La distribución es una actividad cuya retribución está regulada por el Gobierno. ¿Está correctamente retribuida?
Para alcanzar los objetivos de descarbonización que tenemos es necesario invertir en las redes de distribución, siendo necesario un marco regulatorio que, en primer lugar, garantice el reconocimiento de las inversiones y los gastos prudentemente incurridos; que, en segundo lugar, establezca una tasa de retribución financiera en línea con la situación económica financiera en la que estamos inmersos (el aumento de los costes de financiación, además del impacto de la inflación, va a resultar en la necesidad de contar con una tasa de retribución acorde con la realidad económica y con el nivel del riesgo de la actividad), y que trate, por último, de alinearse con la evolución de la tecnología, como en el caso particular de la digitalización. La regulación debe ser ágil y debe impulsar la adaptación de las redes de distribución al nuevo modelo descentralizado y digitalizado que impone la descarbonización.
En definitiva, un marco estable, predecible y que asegure la recuperación de la inversión en los activos a través de la garantía de una rentabilidad razonable y que aporte la seguridad jurídica a las empresas para poder desarrollar los planes de inversión que el nuevo modelo energético exige.
Un marco que no responda a esas premisas o una aplicación inapropiada de la regulación estaría no solo poniendo en peligro la descarbonización del sector eléctrico, sino que además estaría ralentizando inversiones y restando el efecto dinamizador en la economía española que tiene la actividad de distribución eléctrica.
aelēc ha recurrido ante la Justicia el “gravamen temporal energético” [un impuesto del 1,2% sobre el importe neto de la cifra de negocios en caso de que este sea mayor de 1.000 millones de euros]. ¿Por qué?
Porque consideramos que el gravamen es discriminatorio e injustificado. Por varios motivos. En primer lugar, penaliza a un sector fundamental en España, el eléctrico, que es la clave para impulsar el necesario cambio de modelo energético europeo y español. En segundo lugar, este impuesto es único en Europa, ya que la Unión Europea ha establecido un impuesto sobre el petróleo y el gas, no sobre el sector eléctrico. Además, en Europa se aplica sobre beneficios, y no sobre ingresos, como se ha implementado en España. Por lo tanto, la Ley española debiera haberse homogeneizado con el Reglamento europeo para no afectar a las inversiones renovables ni restar competitividad a las eléctricas españolas frente a las europeas. En tercer lugar, consideramos que es discriminatorio porque solo un determinado número de empresas eléctricas son elegibles y otras están eximidas.
Este impuesto sobre los ingresos de las empresas de energía eléctrica afectará negativamente a las empresas, detrayendo fondos para la inversión en transición energética y renovables, alargando aún más la dependencia del gas y, por tanto, la crisis energética y económica de nuestro país, afectando a toda la cadena de valor asociada. Se trata, por tanto, de una política energética contradictoria, que penaliza a la electrificación, uno de los principales aliados de la Transición Energética.
Y, por último, también detectamos incoherencia fiscal, porque grava ingresos que ya estaban limitados a 67 euros/MWh y grava, además, conceptos que el Gobierno factura a través de las empresas del sector eléctrico en los que estas actúan como meras recaudadoras y que no les aportan beneficio alguno.
Hay mucha gente que considera que los beneficios de las eléctricas son más que suficientes como para abordar ese gravamen extraordinario, y son muchos también los que consideran que las eléctricas deben hacer ese esfuerzo un poco por... responsabilidad social, o por sensibilidad ante una coyuntura particularmente complicada para muchas familias... En fin, ¿cómo se lee todo esto desde aelēc?
Desde que se iniciaron las subidas de precios provocadas por la crisis del precio del gas, el Gobierno adoptó medidas para paliar los efectos de esas subidas sobre empresas y consumidores. Muchas de esas medidas, dirigidas a afrontar una situación coyuntural adversa, impactaron directamente sobre las empresas eléctricas.
En primer lugar, desde septiembre de 2021, se limitan los ingresos de las plantas de generación del mercado eléctrico no emisoras de gases de efecto invernadero, es decir, hidráulicas, renovables y nucleares, con costes de producción por debajo de los de las centrales de gas. En segundo lugar, el año pasado, el Gobierno puso en marcha un tope para los precios del combustible que utilizan las centrales de gas que participan en el mercado, conocido como la “Excepción Ibérica”, cuya financiación es compartida por todos los demandantes del mercado.
Además, se han aumentado las coberturas y los descuentos aplicados a los consumidores en situación de vulnerabilidad social en cuya financiación participan todas las empresas eléctricas y cuya gestión recae sobre las empresas eléctricas que aplican las tarifas reguladas.
Han sido medidas excepcionales, justificadas por razón de una situación extraordinaria, pero, en el futuro, la mejor protección de todos los consumidores, empresas y familias tiene que basarse en un diseño de mercado eficiente que permita trasladar a la demanda los beneficios del menor coste de la generación renovable.
