La demanda eléctrica es una variable representativa de la situación económica de un país. La crisis del 2008 supuso un descenso de la demanda de casi el 5%, que acostumbrados a crecimientos anteriores del orden del 5%, conllevaba un salto de casi el 10%, para finalmente volver a llegar a crecimientos moderados positivos a partir de 2016. Este receso supuso que estemos en 2018 en valores de demanda que teníamos en 2006.
La capacidad de generación, representada por el mix energético de las distintas tecnologías, refleja la política energética adoptada en cada momento para abastecer la demanda. La aplicación a partir de enero de 1953 de las Tarifas Tope Unificadas incentivó el ritmo de construcción de nuevas centrales. Se apostó por la autarquía (años 50 y 60) con centrales hidráulicas y de carbón. Se construyeron centrales de fuel en los 60 (con el petróleo a menos de dos dólares por barril) que hoy ya están desmontadas, y centrales nucleares y de carbón en los 70 y 80. Y se empezó a hacer eólicas y ciclos combinados de gas a partir de 2000.
Actualmente, la seguridad de suministro es muy buena, con un mix equilibrado y una amplia presencia de renovables (40%) y tecnologías no emisoras de CO2 (62%). El índice de cobertura (relación entre la potencia firme disponible y la potencia punta del sistema) creció después de la crisis y aunque todavía tiene amplio margen respecto al valor señalado como deseable (1,1) ya ha cambiado la tendencia.
La salida previsible del carbón y las nucleares se irá sustituyendo por eólica y fotovoltaica, por lo que se irá restando potencia firme al sistema. Actualmente, el 40% de la potencia instalada y de la demanda es difícilmente gestionable y este porcentaje se irá incrementando en el futuro.
Cambio de modelo. A lo largo del siglo XX, los sectores eléctricos se desarrollaron en prácticamente todos los países a través de empresas integradas verticalmente. Las tres actividades esenciales del sector: generación de la electricidad, transporte y distribución de la misma y, finalmente, venta al cliente final (Comercialización) se realizaban dentro de una misma empresa.
El modelo descansaba sobre dos pilares fundamentales: la compañía eléctrica "disfrutaba" de un monopolio para la venta de sus productos sobre un área determinada (usualmente la zona de distribución de la compañía) y, a cambio, el precio de venta lo fijaba un organismo regulador, normalmente ligado al gobierno, que, al menos en principio, debía cubrir los costes "razonables" del servicio.
Este sistema permitía al gobierno una doble intervención: las inversiones en generación eran negociadas entre la empresa y el gobierno que podía así fijar determinados criterios en el uso de las fuentes de energía, y la fijación "política" del precio de venta de la electricidad permitía al ejecutivo establecer criterios de "protección industrial" u otros a la hora de establecer el precio final de la electricidad para cada categoría de usuarios.
Sin embargo, a mediados de los 80, empezaron a levantarse voces pidiendo un cambio profundo del modelo. Tras las dos crisis energéticas de los 70, se produjo un creciente consenso en que el mercado asignaba mejor los recursos.
El gobierno de España firma en 1996 un protocolo eléctrico para acordar con las compañías las reglas de transición desde el Marco Legal Estable hasta un sistema liberalizado. En 1997 se aprueba la ley Eléctrica y el 1 de enero de 1998 entra en funcionamiento el mercado mayorista de electricidad (pool) y se pasa de un modelo de costes (basado en integración vertical de actividades, obligación de servir en un área exclusiva, tarifas basadas en costes reales o estándares que deberían permitir la recuperación de las inversiones "razonables", y planificación centralizada de la nueva generación) a un modelo liberalizado con separación de actividades, liberalización de la generación y de la comercialización a cliente final, transporte y distribución como actividades reguladas, libre acceso de terceros a la red (ATR) con precio regulado por el uso de las mismas, libertad de entrada a nuevos agentes en generación y comercialización, y precios libres en estas actividades. La recuperación de las inversiones de generación ya no está asegurada y, con precios libres, ya no podrán establecerse tarifas con objetivos de política industrial.
En España el mercado de generación se ha desarrollado en torno a un mercado "spot", "pool", de electricidad. Todos los días, los generadores ofertan para la jornada siguiente la electricidad que pueden producir en sus centrales (ofertas de venta). Las ofertas se hacen en bloques horarios y por centrales. Los comercializadores presentan sus ofertas de compra, también horarias, para ese día siguiente.
El operador de mercado enfrenta las ofertas de compra y venta de cada hora produciendo los precios horarios para el día siguiente y determinando las centrales que funcionarán: las que han presentado ofertas más baratas, hasta la última necesaria para cubrir la demanda de esa hora. El precio ofertado por la unidad marginal es el precio de la energía de esa hora. El "pool", con algunas ventajas operativas, ha funcionado satisfactoriamente desde 1998, pero debe ser complementado con otro tipo de mercado (de potencia y a más largo plazo).
