Noticias recientes apuntan a que el Gobierno podría revisar la retribución planteada al constatar que los impactos serían superiores a los previstos.

¿Más allá del déficit?

La reforma energética ha estado claramente orientada, como decíamos, a atajar el acuciante problema del déficit de tarifa. Si bien es fundamental y urgentísimo abordar este problema, cabe preguntarse si las medidas introducidas son las adecuadas, y si contribuyen a sentar unas bases sólidas para el sector no solo en el corto plazo si no también en el largo.

En el análisis de los impactos para las centrales de generación gallegas hemos visto cómo va a tener un efecto muy significativo en los sectores eólicos y de cogeneración, a pesar de que estos segmentos constituyen piezas claves para avanzar hacia un modelo más sostenible, al mejorar la eficiencia, reducir las emisiones y disminuir la dependencia energética de nuestro sistema. Supone además un cambio de rumbo en la política energética, que hasta ahora había apostado por el desarrollo de las renovables, en línea con las directivas europeas, lo que puede suponer una frenada en seco en los procesos de innovación y desarrollo tecnológico que se habían puesto en marcha.

Además, esta reforma ha puesto de manifiesto la falta de transparencia en el diseño de las políticas de un sector tan clave como es el energético, y ha generado un clima de inseguridad jurídica que dificultará el desarrollo del sector en los próximos años. Se echa de menos la planificación energética a largo plazo, la estabilidad regulatoria y la apuesta por la innovación que cabría pedirle a una sólida y ambiciosa reforma del sector. ¡Ojalá podamos ver pronto una reforma en esta línea!

ADELA CONCHADO es investigadora de Políticas Energéticas en la Universidad Pontifica Comillas. Beca posgrado de la Fundación Barrié.