Con la finalización del programa de despliegue de contadores inteligentes por parte de las distribuidoras (más de 28 millones instalados), España se encuentra a la vanguardia de la UE en digitalización de su red de distribución. La teoría dice que el contador inteligente empodera al usuario, pues le facilita el acceso a sus datos, lo que le puede permitir mejorar sus consumos. Esa es la teoría. Hay mucha gente sin embargo que no acaba de ver la mejora. ¿Hace falta pedagogía?
Estoy totalmente de acuerdo en que hace falta más pedagogía. Hemos hecho acciones, pero, desgraciadamente, la pandemia las interrumpió, y tendremos que pensar en nuevas acciones de comunicación para poner en valor estos dispositivos, en especial pensando en los objetivos de descarbonización.
Porque cualquier escenario estudiado para alcanzar estos objetivos pasa imprescindiblemente por el aumento de la electrificación de la economía, y las redes eléctricas juegan aquí un papel central. El contador inteligente permite conocer mejor cuánto y cómo consumimos, adaptar nuestro consumo a nuestras necesidades, ser más eficientes y, por lo tanto, ahorrar en la factura. Además, el contador facilita la detección y, por tanto, la solución de las averías que hay en la red, y permite gestionar de una forma cómoda operaciones como cambios de potencia, o altas y bajas de suministros
Además de los esfuerzos de cada una de las distribuidoras por dar a conocer a sus clientes la información a su disposición, aelēc ha impulsado, junto con todas las empresas distribuidoras y las asociaciones de distribuidoras CIDE y Aseme, el desarrollo y puesta en servicio de la plataforma Datadis. Datadis ofrece un canal de información adicional, transparente, objetivo y unificado donde cualquiera puede conocer y comprender los datos de su consumo eléctrico y potencia máxima demandada de una manera sencilla, segura y gratuita.
Más de treinta entidades (APPA, Greenpeace, la Fundación Renovables, UNEF, Ecologistas en Acción, Comisiones Obreras…) han firmado un artículo en el que critican el modus operandi de las distribuidoras en materia de autoconsumo. Entre otras muchas cosas, los firmantes dicen por ejemplo que hay "muchos casos en los que el distribuidor no facilita las lecturas horarias de los excedentes solares, claves para la amortización de la inversión". Es –insisto-, solo un ejemplo, porque son numerosos los motivos de queja recogidos en ese artículo. ¿Cómo diría aelēc que lo está haciendo en lo que se refiere a este asunto? ¿Cómo están afrontando las tres grandes distribuidoras el desafío del autoconsumo?
El autoconsumo supone un gran reto para las redes y es cierto que tenemos que revisar todos los procesos para detectar áreas de mejora y proponer medidas. En los últimos años ha habido una creciente demanda de nuevas instalaciones que ha ido por delante del desarrollo regulatorio, por lo que una de las prioridades debe ser actualizar y desarrollar la regulación que es necesaria para poder hacer posible el despliegue del autoconsumo.
A pesar de ello, las distribuidoras hemos instalado un gran número de autoconsumos en los últimos 3 años, con tasas de crecimiento acumulativo anual superiores al 160%, y, si se sigue con estas tasas de incremento, cabe esperar que se superen los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima a 2030 en 2025.
Conscientes de la necesidad de realizar adaptaciones en la regulación hemos sido proactivos y hemos participado en distintas iniciativas con el objetivo de integrar el autoconsumo. Ejemplo de ello es la participación en los grupos de trabajo con la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (GT2), donde hemos colaborado con el Regulador presentando propuestas de mejora a la regulación para acelerar la actualización de la misma y adaptarla a las nuevas necesidades de un despliegue masivo.
Sin embargo, nos seguimos enfrentando a numerosos retos: las tramitaciones de los autoconsumos colectivos no son sencillas y la regulación no está totalmente desarrollada ni actualizada. Es necesario poner aquí el foco. Es necesario también que los instaladores dispongan de más formación. Por ello, desde aelēc estamos colaborando con APPA y UNEF en la firma de un acuerdo de entendimiento en aras de proporcionar formación a los instaladores de autoconsumo.
Somos conscientes de que, a pesar de todos los avances, vamos por detrás de lo que nos demanda la sociedad y de que los Distribuidores tenemos hoy en día muchas áreas de mejora, sobre todo a la hora de facilitar el entendimiento y la claridad del proceso al resto del sector y a los consumidores. Por ejemplo, nuestras webs son mejorables y, estamos implementando mejoras con el fin de dar más facilidades a los usuarios.
Adaptar las redes a un nuevo consumidor que cada vez es menos pasivo y más productor de electricidad es uno de los principales retos a los que se enfrenta el sector. Para lograr un despliegue masivo del autoconsumo tenemos que seguir trabajando en la regulación de detalle que afecta al acceso y conexión, así como al intercambio de información, para que el consumidor vea una agilización en las tramitaciones.
