El Consejo Asesor de Expansión y Actualidad Económica analizó la situación del sector eléctrico en España y del llamado “déficit tarifario”. Contó con la presencia de D. José Casas, director general de estrategia y regulación de Endesa, Dª Carmen Becerril, presidenta de Acciona Energía y D. José Domínguez-Abascal, secretario general técnico de Abengoa. Entre los miembros del Consejo Asesor tuvo una participación especial D. Juan Luis López Cardenete, profesor del IESE, a la que se añadieron frecuentes intervenciones del resto de miembros.

Las principales ideas expuestas se resumen a continuación.

Sistema eléctrico español: rasgos esenciales

1. Exceso de capacidad.

Como resultado del aumento de la capacidad de generación durante los últimos años y de la caída de la demanda provocada por la crisis, existe un gran exceso de capacidad instalada: a finales de 2001 España disponía en territorio peninsular de 100.576 MW de capacidad instalada, de los cuales 59.000 son firmes (es decir, no dependen del viento ni del sol), mientras que la demanda punta de capacidad apenas ha superado en los últimos años los 44.000 MW [ver nota 1, al final].

2. Diversidad de tecnologías de generación, con gran peso de las renovables.

La composición por tecnologías de producción de esa capacidad instalada es la siguiente:

La generación efectiva de energía eléctrica ascendió en 2011 a 279.711 GWh, cuya estructura por tecnologías fue:

Destaca el elevado peso de las energías renovables -en su conjunto, representan el  30% de la capacidad total de generación eléctrica-, muy superior al peso de la energía renovable dentro del consumo global de energía primaria en España (esto es, incluyendo no sólo la generación de electricidad), en el que representan tan sólo el 11,3% y donde el petróleo y el gas natural representan el 47% y el 23%, respectivamente.

Las energías renovables (con excepción, de la termosolar y la procedente de biomasa) son “no gestionables” -su producción dependen de factores naturales incontrolables-, lo que obliga a darles prioridad y complica – y, a juicio de algunos, encarece- la gestión del sistema eléctrico.

3. Grandes diferencias en los costes de las distintas tecnologías de generación.

Los costes de generación de electricidad pueden dividirse en tres grandes grupos:

· Los “costes variables”, que dependen de la cantidad de electricidad producida (p.ej. consumo de gas natural por centrales de ciclos combinados). Un concepto relacionado es el de “coste marginal”, esto es, el aumento de coste por MWh adicional producido, magnitud que, para simplificar, asimilaremos al  coste variable por MWh.

· Los “costes fijos” de funcionamiento, esto es, los costes operativos de una central que no dependen de la cantidad de electricidad producida (p.ej. gastos de mantenimiento y funcionamiento de una central nuclear).

· Los “gastos de amortización” (incluida la retribución) de los capitales invertidos en la central.

Los dos primeros conceptos responden a consideraciones esencialmente técnicas o de mercado (p.ej. el precio del combustible), mientras que el tercero es más subjetivo, pues refleja, además de la cuantía de la inversión inicial, su criterio y plazo de amortización contable y la rentabilidad exigida a los fondos invertidos.

Según Endesa, la estructura de costes totales de las distintas tecnologías tradicionales es aproximadamente la siguiente:

A tenor del gráfico, los costes variables/marginales por MWh producido -los rectángulos inferiores, en azul oscuro- son bajos en la energía hidroeléctrica (3 euros/MWh) y nuclear (14 euros/Mwh). A distancia se encuentra las centrales térmicas que usan carbón importado (48 euros/MWh) y las centrales de gas de ciclo combinado (en la actualidad, unos 54 euros/MWh).

A tales costes variables hay que agregarles los costes fijos operativos por MWh (rectángulos celestes). Y para calcular el coste total por MWh producido, a los costes operativos hay que agregarle los de amortización de las inversiones efectuadas.

Endesa y las productoras tradicionales consideran que sus centrales hidroeléctricas y nucleares no están íntegramente amortizadas, de forma que su coste medio total por KWh es de 64 euros, superior al precio medio de mercado en el pool (que, como se ve en el gráfico, no llegó a 50 euros/MWh en 2001, y fue inferior en 2010). Por eso afirman que, en la actualidad, ninguna tecnología tradicional cubre sus costes totales de generación, una afirmación que -como veremos- no es compartida por otros y, en particular, por los productores de energía renovable.

4. Coexistencia de un mercado mayorista libre (pool) con un sistema de tarifas minoristas fijadas administrativamente.

Desde la Ley del Sector Eléctrico de 1997 el “precio de la electricidad” se fija a diario mediante subasta en un mercado mayorista (pool) gestionado por el Operador del Mercado Eléctrico (OMEL), que determinan para cada tramo horario un precio único aplicable a todas las transacciones.

Ese precio ha estado siempre muy próximo a la media europea (ver gráfico). En términos absolutos, tras un aumento significativo en el primer semestre de 2008 -de resultas del encarecimiento del petróleo -, el precio se moderó y, en promedio, viene estando próximo a 50 euros por MWh. A esa moderación ha contribuido la producción de energía renovable, que entra íntegramente en las subastas a precio 0 y contribuye a reducir el precio “marginal” resultante de la subasta (en algunos días excepcionales de mucho viento, el precio del pool en determinadas franjas horarias ha llegado a ser nulo).

Ese moderado precio mayorista coexiste con un precio final para los ususario más elevado, que se compone de dos elementos básicos:

- El coste de producción de la energía eléctrica consumida; y

- Los “peajes de acceso” (access charges) [ver nota 2], unos pagos que, en puridad, debieran cubrir sólo los “costes logísticos” del transporte y distribución de la energía, pero que, según las normas vigentes, se destinan también al pago de muchos otros “costes regulados”, esto es, derechos de cobro legalmente reconocidos. Entre esos otros costes regulados distintos al transporte y distribución destacan, por su cuantía:

· Primas adicionales al precio de mercado satisfechas a la producción de energía acogida al “régimen especial” (entre ellas, las energías renovables y la co-generación);

· Anualidades para reembolsar déficits tarifarios pasados;

· Compensaciones del sobre-coste soportado por las compañías que suministran electricidad a zonas extra-peninsulares (es decir, Baleares, Canarias y Ceuta y Melilla), un concepto que sus beneficiarios consideran un mero coste logístico;

· Pagos por capacidad que incentivan a las compañías que mantienen capacidad disponible (p.ej. mediante centrales de ciclos combinados), en reserva para atender posibles “puntas” de demanda o falta de producción renovable;

· Sobre-coste derivado del uso obligatorio de carbón nacional, mucho más caro que el importado.

Aunque desde la liberalización en 2009 del mercado eléctrico los usuarios pueden negociar bilateralmente con las empresas comercializadoras las tarifas, las familias y demás usuarios conectados en baja tensión con una potencia contratada inferior a 10 KW pueden acogerse a la llamada “tarifa de último recurso” (TUR), que se fija periódicamente por la Administración y es igual en todo el territorio nacional. Consta de dos componentes principales (cuyo importe es en la actualidad aproximadamente igual para los consumidores):

· El coste estimado de la energía eléctrica, determinado periódicamente en una subasta trimestral especial organizada por el Operador del Mercado Eléctrico (OMEL) y conocida como “subasta CESUR”; y

· Los peajes de acceso.