Análisis económico. Las fortalezas del sector eléctrico ( seguridad de suministro, sostenibilidad...) presentan una debilidad que es el precio de la electricidad. España pasó de tener unos precios de energía eléctrica de los más económicos de la UE a situarse entre los más caros, especialmente para el cliente doméstico. Para el cliente industrial el precio es un poco más competitivo, y por debajo de la media europea.
Los precios del mercado ibérico ("pool") en 2017 y 2018 estuvieron en la parte alta, debido a la baja hidraulicidad y al mayor precio de los combustibles (especialmente del CO2) respectivamente. Pero este no es el principal problema.
Los costes del sistema eléctrico suponen en torno a 44.000 millones de euros, de los que un 41% son fijos, independientes de la energía consumida. Los impuestos y costes de política energética suponen un 46% del precio final de la factura eléctrica. Por el contrario, los ingresos variables del sistema eléctrico son un 49%, muy por encima del 30% de los fijos.
Algunas medidas posibles que se podría adaptar para abaratar el precio final de la electricidad, especialmente en los clientes industriales y así evitar el riesgo de deslocalización son: supresión del impuesto al valor de la producción de la electricidad; desarrollo adecuado de las metodologías de peajes y cargos; ayudas comunitarias relacionadas con el CO2 y renovables
La empresa eléctrica del futuro. La Unión Europea (UE) ha definido objetivos para 2020 y 2030. En 2050 el objetivo es alcanzar la reducción de al menos un 80% de nuestras emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), en coherencia con la UE, además de alcanzar un sistema eléctrico 100% renovable en 2050.
La UE avanza adecuadamente en sus objetivos hasta 2020, pero deberá diseñar nuevas políticas y medidas para alcanzar los de 2030: se superará el objetivo global de reducción de emisiones en 2020, con una reducción del 25% (-23% en 2016), aunque hay estados miembros importantes que probablemente no conseguirán su objetivo; también se alcanzará el objetivo renovable (en 2016, el 17% de la energía final fue renovable); el objetivo indicativo del 20% de reducción del consumo parece que no se alcanzará (-10% en 2016).
La disminución de emisiones para España en 2030 y hasta 2050 se presenta como un gran desafío. La UE presenta una senda decreciente de emisiones, mientras que España fue en aumento hasta 2008, donde se invirtió la tendencia. Para lograr los objetivos fijados se necesita un sector eléctrico descarbonizado y una reducción de emisiones en otros sectores. El sector eléctrico es el que más ha contribuido a reducir emisiones, pero necesita el esfuerzo de otros sectores difusos, como el transporte o la edificación.
El borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, recientemente presentado, establece para 2030 un mix eléctrico, en el que se pasa de 23 a 50 gigavatios de potencia eólica y de 7 a 44 gigavatios de solar. En 2050 se estima que se necesitará una potencia firme de respaldo del orden de 70 gigavatios, para lo que se confía en tecnologías que aún no están maduras, como las baterías.
Habrá cambios estructurales, con mayor presencia de generación distribuida, autoconsumo con renovables y almacenamiento: aumento de la instalación y la operación de sistemas de generación distribuida, incluida la solar fotovoltaica y las micro-cogeneraciones, que permita al consumidor ser productor; adopción de vehículos eléctricos y desarrollo de la infraestructura de carga; instalación y operación de baterías para el almacenamiento de electricidad a nivel de distribución local; oferta de nuevos productos y servicios destinados a promover el aumento de la eficiencia energética y la comodidad de los clientes; aprovechamiento de los recursos locales para gestionar la carga en la red, gestión de la demanda que permita optimizar los flujos energéticos y captar oportunidades de arbitraje de precio, y redes inteligentes que permiten monitorizar los flujos de electricidad y ajustar los desvíos entre la oferta y la demanda.
El Real Instituto de Estudios Asturianos (RIDEA) inicia mañana, jueves, el ciclo de coloquios titulado "Perspectivas de la industria asturiana III", con las intervenciones de dos representantes del sector eléctrico: Javier Sáenz de Jubera, consejero director general de EDP España, y Juan Díaz Díaz, director general de Electra Norte. Camino de ese encuentro, Sáenz de Jubera reflexiona en este artículo sobre los cambios que el sistema eléctrico ha experimentado en las últimas décadas y los desafíos que tiene por delante, en particular el proceso de descarbonización. Los coloquios, coordinados por los catedráticos Mario Díaz y Tomás Emilio Díaz, se celebrarán entre marzo y mayo. Ante cada cita, los ponentes expondrán sus opiniones en LA NUEVA ESPAÑA.
