Que los árboles no te dejen ver el bosque...

Autor: Benjli - CC 3.0

En las últimas semanas hemos podido ver una euforia en muchos analistas financieros vinculados con el sector energético. 

Aparentemente estaríamos en una abrupta tendencia de descensos en los precios del crudo, en parte debida a la reucción de tensiones en Siria y Libia y en parte al efecto balsámico del "Shale Oil" en Estados Unidos.

Tal euforia ha llevado a algunos de ellos a afirmar el el llamado "Peak Oil" es un mito que está lejos de cumplirse.

¿En que se basa este desbordante optimismo?

Básicamente en el descenso del precio del crudo en el mes de Octubre. Así que vamos a analizar esta gráfica

El precio del barril Brent (precio de referencia del mercado europeo) ha bajado de unos $110/barril hasta los $107/barril lo que supone un maravilloso 2,8% y en el caso del barril WTI (precio de referencia en Estados Unidos) ha bajado desde los $104/barril hasta los $98/barril que es un fantástico 5,8% de reducción.

Pero... ¿qué pasa si nos alejamos un poquito para que los árboles nos dejen ver mejor el bosque? Vamos a mirar que es lo que ha pasado en lo que va de 2013.

Pues la cosa empieza a ser un poco más confusa. En el caso del Brent aparentemente seguimos como empezamos el año, en el entorno de los $110/barril. Es oportuno recordar que los Presupuestos Generales del Estado (PGE) en España se realizaron sobre la hipótesis de un crudo a $100/barril.

En el caso del WTI si que se aprecia un descenso cercano al 10% desde Enero del 2013. ¿Será cierto que el "Shale Oil" está abaratando el precio de la energía en Estados Unidos? ¿Será cierto que en Estados Unidos el "Peak Oil" es un mito?

Vamos a alejarnos un poquito más para ver mejor el bosque. Vamos a mirar el periodo de 2011 a 2013 por aquello de que en ese periodo todos hemos aprendido del "shale" y además coincide con el segundo periodo de recesión de nuestra economía.

Aquí se me plantean ya muchas dudas. Ni la aparente recuperación del comercio internacional (excluida nuestra economía) parecen afectar el precio, ni el "Shale Oil" ayuda a contener la subida del crudo WTI. Tampoco he encontrado mucha información de analistas financieros especializados en el sector energía que aporten luz sobre el tema.

Debe ser que el bosque es más grande y por tanto necesito alejarme un poquito más. ¿Qué tal si le damos un vistazo al periodo que va desde el estallido de la crisis financiera mundial hasta nuestros días?

Aquí ya empezamos a ver cosas interesantes. Por ejemplo el "rally" de precios antes del estallido de la crisis financiera a nivel global a mediados de 2008, seguido de una profunda depresión del precio como consecuencia de la recesión generalizada. Todo normal.

También se puede ver como se recuperan progresivamente los precios a medida que el consumo mundial se va reactivando. Y se puede observar un aparente desacople en 2011 y 2012 de los precios de referencia del Brent y del WTI. Digo aparente porque en realidad las tendencias se mantienen aunque se produce un distanciamiento de los precios. Posiblemente sea más debido a los ajustes de cambio de moneda que al posible efecto del "Shale Oil" y en la medida que los problemas de la Eurozona se vayan resolviendo volveremos a ver un mimetismo como pudiera indicar de hecho la tendencia en 2013.

Otra cosa interesante es que con la economía mundial reactivada nos encontramos con un aparente suelo de los precios del crudo en los $80/barril. ¿Porqué?

Vamos a realizar un nuevo alejamiento para ver el bosque en su totalidad. Para ello nos vamos a remontar hasta la era de la energía barata.

Hubo una época en que el precio del barril de crudo estaba en el nivel de los $20 / barril (de hecho los datos históricos muestras que esto fue así al menos desde 1986 hasta el año 2004) y progresivamente subió el suelo hasta los $80 / barril en 2006. ¿A que es debido?

Pues a que el famoso mito del "Peak Oil" en realidad no es un mito. No quiere decir que se esté acabando el petróleo. Lo que si se ha acabado es el petróleo barato. Existen varias razones, la propia restricción de la oferta que realizan los países productores, la no existencia de nuevos descubrimientos significativos de yacimientos convencionales, el incremento de la demanda, ...