5. Déficit Tarifario

Las empresas distribuidoras ingresan los peajes de acceso que cobran a sus clientes en una cuenta administrada por la Comisión Nacional de la Energía (CNE), que con cargo a tales recursos efectúe los correspondientes pagos a los beneficiarios de “costes regulados”.

Históricamente, las previsiones de ingresos por peajes y costes regulados se mantenían en equilibrio, aunque ocasionalmente en las liquidaciones efectivas a finales de año se produjeran ciertos desajustes, muy modestos. No obstantes, desde principios de la pasada década (y, sobre todo, a partir de 2005), la reticencia de las autoridades políticas a elevar la TUR -por las razones que se expondrán más adelante- llevó a que los ingresos en la cuenta administrada por la CNE no bastaran para satisfacer todos los costes regulados.

Para cubrir ese desfase, diversas normas -la última de ellas, el Real Decreto-Ley 6/2010- han venido obligando a las compañías eléctricas (esto es, Endesa, Iberdrola, Hidroeléctrica, Gas Natural-Unión Fenosa y E.On) a ingresar en la citada cuenta administrada por la CNE los fondos precisos para cubrir el déficit tarifario, reconociéndoles como coste regulado el derecho a obtener su reembolso en 15 anualidades y un tipo de interés sobre el saldo vivo que ha estado entre el Euribor -sin margen alguno- y el 2%.

La actual clave de financiación del déficit tarifario es:

Endesa:                                  44,16%

Iberdrola:                                35,01%

Gas Natural-UE                       13,75%

Hidroeléctrica:                           6,08%

E.On España:                            1,00%

Las citadas compañías quedan, pues, obligadas de forma coercitiva a financiar un déficit:

- Cuyos beneficiarios últimos son, en gran medidas, las empresas productoras acogidas al “régimen especial” de las energías renovables;

- Cuya cuantía, 5.554 millones de euros en 2010, superó los resultados ordinarios después de impuestos obtenidos por su actividad eléctrica en España -que ascendieron ese año a 4.181 millones de euros-, y les ha obligado a vender activos o a endeudarse;

- Cuya remuneración es inferior a su coste de financiación, lo que les provoca un perjuicio económico.

En respuesta a esa preocupación, en 2009 el Real Decreto Ley 6/2009 creó un “Fondo para la Amortización de la Deuda Eléctrica” (FADE) que permitiría a las compañías ceder sus derechos para que el FADE los colocara en el mercado financiero con aval del Tesoro público. Con cargo al FADE se han titulizado hasta ahora unos 13.000 millones de euros de los 24.000 vivos, lo que se hizo en unas condiciones financieras extremadamente adversas, a unos tipos de interés fijos muy elevados, superiores a los reconocidos a las compañías eléctricas titulares de los derechos cedidos.

Desde un punto de vista jurídico-financiero esos derechos de crédito tienen una naturaleza singular: lucen como activo en el balance de las compañías eléctricas o, tras su titulización, del FADE, pero su deudor es el llamado “Sistema Eléctrico”, un ente abstracto carente de personalidad jurídica y de balance.

Causas del déficit tarifario

El déficit tarifario surgió por primera vez el año 2000 -como resultado de un ligero desajuste entre la previsión inicial de ingresos y costes y las liquidaciones efectivas- y, tras alcanzar un valor significativo en 2002, volvió prácticamente a desaparecer durante los dos ejercicios siguientes.

Fue a partir de 2005 cuando -como muestra el gráfico- alcanzó valores anuales superiores a 5.000 millones de euros (esto es, casi el 0,5% del PIB) y un importe acumulado vivo a finales de 2011 próximo a los 24.000 millones de euros (es decir, casi el 2,5% del PIB).

El debate puso de manifiesto dos puntos de vista antagónicos sobre las causas del déficit tarifario.

El punto de vista de los productores convencionales

Para las empresas productoras tradicionales, el déficit tarifario ha sido consecuencia de la falta de adecuación de la TUR a los crecientes costes regulados, entre los que destacan las primas satisfechas a los generadores de energía en régimen especial y, en particular, de energías renovables.

El coste agregado de tales primas ha crecido con enorme rapidez y, en ausencia de modificaciones, podría hacerlo todavía más, como muestra el siguiente gráfico (cifras en millones de euros):

Las compañías tradicionales señalan que mientras que en el período 2005-2010 las tarifas de acceso aplicables a los usuarios subieron un 58% (véase la cuarta columna de la tabla), en ese mismo período el importe agregado de las primas del régimen especial subió un 473%, pasando de 1.246 millones de euros anuales a 7.134 millones de euros.

¿A qué obedeció ese intenso e imprevisto crecimiento de las primas a las renovables?

Los productores tradicionales no niegan que, en sus orígenes, el déficit tarifario estuvo ligado al aumento del precio de los hidrocarburos, y que en 2008 se vio incrementado por ese mismo motivo. Pero con posterioridad el precio de los hidrocarburos se redujo y, sin embargo, el déficit siguió creciendo.

Por eso afirman que, en la actualidad, el déficit tarifario tiene su principal raíz en los errores del Plan de Energías Renovables 2005-2010: el Real Decreto 436/2004 no reflejó en las tarifas el aumento previsto del coste de las primas del régimen especial; y, además, las medidas de fomento de las energías fotovoltaicas y termo-solar que se plasmaron en el Real Decreto 661/2007 estuvieron mal diseñadas.

En efecto, las autoridades de la época cometieron dos graves errores:

- La capacidad efectiva instalada acogida al régimen de primas resultó muy superior a la prevista;

- Las primas se fijaron sin tener en cuenta que se trata de tecnologías poco maduras que todavía no habían aprovechado la “curva de aprendizaje” (pero que lo hicieron después con mucha rapidez, antes de que las autoridades reaccionaran y rebajaran las primas).

Así, en energía fotovoltaica las autoridades previeron que se instalara una capacidad de generación de 480 MW y que las instalaciones produjeran durante 1.250 horas anuales. El precio garantizado (“feed-in tariff”) se fijó inicialmente en 450 euros por MWh, actualizables en función del IPC (previéndose que la prima cubriera la diferencia entre ese precio y el precio variable del pool).

La generosidad de esas condiciones ?-especialmente a la vista del rápido abaratamiento de la tecnología- dio pie a una avalancha de instalaciones y “huertos solares”, que se instalaron y autorizaron antes de que la normativa se modificara y las primas se redujeran. Eso llevó a que la capacidad instalada fuera de unos 4.000 MW y a que, mediante mejoras en la tecnología de seguimiento del sol, muchas instalaciones lograran producir energía durante unas 2.000 horas anuales.

Los huertos solares se financiaron, en muchos casos, con financiación bancaria y, lejos de concebirse como inversiones industriales sujetas al “riesgo y ventura” inherente a todo proyecto empresarial, se concibieron como puras inversiones financieras para clientes de banca privada -lo que dio origen a la expresión “burbuja fotovoltaica”-.

En energía termosolar, el objetivo de las autoridades fue lograr una capacidad instalada de 500 MW y que cobraran un precio  de 340 euros/MWh, pero la capacidad pre-registrada ascendió a 2.500 MW (de los cuales, 1.000 están ya en explotación), con tecnologías de producción con mayor rendimiento y menores costes que el inicialmente previsto.