Leo que aelēc está convencida de que "el éxito de la transición energética depende de la existencia de los adecuados sistemas de almacenamiento". De acuerdo… pero lo cierto es que el bombeo está parado, las baterías van demasiado despacio y de los 6.000 megavatios de almacenamiento que fija el PNIEC como objetivo 2030… nadie sabe ni contesta. ¿Qué está pasando?
El almacenamiento es indispensable para poder aprovechar todo el potencial de las renovables. Si el ritmo de penetración de almacenamiento basado en el aprovechamiento de las oportunidades que ofrecen las diferencias horarias de precio no es el suficiente, se tienen que considerar otros mecanismos para su desarrollo.
En este sentido se requiere, por tanto, el desarrollo de mercados de capacidad, de forma que se facilite el desarrollo de los proyectos de almacenamiento al otorgarles un marco más predecible y dar viabilidad económica al proyecto. Estos mercados de capacidad deberían ser neutrales tecnológicamente, además de ponerse en funcionamiento lo antes posible, ya que es cierto que no estamos llegando al cumplimiento de los objetivos del PNIEC.
En cuanto a las centrales hidráulicas de bombeo, presentan una problemática fiscal particular. La estructura fiscal actual desincentiva fuertemente la inversión en esta tecnología. El valor monetario del canon hidráulico es muy elevado sin que exista una justificación para el mismo en la medida en que el bombeo se limita a mover agua entre un vaso superior y uno inferior, a diferencia de una central hidráulica, que la libera aguas abajo. De hecho, el canon hidráulico supone más del 70% del margen obtenido de mercado, lo cual claramente imposibilita cualquier desarrollo del bombeo.
Además, hay que agilizar los trámites administrativos. La tramitación se tiene que acompasar con la casuística de los proyectos. En ocasiones los procesos administrativos no son coherentes con la infraestructura que se pretende desarrollar y, en el caso de los bombeos, deberían poder tramitarse sin esperar a la concesión del permiso de acceso.
¿Cuál es el papel que le espera al hidrógeno en el sistema eléctrico futuro, según aelēc?
Creemos que el hidrógeno verde es fundamental para la descarbonización de la economía allá donde sea más difícil electrificar, y es un elemento clave en la estrategia de descarbonización por la que apuesta la Unión Europea. En España, la Hoja de Ruta del Hidrógeno ya establecía, antes del plan REpowerEU, un objetivo de capacidad de producción de 4 GW, lo que representaba el 10% del objetivo marcado por la UE.
Está prevista una gran entrada de generación renovable que no seremos capaces de aprovechar si no la acompasamos con entrada de nueva demanda eléctrica. Esta demanda ha de ser de electrolizadores, vehículo eléctrico, bomba de calor, otra electrificación... Si no conseguimos que esa demanda aparezca se dispararán los vertidos, desaprovecharemos la oportunidad de descarbonizar otros usos y se producirá una nueva moratoria en el desarrollo de energía renovable con la asociada destrucción de tejido industrial y empleo.
La UE está ahora mismo embarcada en una reforma del mercado eléctrico. Si Marina Serrano, presidenta de aelēc, tuviera que plantear las tres o cuatro medidas clave sobre las que asentar esa reforma, ¿cuáles serían?
El avance en la integración del mercado eléctrico pasa por una reforma de su diseño que garantice alcanzar los objetivos de descarbonización y, para ello, entendemos que tendría que tener en consideración tres elementos como principios. En primer lugar, debe basarse en el reconocimiento de que los mercados mayoristas a corto plazo son esenciales para el funcionamiento eficiente del sistema eléctrico. El mercado de corto plazo como hoy lo entendemos (sistema marginalista) ha garantizado un despacho eficiente de la generación y de los activos flexibles, ha contribuido a un comercio transfronterizo eficiente y a una volatilidad reducida a pesar de las circunstancias excepcionales de la crisis energética.
Como segundo principio, es necesario avanzar en la sustitución de las medidas de intervención (que erosionan las señales para una gestión eficiente, afectando a los incentivos de los productores y socavando la confianza de los inversores) por medidas que garanticen fomentar las energías renovables y alcanzar precios competitivos.
En tercer lugar, es necesario preservar la seguridad jurídica para inversores y consumidores, sin considerar cambios retroactivos que alteren los flujos económicos acordados entre los mismos, de forma que se mantenga un clima de confianza por parte de los mercados financieros.
Y, para ser consistente con el fomento del mercado interior, la reforma del mercado tiene que (1) garantizar la protección de los consumidores vulnerables; (2) proporcionar un marco que fomente el desarrollo de la producción eléctrica renovable (Europa, así como sus estados miembros, necesitan seguir atrayendo la inversión necesaria para las tecnologías libres de emisiones de carbono y, para ello, la regulación debe garantizar una buena integración de todos los instrumentos disponibles: contratos por diferencias, PPAs y fomentar el mercado a plazo); y (3) garantizar precios competitivos para los consumidores. La reforma de la Unión Europea plantea acertadamente que el desarrollo de los mercados y de los contratos de largo plazo es la forma más directa de trasladar a los clientes los beneficios económicos de la generación renovable.
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