El petróleo no se va a acabar, y dejaremos de consumirlo no por su agotamiento sino por su coste. Pero es un hecho de que el petróleo barato ya no existe. Ni vendrá con el "Shale Oil", ni con las reservas bajo los hielos no tan eternos del casquete polar, ni con otros avances técnicos. Recientemente una de las grandes petroleras norteamericanas ha anunciado la compra de reservas en Canadá a partir de esquistos bituminosos. La extracción de este tipo de crudo requiere precios de mercado por encima del rango de los $80 / barril, lo cual nos debería dar una muy buena indicación acerca de si debemos esperar que vuelvan los tiempos del crudo a $20 / barril.

Y a pesar de todo esto la energía es barata. El precio del crudo se ha multiplicado por 5 desde 1997 a 2013 y el precio de la gasolina al consumidor final por 3,5. El precio de la electricidad por debajo de un factor de 3, cuando un IPC promedio del 2,5% desde 1997 supone un factor sobre los precios de 1,5. ¿Cómo es posible?

Porqué los precios energéticos están profundamente distorsionados con subvenciones, ayudas, exenciones, ... y hace tiempo que nadie cuenta realmente cuanto cuestan las cosas. Y quizas es que es mejor no saberlo.

El sudoku de los costes eléctricos

Uno de los grandes misterios, sobre el cual he tratado de arrojar luz en anteriores artículos es el coste de producción eléctrica en función de la tecnología. Como ya he indicado estos costes pueden verse afectados localmente y por lo tanto la información que he venido utilizando puede ser no correcta en la medida que refleja situaciones en Estados Unidos, medias europeas o medias mundiales.

Por lo tanto es clave averiguar cual es el coste en nuestro mercado para ver cual es el impacto de determinadas gestiones. Todos hemos oído de manera reiterada cuan barata es la energía nuclear o la producida por los ciclos combinados de gas natural.

He buscado información específica de nuestro sector y en la medida de lo posible que partiera de las fuentes interesadas, es decir de las grandes eléctricas españolas. Buscando por la red he tenido la suerte de encontrar la presentación realizada por D. Eduardo Montes, a la sazón presidente de la patronal UNESA, que realizó el 30 de Marzo de 2011 en un seminario de la Universidad Pontificia de Comillas.

La información de mayor interés a mis ojos, viniendo de UNESA, es la que se recoge en la página que extraigo para su evaluación:

Como se indica por parte del señor Montes, las únicas dos tecnologías que dan algún tipo de beneficio en el mercado marginal son la nuclear y la hidráulica. Independientemente del famosos idilio que mantienen con las renovables, desde un puro de vista meramente empresarial, las demás tecnologías, incluidos los ciclos combinados, les producen cuantiosas pérdidas.

Me tomo la libertad de realizar una serie de preguntas que por desconocimiento no se responder pero estaría encantado de recabar datos de quien quisiera participar para responderlas.

PRIMERA PREGUNTA: ¿PORQUE, A LA VISTA DE LOS DATOS DE 2010, SE HA INVERTIDO EN EL GENEROSO DESPLIEGUE DE CICLOS COMBINADOS?

Adjunto para que nos demos cuenta de la aparente contradicción, el progreso de puesta en marcha de los ciclos combinados.

Si uno vuelve a estudiar la presentación del señor Montes, vemos que el coste medio de las tecnologías convencionales en el año 2010 fue de 74,9 €/MWh mientras que el precio que el mercado retribuyó es de 45,1 €/MWh. Es decir por cada MWh que se vendía se perdían 29,8 € y se vendieron 189.710 GWh. Esto representa unas pérdidas en el ejercicio 2010 de más de 5.653 millones de euros.

No dudo del altruismo de las empresas de UNESA, pero:

SEGUNDA PREGUNTA: ¿PORQUE LAS GRANDES ELECTRICAS VENDIERON ELECTRICIDAD CON PERDIDAS DE 5.653 MILLONES DE EUROS?

Quiero hacer notar que esta es la parte NO REGULADA de la factura eléctrica. Es decir estas pérdidas no forman parte del déficit de tarifa sino que se deberían sumar.

Preocupado por este descubrimiento, ya que no tengo porque dudar de D. Eduardo Montes, he buscado las cuentas de resultados de UNESA en el informe que exponen en su página web. Los beneficios antes de impuestos de los miembros de UNESA en el ejercicio 2010 ascendieron a 6.233 millones de euros.