A ese imprevisto aumento de explotaciones solares con derecho a prima se unió, tras el comienzo de la crisis económica en 2008, una drástica caída en el consumo de electricidad, lo que minoró la capacidad recaudatoria de las tarifas de acceso y elevó el déficit tarifario.

Como resultado de tan elevadas primas a las energías de origen solar, los productores tradicionales señalan que:

- Las primas a las energías renovables son en España muy superiores a las de los restantes países europeos, y ascienden aproximadamente a 22,5 euros por MWh consumidos.

- Los productores de energía fotovoltaica y termo-solar reciben un porcentaje de las primas totales elevadísimo en proporción a su peso en la generación total de electricidad.

- En España el sector eléctrico (no el sector energético en su conjunto) cumple ya actualmente el objetivo del 20% de producción de energía renovable fijado por la Unión europea como objetivo para el año 2020. No tiene, pues, sentido que se siga subvencionando la instalación de nueva capacidad productiva en energías renovables, especialmente a la vista del actual exceso de capacidad.

Para los productores tradicionales, si no se adoptan medidas rápidas para frenar la entrada en explotación de nuevas plantas termo-solares ya pre-registradas -que se beneficiarían de unas primas fijadas en 2006-, la cuantía agregada de las primas a las energías renovables resultará insostenible.

El punto de vista de los productores de energía renovable

Los productores de energía renovable señalan que el déficit tarifario alcanzó importes muy elevados antes de que las primas a las energías renovables tuvieran una cuantía global apreciable, lo que muestra que su origen no estuvo en dichas primas, sino en la falta de adaptación de la tarifa eléctrica a las subidas en el coste de la generación de energía convencional, muy influido por el precio del petróleo.

Destacan que a principios de la década de los 2000, cuando la demanda eléctrica crecía a un ritmo acumulativo del 4% anual, el objetivo de las autoridades era que la tarifa eléctrica disminuyera todos los años en términos reales, a un ritmo del (IPC-X). esa ambición, basada en la caída de precios que produjo el mecanismo de mercado del pool introducido por la reforma de 1997, quedó frustrada cuando el petróleo y el gas natural se encarecieron. La reticencia de las autoridades a trasladas a la tarifa esa subida de precios en origen produjo en el año 2000 el primer déficit tarifario.

En apoyo de ese argumento constatan una estrecha correlación estadística entre la evolución del precio internacional del petróleo y la cuantía del déficit tarifario.

Así pues, los productores de energías renovables niegan de plano que las primas a las renovables sean la causan principal del déficit. Destacan que las primas a las renovables representan tan sólo un 15% (unos 25 euros/KWh) de la tarifa total.

Señalan, además, que a partir de 2010, al tiempo que se aprobaban medidas de reducción de los ingresos de las energías renovables -así como algunas medidas en contra de los productores tradicionales (como la financiación por las propias compañías eléctricas del “bono social” y de los planes de ahorro y eficiencia energética)-, se han adoptado otras medidas a favor de dichos productores tradicionales -como el aumento de la retribución a las empresas distribuidoras, la no deducción del sobre-coste atribuible a la asignación de derechos de emisión de CO2o el aumento de los pagos por capacidad. El impacto económico que atribuyen a tales medidas es el siguiente:

En términos netos, el conjunto de tales medidas ha entrañado una transferencia de rentas del sector renovable al sector convencional: mientras que se han reducido en 3.813 millones de euros los pagos a las renovables, los productores tradicionales han obtenido unas ventajas netas de 4.949 euros.

Soluciones del déficit tarifario

El debate puso de manifiesto coincidencia en algunas ideas:

- El sistema eléctrico debe verse como una pieza del sistema energético, y no atribuirle la responsabilidad exclusiva del cumplimiento por España de los objetivos medio-ambientales fijados por las normas comunitarias. La política del sector eléctrico debe ser parte del debate sobre el modelo energético en su conjunto.

Desde esa visión integral del sistema energético, tendría sentido la creación de un recargo (?céntimo verde?) en el precio de la gasolina y otros combustibles que contribuya a “socializar” el desarrollo de las energías renovables, aportando, digamos, unos 500 millones de euros anuales para cubrir el actual déficit tarifario.

- El debate público distorsiona, a veces, la trascendencia práctica para los ciudadanos de la tarifa eléctrica: el gasto en electricidad representa para las familias en torno al 2,5% del presupuesto familiar (en promedio, unos 69 euros al mes).

- Sería peligroso para la reputación e imagen exterior de España la adopción de medidas que, sin base jurídica, restrinjan retroactivamente derechos ya reconocidos y atenten contra la seguridad jurídica.

Sin perjuicio de tales coincidencias, las diferencias de opinión sobre el origen del déficit tarifario tuvieron su correspondencia en las medidas propuestas para corregirlo.

El punto de vista de los productores tradicionales.

Los productores tradicionales defienden, por razones de eficiencia en la asignación de recursos, el mantenimiento de la organización general del mercado establecida por la reforma de 1997 (aunque no se opondrían a la vuelta a un “Marco Legal Estable” que garantizara a cada tecnología la recuperación de sus costes totales de producción).

Proponen eliminar el déficit tarifario mediante las siguientes medidas específicas (adicionales a las comunes ya citadas):

- Un incremento de los peajes de acceso (del orden del 10% en el segundo trimestre de 2012 y de un importe similar a principios de 2013).

Como medidas complementarias de esa subida de tarifas defienden:

· Que los peajes tengan carácter progresivo;

· Que el límite de potencia para acogerse a la TUR se rebaje a 3KW (frente a los 10 actuales)

Señalan que, sin una subida de las tarifas de acceso, durante el período de 2012-2015 volverá a generarse un déficit tarifario adicional de unos 23.000 millones de euros.

- Aplicar una moratoria inmediata para instalaciones termo-solares sin acta de puesta en marcha y reducir las primas de las plantas ya en funcionamiento: las tarifas termo-solares están muy por encima del nivel que produciría una “rentabilidad razonable”.

- Aplicar al sector eléctrico el 100% de los ingresos por subastas de CO2

- Rebajar la retribución del servicio de interrumpibilidad de los grandes consumidores industriales de electricidad, equiparándolo al de garantía de potencia de las compañías eléctricas.

En tanto subsista el déficit tarifario, propugnan que no lo financien las compañías eléctricas, sino el ICO o el sistema bancario español. Como mal menor, si tuviera que seguir financiándolo el sector eléctrico, debieran hacerlo el conjunto de empresas generadoras, incluidas las renovables: no parece justo que las eléctricas convencionales tengan que financiar coactivamente un déficit tarifario producido por decisiones de política energética que benefician, en gran medida, a otras empresas.

El punto de vista de los productores de energía renovable.
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Los productores de energías renovables adoptan un punto de vista mucho más crítico con la organización del mercado de electricidad instaurada en 1997.

Denuncian que existen ventajas para las eléctricas tradicionales que sólo responden a la inercia histórica y rechazan la visión de las energías renovables como “las malas de la película”, que, además en el caso de la energía termo-solar “acaba de llegar” y no puede ser responsable de todos los males que se le atribuyen.

