La regulación y el clima arruinan la rentabilidad de las eléctricas tradicionales

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Javier García Breva.
Javier García Breva.

El pasado 14 de septiembre el sector eléctrico sufrió una convulsión en bolsa a raíz del informe del banco de inversión norteamericano Goldman Sachs en el que, después de reunirse con el Ministerio de Energía, concluyó que el marco regulatorio previsto para el periodo 2020-2025 supondrá un recorte del 35% de los pagos a las renovables y un 40% a las redes de transporte y distribución. El banco calcula que esta pérdida de ingresos supondrá para las eléctricas una rebaja del beneficio neto entre el 8% y el 32%, con un 15% de media.

El informe de Goldman se refiere a lo que puede ocurrir con los futuros cambios regulatorios, pero no analiza que el futuro ya está aquí desde enero de 2017 con la actual regulación eléctrica:

  1. Durante el primer semestre de este año la caída de beneficios de las grandes eléctricas fue de dos dígitos de media. Los beneficios de Gas Natural Fenosa se redujeron un 14,67%, los de Endesa un 17,96% e Iberdrola ganó un 4,29% más gracias a su negocio exterior. Según explicaron las propias compañías, se debe en parte al elevado precio del mercado mayorista que ha encarecido los costes de las compras de energía para sustituir la baja producción hidráulica y eólica por gas y carbón.
  1. Las olas de frÍo y calor que se han sucedido desde enero y la sequía que ha hundido la capacidad de los embalses al 41,2%, la más baja en veinte años, han provocado la caída de la producción hidráulica en más de un 51%, mientras la generación con gas y carbón ha crecido un 30% y un 72% respectivamente. Un precio mayorista tan elevado ha demostrado la pérdida de rentabilidad de la energía convencional.
  1. La demanda eléctrica sigue plana, crece al 1% y, según los datos de REE, se mantiene a niveles de hace una década, a pesar de llevar tres años de crecimiento del PIB. Ante una regulación eléctrica que incentiva la mayor facturación y derroche de energía, la realidad es que un nuevo perfil de consumidor, que valora la eficiencia ante el elevado coste de la luz, ha surgido de la recesión. El modelo de negocio energético tradicional también ha entrado en crisis. 
  1. La regulación ha pasado del clima y la consecuencia es que el sistema eléctrico mantiene una excesiva dependencia de la producción hidráulica, como hace un siglo, y la paralización de la nueva inversión renovable desde la moratoria de 2012 ha impedido que la hidraulicidad del sistema se corrija con más renovables, sobre todo solar y eólica. Por el contrario, España ha registrado en julio de 2017 cifras récord de importaciones de petróleo, un 9% más, y de gas, más del 17%, muy por encima del crecimiento del PIB. Las emisiones están descontroladas y el déficit energético de nuestra balanza comercial durante el primer semestre aumentó un 42,3% y las importaciones energéticas un 51%. El mayor coste energético se ignora en la regulación. 
  1. Los estrangulamientos del sector eléctrico citados son de carácter estructural y no estacionales. No son exclusivos de España y marcan tendencias que en las economías modernas han desplazado las inversiones energéticas hacia la electrificación con renovables y almacenamiento, generación distribuida y eficiencia energética porque son más rentables que los combustibles fósiles o las nucleares y abaratan el precio de la energía.

Las directivas europeas y la revisión que ha propuesto Bruselas en el “paquete de invierno” de noviembre de 2016 definen la transición energética del modelo energético tradicional, centralizado y contaminante, a un nuevo modelo descentralizado y descarbonizado, dando prioridad a la gestión de la demanda por los propios consumidores.

Los modelos de negocio energético basados en la rentabilidad de las grandes centrales térmicas se sustituye por nuevos modelos basados en el autoconsumo, almacenamiento, microrredes y centrales virtuales de generación, edificios 100% renovables, redes inteligentes y el vehículo eléctrico.

Las alegaciones que el Gobierno de España ha presentado al “paquete de invierno” insisten en su política contra las renovables y en proteger el modelo energético centralizado, impidiendo el cierre de centrales de carbón o nucleares, aunque no sean rentables o incumplan las directivas europeas de emisiones; defendiendo los pagos por capacidad y la retribución al gas como energía de respaldo a las renovables.

España ha subordinado el objetivo de renovables a un objetivo vinculante de interconexiones, olvidando que la velocidad de maduración de las baterías de almacenamiento está recogida en las directivas europeas como el instrumento más idóneo para la integración masiva de renovables y de eficiencia energética. El almacenamiento ha hecho caer tanto el mito de la necesidad de la energía de respaldo como de más capacidad de interconexión porque son innecesarios; pero como las interconexiones las pagarán los consumidores nadie las justifica.

Goldman Sachs no lo dice, pero la rentabilidad del sector eléctrico está determinada por el cambio en los modelos de negocio y la regulación no contempla ningún cambio en este sentido sino todo lo contrario, mantener el cerco a la mayor competencia que representan las renovables y la energía descentralizada.

Mientras las grandes eléctricas se afanan por crecer en el exterior, la rentabilidad y la depreciación de los activos energéticos tradicionales seguirá avanzando y una futura crisis eléctrica comienza a fraguarse por falta de renovables distribuidas. El problema y la diferencia de España es que la Ley 24/2013 del sector eléctrico dejó claro que todos los déficits del sistema se cargarán automáticamente a los consumidores.

Próximo rescate eléctrico a la vista, profundamente injusto, como todos los rescates.

Javier García Breva es Asesor en políticas energéticas, presidente de N2E y Miembro del Consejo Editorial de El Periódico de la Energía.

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