Para pasar de pérdidas de 5.653 millones de euros a ganancias de 6.233 millones de euros es necesario que aparezcan ingresos de 11.886 millones de euros.

Como no dudo de ninguno de los documentos que aporta D. Eduardo Montes a escrutinio público, me hago la siguiente reflexión:

TERCERA PREGUNTA: ¿QUE INGRESOS DE CERCA DE 12.000 MILLONES DE EUROS HAN PERMITIDO ENJUGAR LAS PERDIDAS DE PRODUCCION YA COMENTADAS?

Podría ser que en realidad los costes de tecnología no son tan altos como se apuntan y que además, a través de la parte regulada, en forma de subsidios (por ejemplo pagos por capacidad, moratoria nuclear, ...) los ingresos fueran sensiblemente superiores a los apuntados por el mercado.

Por esto creo que es necesario que antes de abordar la reforma del sector eléctrico, se conocieran en detalle todos los costes del sistema, y por eso mismo resulta poco entendible que 300 diputados rechazaran realizar una auditoria de los costes del sistema eléctrico español.

Nota: Pudiera ser que mis datos fueran erróneos, aún a pesar de ser directamente extraídos de información pública de las grandes eléctricas, o que no los hubiera interpretado correctamente. Por ello agradecería cualquier tipo de comentario o aportación que me ayudara a resolver este sudoku.

El debate sobre el 'fracking'

Artículo de opinión publicado en Diario de Navarra el día 8 de Septiembre de 2013

El Santo Grial de los tiempos modernos es la búsqueda de las fuentes de energía abundantes y baratas. El gas de esquisto, "shale gas", o gas de fracking es nuestro Santo Grial moderno hasta tal punto que ya nos hemos olvidado un poco de la fusión nuclear.

Es gas natural que se encuentra atrapado en formaciones rocosas y arcillosas de muy baja permeabilidad, y micro adherido a dichas formaciones. En cuanto a sus propiedades energéticas no difiere del gas natural convencional. La diferencia proviene de su ubicación y en como debe ser extraído. Al gas de esquisto se le suele llamar también gas natural no convencional porque requiere de medios muy especiales de extracción.

El proceso de extracción del gas requiere que se fracture hidráulicamente el lecho rocoso que lo contiene. Básicamente se inyecta agua a alta presión para romper la roca mezclada con arena y ciertos aditivos químicos que impiden que se cierren las grietas y que se separe el gas del sustrato al que está micro adherido.

En si no es un proceso nuevo, dado que los primeros métodos se desarrollaron en 1890, pero ha sufrido un importante auge como consecuencia de su combinación con los métodos de perforación horizontal del subsuelo, las mejoras en los procesos de exploración y de los avances del proceso de fracturación.

Una vez descrito el proceso de extracción nos podemos imaginar que da lugar a discusiones encendidas sobre las posibles repercusiones en el medio ambiente. Desde la emisión a la atmósfera de contaminantes, la contaminación de aguas subterráneas por el fluido de fracturación, la gestión de las aguas residuales, o el reflujo de metales pesados y materiales radiactivos procedentes del subsuelo. Además del alto índice de afectación de la superficie (pozos de extracción, carreteras, gaseoductos, …)

Si uno busca información al respecto encontrará múltiples informes de reputados organismos en un sentido o en otro. La verdad es que no existen evidencias concluyentes porque nunca hasta la fecha se había realizado de manera tan masiva este proceso de extracción. Los riesgos están ahí y las consecuencias si existen no tardaremos en verlas. Lo que la sociedad debe debatir de manera seria es si esos riesgos están debidamente considerados y las medidas adecuadas para paliarlos identificadas.

Desde el punto de vista de los potenciales beneficios debemos tener en cuenta que el gas natural puede ayudar a reducir las emisiones de CO2 al desplazar otras tecnologías de generación térmica más contaminantes.

Pero el beneficio que está impulsando en mayor medida esta potencial fuente de energía es la posibilidad de ganar independencia energética a un coste realmente barato.

Uno puede darse cuenta que el proceso de extraer el gas de esquisto debe ser más caro que el tradicional. Llamar a uno convencional y al otro no convencional es un circunloquio para evitar decir que uno es más caro que el otro en términos de explotación. Y si cuesta más extraer ¿porqué baja el precio del gas?