Desde su punto de vista:

- La fijación de precios en el mercado mayorista no se ajusta a un modelo plenamente competitivo, especialmente porque:

· En las subastas especiales entre suministradores locales para abastecer zonas geográficas sujetas a restricciones técnicas en la red de suministro (“mercado de restricciones”), el poder de mercado de los oferentes les permite elevar artificialmente los precios;

· En las subastas especiales para fijar el precio de la energía incorporado a la TUR (“subastas CESUR”), el precio resultante supera sistemáticamente -hasta en un 10% – el precio de las subastas ordinarias.

- Las  nuevas tecnologías renovables tienen derecho a un marco legal estable que les garantice una rentabilidad razonable durante el período de maduración de las inversiones (“sus 20 o 25 años”), como en 1987 el Marco Legal Estable previó para las eléctricas tradicionales.

A su juicio, “el modelo energético del siglo XXI debe estar basado en las energías renovables”. Además, la existencia de un mix energético diversificado, con un elevado componente de energías renovables, obedece a un objetivo político de la Unión Europea (Roadmap 2050), de forma que la normativa debe fijar para cada tecnología un precio razonable que permita su desarrollo.

Tales precios deben tener presente la situación en la curva de aprendizaje de cada tecnología -la eólica comenzó, por ejemplo, hace ya 30 años, pero otras son más recientes-, así como las múltiples externalidades positivas de las nuevas energías renovables (independencia energética, ausencia de contaminación, mejora de la balanza de pagos, liderazgo tecnológico internacional, aumento del empleo…). Es tendencioso calificar como “subvención” la diferencia o prima entre ese precio y el del pool: “pagar lo que vale una modalidad de electricidad no es subvención”.

Admiten, no obstante, que la normativa ha utilizado a veces criterios que frenaban la innovación. Así, si se establece un desfase de varios años entre la fecha de pre-inscripción de los proyectos y su efectiva puesta en funcionamiento, resultará inevitable que las tecnologías estén ya obsoletas cuando las instalaciones entren en funcionamiento.

- Las centrales nucleares e hidroeléctricas, que llevan en funcionamiento muchos años, no deben seguir beneficiándose de la diferencia entre el precio fijado en el pool y sus costes marginales, lo que les proporciona unos significativos beneficios extraordinarios o inesperados (windfallprofits). A su juicio:

· Las compañías titulares de instalaciones hidráulicas han venido disfrutando del uso gratuito de un recurso público, como el agua, y obtenido ampliaciones hasta por 75 años de sus concesiones.

· Las inversiones en centrales hidráulicas y nucleares fueron recuperadas por las compañías eléctricas tradicionales mediante los llamados “Costes de Transición a la Competencia” (CTC), de forma que los consumidores no deben seguir pagando unos supuestos costes de amortización de tales centrales nacidos de un mero artificio contable.

Resulta llamativo, señalan, que los defensores de la energía nuclear subrayan su bajo coste de producción cuando critican la moratoria nuclear, pero le atribuyen un coste medio elevado cuando niegan la existencia de windfallprofits.

· Esos beneficios extraordinarios se vieron paradójicamente incrementados a partir de 2009, cuando se dejó de detraer a las centrales nucleares e hidráulicas el impacto alcista sobre el precio del poolde la internalización de los costes de emisión de CO2 por las centrales eléctricas de carbón y ciclos combinados.

Tales beneficios aumentan también cuando se encarece el petróleo y sube el precio del pool, lo que resulta paradójico, pues los defensores de la energía nuclear afirman que las centrales nucleares “nos protegen del encarecimiento del petróleo”.

En la versión extrema de este enfoque, las centrales nucleares e hidráulicas no debieran vender su producción al precio del pool, sino quedar sujetas a unos “contratos por diferencias” que les garantice un precio de venta fijo.

- A juicio de los productores de energía renovable, la atención de los medios de comunicación se ha centrado casi exclusivamente en las primas a las energías renovables, especialmente a la vista de las iniciativas adoptadas para frenar su cuantía total, entre las que destacan:

· Real Decreto-Ley 14/2010, que redujo el número de horas de producción de energía fotovoltaica;

· Real Decreto 1614/2010, que instrumentó el acuerdo alcanzado con los productores de energía eólica y termosolar.

· Real Decreto-Ley 1/2012, que paralizó la instalación de nuevas instalaciones de energía renovable en régimen especial.

Pero ni los medios ni la opinión pública han prestado atención a las medidas adoptadas en beneficio de los productores convencionales, que disfrutan también de costes regulados menos visibles pero significativos.  Además de las posibles distorsiones en el mercado de restricciones técnicas y de la subasta CESUR-, entre tales ventas destacan:

· Los nuevos pagos por capacidad introducidos en 2011, de los que pueden beneficiarse incluso las  centrales hidráulicas;

· El exceso de costes de transición a la competencia (CTC) que ingresaron hasta la desaparición en 2006 de ese concepto. Su liquidación total sigue pendiente;

· El pago, con cargo a la tarifa, del elevado coste financiero que ha tenido la titulización del déficit tarifario por el FADE, muy superior al coste del 2% imputado al déficit tarifario;

· La compensación insular y extra-peninsular satisfecha a los suministradores de electricidad en Baleares y Canarias, calculada en base a metodologías de coste no contrastadas que, especialmente en el caso de las Baleares, no toman en cuenta la conexión eléctrica y por gas que ya existe con las islas.

Conclusiones

A pesar de las diferencias de puntos de vista entre los productores convencionales y los de energías renovables, hubo acuerdo general en que el déficit tarifario ha generado un “boquete financiero” en el peor momento posible, en plena crisis financiera y de dificultades de financiación para España. Si no se ataja se convertirá en una genuina “pirámide financiera” (Ponzischeme).

Aunque no fueron unánimes, predominaron entre los miembros del Consejo Asesor varias ideas:

- Es preciso buscar soluciones de urgencia, sin que España pueda permitirse ambiciosos objetivos medioambientales concebidos en tiempos de abundancia. Se señaló que “España no puede permitirse actualmente pagar 350 euros por MWh para desarrollar ciertas tecnologías cuando el precio del poolestá a 50″.

- Resulta incongruente gravar la tarifa eléctrica con ayudas al carbón nacional, como hizo el Real Decreto 134/2010. Si subsistieran esas ayudas, debieran financiarse por el Presupuesto del Estado.

- Las reformas deben potenciar el juego de las fuerzas de mercado y perfeccionar el modelo introducido en 1997, sin pretender regresar al modelo histórico de “costes reconocidos”.

Notas:

(1) Partiendo del vatio (W), los sucesivos múltiplos, de 1.000 en 1.000, son KW (kilovatio), MW (megavatio) y GW (gigavatio). Así pues, la capacidad instalada puede expresarse como 100.000 MW o 100 GW.

(2) A pesar de lo que puede sugerir su nombre, los “peajes de acceso” no son un tanto alzado fijo independiente del consumo eléctrico, sino un coste que grava cada KWh consumido. Un nombre acaso más esclarecedor para los profanos sería “costes logísticos y regulados”.

(3) El resumen del debate del Consejo Asesor en julio de 2010 sobre este mismo tema puede verse en “Sector eléctrico y déficit tarifario” (2010).

