(Continúo en este post con mis Comentarios -a partir de su reseña- al Congreso sobre La Energía que se celebró en Sevilla los días 14 y 15 de noviembre de 2013)

En su rápido repaso hacia las distintas opciones energéticas, se refirió el ministro Soria también al autoconsumo, al que indicó merecedor de un «apoyo total, aunque quien decida engancharse a la red debe pagar la financiación de las infraestructuras, para que no se convierta en un free rider».

Con tantas opciones excedentarias de suministro de energía para la producción eléctrica, la cuestión de la gestión de la demanda eléctrica es un elemento crucial, cuyo análisis abordó en una ponencia de este Congreso, Alberto Carbajo, hasta hace un año Director de Operaciones de la REE y hoy consultor independiente.

Como algún otro ponente, no descuidó en su intervención la cuestión global, con más de 1.400 millones de personas en la actualidad, sin acceso a la electricidad en el mundo. «La energía es una fuente de incertidumbres», y el «modelo energético global está en crisis», siendo necesario en España realizar la planificación desde una perspectiva propia de un modelo de transición.

En un país que, respecto a otros de la Unión Europea, «presenta un peor comportamiento de la intensidad energética, una mayor dependencia exterior, un crecimiento en las emisiones con efecto invernadero más altas, una delicada situación económico-financiera y un empeoramiento de la competitividad industrial, afectado por el crecimiento de los precios energéticos», los «retos del sistema se concentran en ciertos requerimientos técnicos» (que Carbajo definió, sintéticamente, como «huecos de tensión, control de la tensión y corrientes de cortocircuito», asociados a la «variabilidad del recursos primario, que obligan a estudiar las interconexiones, la mejora en la gestión de la demanda y el adecuado funcionamiento del CECRE (Centro de Control del Régimen Especial)»(2)

La prioridad concedida a la integración de las renovables, que han canalizado una gran inversión (atraída por las subvenciones), ha provocado -expresó gráficamente Carbajo- «que no nos quepan en el sistema, y se tiene que tirar a veces sin consumirla, lo que en una situación de déficit tarifario es un contrasentido». Tenemos, corroboró con Soria, «un mix equilibrado, pero no voluntario, ya que es la suma de sucesivos errores; no está mal para una instantánea, pero revela sus problemas cuando se considera en perspectiva».

«Para cerrar la demanda, cuando no hay producción de renovables, es decir, para cubrir el «hueco térmico», precisamos de los ciclos combinados y el carbón», y hemos estado «cerrando los ojos ante la caída de la demanda, que empezó ya en 2008». Por eso, para Carbajo, en opinión que comparto, «debemos analizar la punta de la demanda, que es el driver. Y en 2010, para una necesidad de cubrir 300 h correspondientes a la mayor demanda, hemos tenido a disposición 4.700 Mw». Un evidente exceso, producto de la mala planificación.

Para paliar o resolver esta situación de desequilibrio, el objetivo de reducir las puntas de consumo con una mejor gestión de la demanda, apunta a analizar en profundidad estas opciones, que Carbajo enumeró sintéticamente: concienciación de los consumidores para estimular el ahorro, discriminación horaria y llenado de los valles (no solamente con el bombeo, sino estimulando el aprovechamiento de la tarifa nocturna). «Se ha perdido la cultura del ahorro, y hacen falta señales claras de precio».

La interrumpibilidad, enfocada a favorecer la reordenación de sus consumos para industrias y empresas de más de 5 Mw, (un 50% de su consumo anual en período 6, horas valle) a cambio de determinadas prestaciones (regulada actualmente por la Orden IET 2013 de 31 de octubre), admite tres tipos de interrumpibilidad: instantánea, con preaviso de 15 min o con un preaviso mínimo de 2 h.

En su intervención, Carbajo comentó que no se había producido un debate que estimaba necesario, y que, por su ausencia, había propiciado errores en el apoyo a las renovables. «Se han concedido primas sin tener en cuenta ni la evolución de los costes, ni los cupos de potencia, y se han cedido las competencias de autorización a las CCAA» (con lo que se ha renunciado a la visión global). Aún peor, «no existió correlación entre la potencia autorizada de las EERR (energías renovables) y la potencia técnica de respaldo».

A la falta de transparencia en los costes, se une la decisión, cuanto menos discutible, de que «el consumidor eléctrico asuma los costes totales, cuando debería ser más adecuado que los asumiera el energético» y tampoco resulta para Carbajo adecuada que «se utilice el bono del Estado como referencia para la rentabilidad, cuando debería haberse usado el WACC» (3). Tampoco el término «eficiente y bien gestionada», que figura en la nueva Ley «está acuñado», generando vías para la inseguridad jurídica y la controversia. Esta inseguridad se complica aún más, cuando se habla de «una rentabilidad media del 7,5%, lo que implica que los que han conseguido mayores rendimientos por su eficacia, verán disminuida su rentabilidad efectiva».

La reforma, pues, según fue puesto de manifiesto en los corrillos mientras tomábamos el café. «está bien intencionada, pero es incompleta y carece de visión a largo plazo». No puede olvidarse que «seguridad de suministro es un concepto superado por el de costes en la red».

(continuará)

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(2) El Centro de Control del Régimen Especial, CECRE, fue creado por Red Eléctrica de España (REE) en 2007 con el objetivo de integrar la mayor cantidad de energías renovables en la red, siendo su mayor éxito la incorporación el 8 de noviembre de 2009 de 251.543 MWh de producción eólica (el 44,9% de la demanda eléctrica)

(3) Weighted Average Cost of Capital, es decir, coste medio ponderado del capital invertido, que tiene en cuenta la tasa de interés a la que se aplican, tanto los recursos propios como los ajenos, incluidas las subvenciones.