La razón por la que nos hacemos está pregunta es que se nos suele olvidar que el precio y el coste no son la misma cosa. El precio viene determinado por el valor que comprador y vendedor determinan como correcto para poder realizar la transacción. En este valor influyen fundamentalmente dos factores: la relación entre la oferta y la demanda por un lado y el valor en el mercado del bien sustitutivo.

Antes de la llegada del gas esquisto, con una demanda de gas creciente y unos recursos existentes menguante y/o controlado por unos pocos, el margen que puede aplicar el productor es alto. Lo que está pasando de manera local en Estados Unidos, como consecuencia de la aparición del nuevo suministro, es que se ha alterado el equilibrio de oferta y demanda permitiendo bajar los precios.

A partir de aquí pueden pasar dos cosas que maten el mito de la energía barata. El primero es que el volumen de reservas del gas de esquisto no sea el esperado. La otra posibilidad es que se haya extraído inicialmente la reservas más baratas y el coste de extracción del gas pizarra se vaya encareciendo progresivamente lo cual lleve a un repunte rápido de los precios.

En realidad nadie sabe cual es el escenario más probable. Lo que si se puede decir es que el riesgo de una burbuja energética es alto.  Como referencia en el año 2010 en Estados Unidos se estimaban una reservas de 10 trillones de m3 que pasaron en el 2011 a ser de 23,4 y en el 2012 de 13,6. Si esto hubiese ocurrido en el mercado del petróleo las consecuencias hubieran sido dramáticas. Otra referencia la tenemos más cerca, en Polonia, donde se ha pasado de la euforia de la independencia energética a casi el abandono de cualquier actividad una vez se constataron las reservas reales.

La carrera de la competitividad en precios

Licencia CC 3.0 - Autor Svilen Milev

Recientemente redacté un artículo sobre la "Competitividad Económica de las Energías Renovables" tomando como referencia los datos que en el mercado norteamericano manera una entidad, LAZARD, que asesora financieramente en las inversiones del sector energético.

Acaba de publicarse la última versión de un informe que ya se está convirtiendo en una referencia para el sector energético y me gustaría comparar los resultados de la foto del año 2012 frente a la foto del año 2013.

Los parámetros de inversión razonables para este mercado responderían a un coste ponderado del capital de un 9,6% (60% en préstamos a interés del 8% y 40% de recursos propios al 12%), bastante por encima del 7,5% que promete el Ministerio sobre un capital reconocible desconocido.

Otro aspecto a considerar es que los costes de producción de los ciclos combinados toman como referencia el precio del gas actual de acuerdo al mercado spot Henry Hub que en Europa son aproximadamente el doble.

Foto de Junio de 2012

Foto de Agosto de 2013

Que cada cual extraiga sus propias conclusiones...

El precio de la electricidad para el consumidor final

The Money Tree - Autor: Martyn Davies

A lo largo de los últimos meses, y alrededor del debate de la reforma del sector eléctrico, se ha venido debatiendo cual mantra indudable que el coste para el consumidor final (tanto residencial como industrial) era mucho más elevado que en cualquier otro país de nuestro entorno. Y fuente además de innumerables daños a la competitividad de nuestro tejido empresarial.

El propio Ministro de Industria ha expuesto en diversos medios como dicho coste se situaba solo por detrás de países insulares y reputados economistas y medios de comunicación achacaban esta falta de competitividad al excesivo peso de nuestro plan de energías renovables sobre el mix de generación.

Si uno analiza el mix de generación eléctrico de nuestro país no es muy diferente del existente en Alemania o en la media de la Unión Europea. ¿En que medida son ciertas las percepciones expuestas? ¿A qué son debidas?

Lo primero es ver como se constituyen los precios de la electricidad y analizar hasta que punto se están comparando cosas que significan lo mismo.

Precio final = ( tarifa + impuestos especiales ) + IVA

Todos los datos que he podido ver realizan comparaciones sobre la tarifa pero en mi opinión esto no permite realizar una comparación veraz porque cada pais contabiliza sus costes y la cobertura de los mismos de manera ligeramente diferente. Desde el punto de vista del consumidor residencial dicha comparación se tendría que hacer sobre la base del precio final, es decir con todos los impuestos incluidos, y en la medida de lo posible corrigiendo el dato con el poder adquisitivo. Desde el punto de vista del consumidor industrial deberíamos comparar en base a precios sin IVA pero incluyendo cualquier otro tipo de impuesto.