Fuente: http://www.expansion.com/blogs/conthe/2012/03/21/el-deficit-tarifario-causas-y-soluciones.html. Creative Commons (CC)

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El Ministerio de Industria ha pedido al regulador energético español que busque en la ciudadanía propuestas para resolver el déficit tarifario, una brecha insostenible que el sistema eléctrico arrastra desde principios de la década pasada y que amenaza la competitividad de las empresas y las sobrecargadas cuentas públicas.

Aunque la supresión de las primas para nuevas instalaciones de energías renovables aprobada recientemente por el gobierno del Partido Popular conseguirá taponar la herida, la solución definitiva del déficit será compleja y laboriosa.

De hecho, en función del consenso que busque el Gobierno con un sector cada vez más convulso y dividido, la solución al problema podría llevar bastante tiempo.

Mientras los titulares de los medios de comunicación siguen hipnotizados por el déficit público y las fusiones bancarias, el ministro José Manuel Soria se ha ocupado de difundir la seriedad del problema y lanzado a las ondas algunas pistas sobre su solución, que no puede descansar únicamente en los bolsillos de los consumidores de un país con más de 5 millones de desempleados.

“Esto es una medida que forma parte de un paquete más amplio que estamos trabajando junto a las empresas del sector, tampoco es una medida que vaya a atacar a lo que ya está acumulado”, explicó Soria tras el consejo de ministros que aprobó el cerrojazo temporal a nuevas plantas de energía renovable.

La alta dependencia nacional de los hidrocarburos en un mercado de petróleo tensionado por las nubes de guerra en el golfo Pérsico, la búsqueda del mix energético más adecuado en tiempos de crisis, la escasa interconexión con los países vecinos y la conciliación de las distintas fuerzas del sector son sólo algunos de los desafíos que debe abordar Industria y todos ellos gravitan alrededor del mismo núcleo: el creciente déficit de la tarifa eléctrica.

- Para ver un gráfico con la evolución en bolsa de las empresas eléctricas que cotizan en España respecto al índice Ibex-35, haga clic en: http://r.reuters.com/qyj56s

LA PATATA MÁS CALIENTE

El déficit tarifario – reconocido por el Estado como deuda de los consumidores con las eléctricas – acumulaba a 2011 la cifra de 24.000 millones de euros y constituye un problema cuasi estructural que no ha sido gestionado contundentemente por los sucesivos gobiernos, siempre temerosos de recortarlo mediante fuertes subidas en la factura eléctrica por sus implicaciones electorales.

De esa astronómica suma, unos 8.056,9 millones ya se han recuperado vía tarifa, unos 6.650 se titulizaron antes de la crisis financiera de 2008 y alrededor de 10.600 millones se han titulizado a través del FADE. Este vehículo emisor creado por el anterior Gobierno socialista tiene actualmente cedidos derechos de cobro por 13.500 millones, siendo susceptibles de cesión otros 10.313 millones, según fijó recientemente Industria.

En principio, las intenciones del actual Ejecutivo son las de mantener vivo este fondo de titulización, aunque no a cualquier precio, e incluso algunos analistas se muestran escépticos sobre la continuidad de un programa que incrementa la deuda pública.

Estos apuestan en cambio por una solución global al problema del déficit, cuyo agujero se sigue ensanchando, de acuerdo con cálculos del propio Gobierno, a razón de 4.000-5.000 millones de euros por año.

A continuación se detallan las posibles fórmulas por las que se podría decantar el Gobierno en su estrategia contra el déficit de tarifa.

QUITA EN LA DEUDA

Una de las fórmulas mencionadas en la prensa y las casas de análisis es que los acreedores del déficit, las eléctricas, asuman un descuento en el volumen de deuda pendiente, algo de para estas empresas está fuera de toda discusión.

Esta opción es para algunos analistas poco probable porque las compañías opondrían una fuerte resistencia y podría derivar en procesos judiciales.

“En un escenario pesimista, las ‘utilities’ podrían ser forzadas a compartir parte de la carga del déficit, aunque esta probabilidad es baja porque los distintos gobiernos han fracasado en este sentido ya que los cambios irían contra los decretos vigentes”, dijo el broker estadounidense West LB en un informe publicado el mes pasado.

Sin embargo, otros opinan que todas las partes involucradas tendrán que arrimar el hombro.

“Todo parece indicar que la prioridad es el consumidor y limitar las subidas de tarifa en un futuro, lo que implica que los recortes vengan fundamentalmente por el lado del sector”, dijo un analista de un banco que prefirió mantener el anonimato.

Con todo, el que la moratoria temporal a las energías renovables fuese aprobada sin acuerdo y por sorpresa puede ser indicativo del peso específico de la industria eléctrica tradicional, cuyos grupos de presión son más influyentes que los de la energía verde, que a su vez encuentran más respaldo entre los ciudadanos.

LA VÍA FISCAL

Una alternativa calificada como probable por los expertos y que también exigiría un esfuerzo de las eléctricas pasaría por introducir impuestos a la energía cuya producción resulta más barata.

“Las eléctricas también tendrán que hacer sacrificios para poder tener controlado el déficit de tarifa y en nuestra opinión el debate en los próximos meses estará más centrado en el ‘cuánto’”, dijo recientemente JP Morgan en una nota para clientes.

Según una fuente conocedora de las reflexiones del ministro Soria, éste sería proclive a aplicar una tasa sobre la producción hidroeléctrica y nuclear como una de las vías para que las eléctricas asuman una parte del ajuste necesario.

Los “lobbies” de energías renovables llevan tiempo pidiendo una medida semejante porque consideran que estas centrales disfrutan de los denominados “windfall profits” o “beneficios sobrevenidos”, al entender que ya están plenamente amortizadas y obtienen mejores márgenes en la venta de electricidad a costes mucho más bajos.

En un extenso y reciente informe sobre el déficit de tarifa español, el broker australiano Macquarie juzgaba probable que el Gobierno tome medidas agresivas como la de introducir una tasa de 15 euros por megavatio a la generación hidráulica y nuclear con la que recaudaría 1.335 millones de euros anuales.

“Incluso si solo se gravase a la nuclear a cambio de prórrogas en la vida de sus centrales, podrían recaudarse cerca de 900 millones de euros”, apuntaba Macquarie.

Con el fin de que una tasa así no sea demasiado gravosa para las eléctricas, varios expertos proponen que se financie con los recursos que estas centrales obtengan en futuras subastas de CO2.

Aunque los expertos la ven menos probable, otra medida fiscal para recortar el déficit sería imponer un impuesto a los productos refinados del petróleo, lo que comúnmente se conoce como “céntimo verde”.

Esta fórmula figuraría entre las propuestas que las eléctricas han hecho llegar a la CNE, dijo a Reuters una fuente del sector y no ha sido descartada por el Ministerio de Industria, según la prensa.

Con todo, una iniciativa así no sería muy plausible porque encarecería todavía más los precios de la gasolina y el petróleo, que ya están en máximos históricos, y podría enfriar todavía más una economía española en las puertas de otra recesión.

SUBIR LA FACTURA DE LA LUZ

Inevitablemente el consumidor tendrá que absorber parte del déficit de tarifa embalsado y aquí la opción más factible es que el Gobierno aplique una subida en la parte regulada del recibo, los denominados peajes, que engloban el transporte y la distribución eléctrica además de otra serie de conceptos como las subvenciones a la energía de fuentes renovables, los pagos por capacidad y las ayudas al carbón nacional, más caro y de peor calidad, pero que el nuevo Gobierno también apoya con el mismo argumento de la seguridad de suministro.