Vamos a hacer un pequeño ejercicio que nos mostrará como pueden variar los resultados en función de que es lo que comparemos. Para evitar colapsar de datos a los lectores he restringido el análisis a las 4 mayores economías de la Zona Euro (Francia, Alemania, Italia y España), Reino Unido y a los valores medios de la Zona Euro (17 países). Los datos que vamos a utilizar provienen de la oficina estadística EUROSTAT que se nutre de los datos oficiales que aportan los distintos países europeos.

Empezaremos por el consumidor industrial, y compararemos los datos sin incluir ningún tipo de impuestos que a la postre son los que nos suelen mostrar para recalcar lo cara que es la energía eléctrica junto con los resultantes de aplicar tanto los impuestos especiales como el IVA.

Si nos fijamos en los costes base de la tarifa eléctrica del consumidor industrial (parte azul de la barra) parece que somos más caros que la media de la Zona Euro y significativamente más caros que Francia y Alemania. Solo nos supera Italia y tenemos costes muy comparables a Inglaterra. La conclusión sería que nuestra competitividad industrial está negativamente afectada.

Sin embargo si añadimos los impuestos especiales la situación cambia (parte roja de la barra). Los impuestos especiales vienen a recoger aspectos que desde un punto de vista contable se tratan como tal en lugar de como coste. En el caso de España podríamos hablar de los CTC (Costes de Transición a la Competencia que es una subvención a las eléctricas para que en el proceso de privatización no tuvieran pérdidas) o en su día de la moratoria nuclear (subvención de los costes de las plantas que no se iban a desarrollar). En otros países se incluyen las retribuciones al régimen especial u otros aspectos. Por eso creo que para poder comparar costes y ver si afectan de manera negativa a la competitividad de nuestro sector industrial tenemos que fijarnos en este dato. Ahora las conclusiones pasan a ser radicalmente diferentes. El coste eléctrico industrial español está por debajo de la media de la Zona Euro y muy por debajo del coste alemán e italiano. 

Por otro lado nuestros costes son perfectamente análogos a lo del Reino Unido. Este aspecto es muy interesante porque a efectos energéticos la Península Ibérica y el Reino Unido son islas (nuestras interconexiones con Francia son poco significativas) y el peso de las Energías Renovables en el mix español son muchísimo mayores que en el caso del Reino Unido. Esto podría ser indicativo de que los costes del sistema eléctrico español no se ven empeorados por el peso del régimen especial.

Se puede observar un efecto muy parecido en el segmento residencial. Aunque aparentemente tengamos un coste de energía base extremadamente elevado, una vez se repercuten los impuestos no somos los que sufrimos una mayor presión en costes. También es de resaltar que junto con Alemania tenemos el IVA más alto lo que si se bajara a niveles de la Zona Euro nos llevaría a estar muy cerca de los costes promedio. Destaca el Reino Unido por la baja presión fiscal.

Si corregimos los anteriores precios en función del poder adquisitivo veremos que la situación se nivela algo, aunque seguimos teniendo una energía más barata que en Alemania. Y solo somos más caros que en Italia debido al IVA aplicado.

Un aspecto en el que no se suele hacer hincapié es que el coste del segmento residencial es mucho más alto que el coste del segmento industrial. Básicamente se produce una transferencia de rentas desde el bolsillo del consumidor residencial al industrial que subsidia la competitividad de la empresa privada, amén de otras subvenciones como los pagos por una interrumpibilidad (a algunas empresas les cobran más barata la luz para que en caso de que sea necesario desconectar a algunos consumidores sean candidatos voluntarios) que nunca se ha producido.

Este estudio no debe entenderse como una justificación para que sigan incrementándose los costes de la energía. El propósito era poner en contexto cuales son los costes reales de la electricidad en España y desmontar algunos prejuicios que se están asentando. Lo deseable sería poder reducirlos por lo que resulta muy sorprendente que ante una iniciativa popular que recabó cerca de 170.004 firmas para que se aprobara en el congreso una auditoría de los costes del sector eléctrico se desestimó por una mayoría amplia de 300 diputados.

La transparencia real es la que se practica y si solo se habla de ella es opacidad.