“No hay más remedio, en cualquiera de las fórmulas que puedan manejar, que subir de manera relevante las tarifas de acceso”, afirma Juan Luis López Cardenete, profesor del IESE especializado en cuestiones energéticas.

En un informe para clientes publicado el mes pasado, analistas de N+1 señalaban que subiendo un 25 por ciento las tarifas de acceso en 2013-2015 y reduciendo un 10-15 por ciento los costes regulados, el déficit de tarifa quedaría completamente eliminado en 2015.

DEMANDA, DÉFICIT Y PETRÓLEO PODRÍA ACELERAR PROCESO

Cuestiones propias del sistema eléctrico como la demanda, que bajó un 1,2 por ciento desestacionalizado en 2011, o la subida del precio del petróleo y el gas, que hace subir los costes eléctricos, podrían agilizar eventuales medidas contra el déficit tarifario ya que un menor consumo o un mayor coste por la importación de hidrocarburos causarían un incremento del mismo.

“El déficit para este año se estima en el entorno de los 4.800 millones de euros. Pero ese cálculo se hace asumiendo un alza del 1,5 por ciento en el consumo eléctrico. Si, por contra, el consumo se comporta como apuntan los datos de los últimos meses de 2011 y los primeros de 2012 y cae, por ejemplo, un 2 por ciento en 2012, el déficit de tarifa eléctrico podría irse a los 5.200 millones de euros”, dijo Cardenete, que explicó que los costes del sistema son prácticamente fijos pero que los ingresos, en cambio, son variables.

Otro factor de presión vendría por el lado macroeconómico y los compromisos de austeridad del Gobierno español, inasumibles a día de hoy con la economía a punto de entrar en recesión y que previsiblemente serán revisados con Bruselas.

ENCRUCIJADA SALOMÓNICA

El ahorro estimado para las arcas públicas con el parón a las energías renovables, estimado por algunos analistas en unos 160 millones de euros, empequeñece bajo las primas que recibirán estas y otras energías de régimen especial en 2012, más de 7.200 millones de euros, y evidencia la necesidad de medidas adicionales para atajar el problema.

La tarea del Gobierno será que estas medidas resulten lo más ecunimes posibles y que se circunscriban en sus políticas económicas de empleo, inversión empresarial y déficit fiscal.

En un país con la tasa de paro más alta de la zona euro, los “lobbies” de energías renovables aseguran que la moratoria podría destruir decenas de miles de empleos de trabajo directos. Sólo la energía eólica, la más desarrollada en España, da trabajo a más de 30.000 personas.

Contra este y otros argumentos verdes, Industria se escuda en que la capacidad de producción eléctrica, de más de 100.000 MW, duplica holgadamente la demanda, y en que vamos adelantados en los cupos de renovables de la UE, con lo que no ve preciso seguir aumentado la potencia de energías primadas en el actual contexto de crisis.

Una fórmula que requiera importantes contribuciones de la eléctricas podría deteriorar sus balances, dividendos y calificaciones de crédito, complicando la renegociación de sus deudas y manteniendo lejos a los inversores.

La incertidumbre regulatoria está pesando en la cotización de las eléctricas españolas, que en el último año han sufrido las consecuencias de la falta de apetito inversor por sus títulos.

Endesa cayó un 17,85 por ciento en 2011, Iberdrola se dejó un 16 por ciento y Gas Natural – muy castigada en 2010 por su litigio ya resuelto con la pública argelina Sonatrach – repuntó un 15,45 por ciento en el año.

Si en cambio el peso del déficit recae excesivamente sobre las familias, las variables económicas se verían afectadas como consecuencia de un menor consumo por la menor renta disponible.

/Por Jose Elías Rodríguez y Andrés González/

(Reuters)

Fuente: http://noticias.lainformacion.com/economia-negocios-y-finanzas/mercados-de-deuda/analisis-espana-se-enfrenta-a-un-desafio-energetico-cronico_JdNlaGPNfdVaYM77ptvaO1/. Creative Commons (CC)

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El decreto contempla el desarrollo de la figura del gestor de carga, que permitirá vender electricidad para la recarga de vehículos eléctricos. Esta acción está destinada a impulsar la instalación de puntos de recarga en espacios públicos como aparcamientos o centros comerciales. Una medida clave es la llamada tarifa de acceso, que, con el nombre de supervalle, permitirá cargar el vehículo eléctrico en horario nocturno, entre las 01:00 y las 07:00 horas, a menor precio, caundo los parques eólicos generan eléctricidad y la demanda es baja.

Dicha subvención equivale hasta un 25% del precio de venta antes de impuestos, con un máximo de 6.000 euros por vehículo, incluyendo baterías, tanto para los usuarios particulares como para flotas privadas. También se subvencionará hasta el 25% del precio bruto de adquisición de otros vehículos eléctricos como autobuses, autocares o furgones, con un máximo de 15.000 o 30.000 euros, en función del tipo de automóvil y de su autonomía. La gestión de las ayudas se tramitará a través de una entidad colaboradora del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Su elección se establecerá mediante un concurso.

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La Comisión Europea ha vuelto a dejar pasar otra oportunidad para hacer obligatorio su objetivo de mejorar la eficiencia energética en un 20% para 2020, aunque propuso medidas alternativas para potenciar el ahorro y aceptó revisar la situación en el plazo de dos años.

El comisario europeo de Energía, el alemán Günther Oettinger, reticente a adquirir nuevas metas vinculantes por el impacto que tienen en la industria, acudió a Estrasburgo (Francia) para presentar su ‘plan de eficiencia energética 2011′.

Este nuevo marco propone medidas obligatorias para los próximos años, como que la tasa de renovación de edificios públicos alcance el 3% anual.

No se forzará a los gobiernos

Bruselas reconoce que de los tres objetivos adquiridos por la UE en 2008 con la aprobación del llamado “paquete de energía y clima” -20% de reducción de emisiones, 20% de renovables y 20% de ahorro energético, todo ello para 2020- sólo van camino de cumplirse los dos primeros, que tienen carácter obligatorio.

La meta de eficiencia energética, que se fijó como umbral voluntario al que debían acercarse los países, sólo llegará al 10% si se cumplen los pronósticos de la propia Comisión.

Sin embargo, Oettinger considera que no ha llegado el momento de forzar a los gobiernos nacionales y defiende que resulta más conveniente esperar a 2013 para ver cómo evoluciona la situación y tomar una decisión al respecto entonces.

El sector público debe ‘predicar con el ejemplo’

Sí se muestra partidario de “acciones coordinadas de eficiencia energética” para poder lograr el objetivo comunitario para 2020 y avanzar hacia una economía baja en el uso de carbono en 2050.

La Comisión quiere dirigir la atención en especial hacia el sector público que a su entender debe “predicar con el ejemplo” y remodelar para hacer más eficiente al menos el 3 % de sus edificios al año, en vista de que el 12 % de los edificios existentes son de propiedad estatal o dedicados a funciones públicas.

También pide a los Veintisiete que tengan en cuenta los criterios de “sostenibilidad medioambiental” cuando firmen contratos públicos y tomen decisiones relativas a la iluminación de calles, así como que intenten hacerse con las tecnologías más eficientes.

Al sector privado, la CE le solicita una producción eficiente de electricidad y calefacción.

Consciente de las dificultades que encuentran las pymes para acogerse a las mejores tecnologías existentes, Bruselas sugiere que los gobiernos faciliten apoyo financiero para este fin a los pequeños negocios.

La UE ofrece en la actualidad financiación a través de la política de cohesión, entre otros instrumentos, pero se compromete a examinar nuevas vías para costear parte de los costes.

Para ayudar a los consumidores a controlar mejor su gasto energético, la CE defiende poner a su disposición más información y “medidores inteligentes” de su consumo.

Según el Ejecutivo de la Unión, las medidas propuestas hoy supondrán un ahorro de hasta mil euros anuales por hogar y tienen potencial para crear dos millones de empleos.

La Comisión señala, por otro lado, al transporte -responsable del 32 % del consumo final de energía- como uno de los sectores clave para articular el ahorro energético en la UE y afirma que propondrá una estrategia e iniciativas concretas para reducir el consumo energético y hacerlo más limpio.

Bruselas tiene previsto presentar nuevas medidas durante este año y el año que viene y hacer una revisión de la situación de cara al Consejo Europeo de primavera en 2012 para proponer, si lo considera necesario, una meta vinculante en materia de ahorro energético.

La UE penalizará a las eléctricas por el despilfarro de sus clientes

El plan incluye medidas de eficiencia energética que “transformarán la vida diaria” del continente europeo, proclama el borrador del proyecto de la Comisión Europea al que ha tenido acceso CincoDías. Entre las más novedosas figura la de responsabilizar a los suministradores y distribuidores de energía de la calidad del consumo de sus clientes.

Bruselas pretende imponer a cada compañía un objetivo de ahorro energético que deberán lograr a través de mejoras en la eficiencia energética de los consumidores y en su propia cadena de generación y transporte.

Las empresas que no lo logren se verán penalizadas con la obligación de comprar a otros operadores la diferencia entre el ahorro conseguido y el objetivo marcado, como ocurre ahora con los derechos de emisiones de CO2.

“Las obligaciones de ahorro energético estimulan a los suministradores a cambiar su modelo de negocio”, justifica la medida el proyecto comunitario. Bruselas desea que el sector deje de ser un mero comercializador minorista para transformarse en un verdadero gestor de servicios energéticos.

El organismo presidido por José Manuel Barroso calcula que esa modernización generará hasta 2020 un ahorro energético equivalente a 100 millones de toneladas de petróleo.

Como prueba de ese cálculo, Bruselas invoca la experiencia de países como Reino Unido, Italia o Dinamarca, donde ya se han impuesto objetivos vinculantes de ahorro a eléctricas y gasísticas. En algunos de esos países, según la CE, se han conseguido ahorros de energía de hasta el 6%.

Auditorías obligatorias

La propuesta de la Comisión prevé que los objetivos de ahorro de cada compañía energética se fijen a nivel nacional “en función de las circunstancias” de cada mercado.

Pero la eficiencia en el consumo no será la única exigencia a las compañías energéticas. La CE también estudia la posibilidad de obligar a las compañías a incorporar la tecnología más avanzada posible desde el punto de vista de la eficiencia cada vez que introduzcan nueva capacidad de generación.

Otros sectores tampoco escaparán a las demandas del plan. Bruselas propone que se obligue a las grandes empresas a realizar auditorías periódicas sobre su consumo energético. En este caso, la CE prefiere apostar por los incentivos, y se muestra dispuesta a que los Estados subsidien la implantación en las empresas de una gestión adecuado de su consumo.

La Comisión de Barroso también se muestra tolerante con las industrias que dependen de un uso intensivo de energía, a las que ofrece la posibilidad de acuerdos voluntarios sobre la mejora de su eficiencia. La CE aclara, no obstante, que deberán basarse en “objetivos claros” y contar con mecanismos fiables de verificación.

En el caso de las pequeñas y medianas empresas, por último, la CE considera que afrontan mayores dificultades para invertir en tecnologías eficientes. Y anima a los Estados a ofrecerles incentivos fiscales o financiación para mejorar su rendimiento energético.

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Sebastián aseguró que un incremento del 9,8% de media es “irrepetible e implanteable” y que desde el Ejecutivo esperan no “hacer mas subidas de la luz” aunque recordó que el coste de la energía no depende del Gobierno.

Un incremento del 9,8% es “irrepetible e implanteable” En cuanto al problema del déficit tarifario, la diferencia que se produce cuando los ingresos vía recibo de la luz son insuficientes para cubrir los costes del sistema, Sebastián afirmó que “los consumidores ya han cumplido y han hecho sacrificios” y que “ahora es el turno de las eléctricas y de las fotovoltaicas”.
El déficit energético desequilibra la balanza

El titular de Industria apuntó que España es un país “que consume energía en exceso” y que desde el Gobierno se insistirá en las políticas de ahorro y eficiencia, al tiempo que explicó que sin el problema del déficit energético, que suma ya más de 20.000 millones de euros, España tendría una balanza comercial “prácticamente equilibrada”.

El pasado 11 de enero, el Tesoro, a través del Fondo de Amortización del Déficit Eléctrico (FADE), creado para sacar al mercado los derechos de cobro del déficit tarifario, colocó 2.000 millones en su primera emisión.

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Se trata de todo un clásico de nuestro sector pero que ha supuesto la base reguladora de fomento a las renovables y energías de régimen especial

REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

La sociedad española actual, en el contexto de la reducción de la dependencia energética exterior, de un
mejor aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles y de una mayor sensibilización ambiental, demanda cada vez más la utilización de las energías renovables y la eficiencia en la generación de electricidad, como principios básicos para conseguir un desarrollo sostenible desde un punto de vista económico, social y ambiental.

Acceso a la norma: LINK

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Key World Energy Statistics 2010: Las estadísticas de la AIE, contiene datos actualizados, expresados de manera muy clara. Suministro, transformación y consumo de todas las fuentes de energía.

Acceda aqui al documento

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Acceso a Programa “Energía Inteligente – Europa”, 2007-2013

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• Aumento de la eficiencia energética (EE) en uso final de la energía (Equipos, Edificios y Servicios)
• Sector de la transformación de la energía
• Reducción del consumo energético en el transporte
• Fomento de las medidas a través de la financiación (para PYMES y ESE’s) creación de asociaciones públicoprivadas y preparación de un libro verde sobre fiscalidad
• Campañas de concienciación ciudadana
• Difusión de los avances en materia de EE a nivel internacional

acceso a plan de accion sobre ee 2007-2012

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Libro Verde Estrategia Europea para una Estrategia sostenible 8-3-2006

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La Directiva se refiere al sector residencial y al sector terciario (oficinas, edificios públicos, etc.) y se articula en torno a los siguientes elementos:

• Una metodología común de cálculo del rendimiento energético integrado de los edificios
• Las normas mínimas relativas al rendimiento energético de los edificios nuevos y de los ya existentes cuando se proceda a una reforma importante de los mismos
• Sistema de certificación de edificios nuevos y existentes y exhibición de certificados y otras informaciones
  pertinentes en edificios públicos. Los certificados deberían datar de menos de cinco años
• Control regular de las calderas y de los sistemas centrales de climatización en los edificios y evaluación de las instalaciones de calefacción cuyas calderas tengan más de 15 años

Acceso a Directiva 2002 91 CE EE en edificios

DIRECTIVA 2004/8/CE RELATIVA AL “FOMENTO DE LA COGENERACIÓN”

El objetivo de la Directiva es establecer un marco común transparente para fomentar y facilitar la instalación de centrales de cogeneración en los lugares donde existe o se prevé una demanda de calor útil. Este objetivo general se desdobla en dos aspectos específicos:

• A corto plazo, la Directiva debería consolidar las instalaciones de cogeneración existentes y fomentar nuevas centrales
• A medio y largo plazo, la Directiva debería crear el marco necesario para que la cogeneración de alto rendimiento destinada a reducir las emisiones de CO2 y otras sustancias contribuya al desarrollo sostenible.

La Comisión ha establecido valores de referencia de la eficiencia armonizados para la producción por separado de electricidad y calor que se revisarán cada cuatro años, a fin de tener en cuenta la evolución tecnológica y los cambios surgidos en la distribución de las fuentes de energía.

Acceso a Directiva 2004 8 CE cogeneración<

DIRECTIVA 2005/32/CE SOBRE EL DISEÑO ECOLÓGICO DE LOSPRODUCTOS QUE UTILIZAN ENERGÍA

Establece un marco para la fijación de los requisitos de diseño ecológico aplicables a los productos que utilizan energía, con el fin de garantizar la libre circulación en el mercado interior de dichos productos. La Directiva marco se aplica a todo producto que utilice energía para su funcionamiento y esté comercializado. Existe otra serie de directivas europeas relacionadas con ésta:

• Etiquetado de aparatos electrodomésticos: Directiva 92/75/CE
• Programa ENERGY STAR para el etiquetado de equipos ofimáticos: Decisión 2006/1005/CE
• Sobre la eficiencia de los balastos de lámparas fluorescentes: Directiva 2000/55/CE
• Requisitos de rendimiento energético sobre aparatos refrigeradores de uso doméstico: Directiva 96/57/CE
• Rendimientos de nuevas calderas de agua caliente: Directiva 92/42/CEE

Acceso a Directiva 2005 32 CE diseño ecológico

DIRECTIVA 2006/32/CE SOBRE LA “EFICIENCIA DEL USO FINAL DE LA ENERGÍA Y SERVICIOS ENERGÉTICOS”

La finalidad de esta Directiva es fomentar el uso final rentable y eficiente de la energía.
Los Estados miembros deben fijar y cumplir un objetivo orientativo – no vinculante – de ahorro de energía de un 9%, de aquí al año 2016, en el contexto de un Plan –Nacional de Acción para la Eficiencia Energética (PNAEE). Cada estado miembro fijará su propio objetivo de reducción del consumo a partir del tercer año de la publicación.
Los Estados miembros deben velar por que el sector público adopte medidas para mejorar la eficiencia energética, informar a los ciudadanos y a las empresas sobre las medidas aplicadas y fomentar el intercambio de buenas prácticas.
En general, ofrece un marco que permite incentivar la EE a través del fomento de la demanda de la Empresas de Servicios Energéticos (ESE’s), la realización de auditoria energéticas, mejora de los parámetros de medición del consumo y el fomento de tecnología eficientes.

Acceso a Directiva 2006 32 CE sobre la eficiencia del uso final energia

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La iniciativa contempla partidas de gasto en proyectos de eficiencia energética, reducción de emisiones de carbono, vehículos eléctricos y energías renovables.

Las primeras acciones provendrán de la financiación para la impulsión de medidas de eficiencia, tales como inversiones en mejora de los edificios federales. Basado en el impacto de los gastos anteriores, las medidas deben producir un ahorro acumulado de 200 millones de toneladas de dióxido de carbono, según la “Alianza para el Ahorro de Energía”, un lobby con sede en Washington DC.

Las emisiones totales han aumentado un promedio de 70 millones de toneladas por año durante los últimos 15 años.

Otros elementos dento de la ley de estimulo ecnómico, permitirá ahorrar aún más las emisiones. Los vehículos híbridos, por ejemplo, disfrutarán de una reducción de impuestos $ 7.500 directa a los compradores de estos vehículos enchufables. La financiación pondrá alrededor de 270.000 vehículos híbridos enchufables en la carretera, en 10 años, que podrían ahorrar otros 10 millones de toneladas de dióxido de carbono en su vida útil, dice Simon Mui de Natural Resources Defense Council de San Francisco.

Por otro lado algo más de $ 25 millones debe llegar a las empresas esperan para obtener energía limpia, esta capacidad de energía eólica adicional, podría reducir las emisiones por 25 millones de toneladas al año, según la American Wind Energy Association, en Washington DC.

“Es como ir a un banquete con hambre “, dice George Sterzinger de “Renewable Energy Policy Project” (think tank con sede en Washington DC).

La energía limpia está en marcha…

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En la situación actual, Europa sigue derrochando al menos la quinta parte su energía, y esto es a pesar de que como se ha demostrado, el ahorro de energía es, con gran diferencia, la manera más eficaz para mejorar la seguridad de suministro y reducir las emisiones de dióxido de carbono (CO2), de forma simultánea.

El ahorro de energía también ayuda a fomentar la competitividad económica y estimulo del desarrollo y liderazgo de los mercados dependientes de una energía eficiente para un uso eficaz de las tecnologías de fabricación de productos.

Los diferentes Gobiernos, han subrayado la necesidad de apostar por la eficiencia energética, y la UE intensifica sus esfuerzos a través de la Comisión Europea presentado en octubre de 2006 un Plan de Eficiencia Energética. El plan de acción describe un marco de políticas y medidas destinadas a medir el potencial de ahorro estimado en más del 20% del consumo anual de la UE en energía primaria a partir del año 2020, en comparación con la situación actual o business-as-usual (BAU) escenario.

El plan también busca reforzar la posición de Europa como líder mundial en eficiencia energética. Se pretende transformar el mercado energético de la UE a fin de ofrecer a sus ciudadanos: la energía más eficiente posible en: infraestructura, edificios, aparatos, y los medios de transporte.

Asistimos al inicio de un cambio de paradigma de tal forma que cambie el modo en que los europeos utilicen menos energía mientras disfrutan de la misma calidad de vida.

Los fabricantes tendrán que ser incentivados a desarrollar tecnologías y productos eficientes, y que los consumidores perciban esos incentivos (tanto de manera positiva como negativa) y compren esos productos y los utilicen de forma racional.

“Los europeos necesitan de ahorrar energía y eliminar emisiones al menos en el 20% de la energía que utilizan”. Con dicho ahorro de energía, Europa ayudará a hacer frente al cambio climático y su dependencia de los combustibles fósiles combustibles importados de fuera de las fronteras de la Unión” dijo Andris Piebalgs, Comisario de Energía de la UE.

«La Eficiencia Energética es crucial para Europa: si actuamos ahora, el coste directo de nuestro consumo energético podría reducirse en más de 100 millardos de euros cada año a partir del 2020; unos 780 millones de toneladas de CO2 al año también se evitarian”, señaló el Comisario.

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