Competitividad económica de las Energías Renovables

Contador eléctrico Thomson (1907)

En el problema del desarrollo de las energías renovables dentro del sector eléctrico español se confunden dos problemas diferentes. Por un lado tenemos lo que concierne a los costes actuales y la retribución por las inversiones realizadas y por otro la competitividad de nuevos desarrollos.

Aquellos en contra de las energías renovables suelen utilizar los costes pasados para negar la viabilidad futura, pero son aspectos sustancialmente diferentes.

Como ya se explicó en los artículos "Reforma del sector eléctrico - Una reflexión abierta" y "Reforma del sector eléctrico - Cosas veredes" la gestión de los costes actuales concierne en primera instancia a quienes confiando en un marco legal realizaron unas inversiones y en segunda instancia a quienes vista la seguridad jurídica se puedan sentir tentados en un futuro a invertir.

Por el contrario, la progresiva mejora en competitividad de costes concierne en primera instancia a quienes desarrollan la actividad industrial y en segunda instancia a quienes vista la seguridad jurídica se puedan sentir tentados en un futuro a invertir.

Este artículo trata de dar una visión actualizada de las situación de competitividad en costes de generación del kWh de la energía eólica y energía fotovoltaica frente a los de las plantas térmicas de carbón, nuclear y ciclos combinados. Para ello se hará uso del LCOE (Levelized Cost of Energy) que se describió en el artículo "El coste de la generación eléctrica".

La mejor manera de no enturbiar el análisis con los datos de asociaciones sectoriales o agencias gubernamentales que traten de influir en un sentido o en otro, o recibir distorsiones por los costes de inversión pasados es acudir al análisis que pueda realizar una firma de inversión independiente para sus clientes en un mercado energético que a nuestros estándares se pueda considerar competitivo.

Posiblemente uno de los referentes mundiales en energía convencional barata sea Estados Unidos. Tanto por su acceso a combustibles baratos y abundantes (carbón, shale gas, uranio, ...) como por su acceso a dinero relativamente barato. Por otro lado es un mercado donde los costes de la energía eólica resultan comparables a los estándares europeos y en el caso del sector fotovoltaico algo más caros. En este mercado destaca LAZARD como firma de asesoramiento independiente en temas energéticos. Con carácter anual LAZARD realiza un informe de los costes de generación eléctrica de las distintas tecnologías, que en otros aspectos los analiza sin subsidios o ayudas.

Los parámetros de inversión razonables para este mercado responderían a un coste ponderado del capital de un 9,6% (60% en préstamos a interés del 8% y 40% de recursos propios al 12%), bastante por encima del 7,5% que promete el Ministerio sobre un capital reconocible desconocido.

El análisis reconoce dos posibles cambios muy probables. Uno es la proyección de reducción de precios de las instalaciones solares que tal y como se explico en el artículo "¿Los aranceles afectarán al sector fotovoltaico?" es un escenario muy probable. El segundo es una eventual subida del precio del gas natural en Estados Unidos. En la actualidad oscila alrededor de los 4,5 $/MMBtu pero de acuerdo a los escenarios que el propio Departamento de Energía de Estados Unidos maneja, en breve esa referencia oscilará entre los 5 y 6 $/MMBtu.

ACTUALIZACIÓN

Como referencia, los costes de producción del kWh de los ciclos combinados se ve fuertemente afectado por el precio del gas natural. El estudio que ha desarrollado LAZARD toma como referencia los 4,5 $/MMBtu, que está muy alejado de los precios que se pagan en el mercado eléctrico europeo. Como referencia se adjunta la siguiente gráfica que se elaboró en el año 2011 por parte de la agencia EIA (U.S. Energy Information Administration). Resulta comprensible que el precio del kWh de las centrales de ciclo combinado, en el marco europeo, llegue a alcanzar los 120 $/MWh perdiendo competitividad frente a las nuevas instalaciones eólicas o fotovoltaicas.

Elaborado por EIA a partir de datos de Bloomberg

FIN DE LA ACTUALIZACIÓN

En lo que se refiere al sector eólico, Iberdrola ha cerrado recientemente un acuerdo en Estados Unidos para suministro de energía eólica bajo un PPA (contrato bilateral de suministro de energía de largo plazo) a 40 $/kWh, valor que se encuentra por debajo del límite inferior que recoge el estudio.

Los números están para ser interpretados, pero parece apuntarse que en un escenario sin subsidios y sin distorsiones por sistemas de contabilización o de ajuste de mercado singulares, es de esperar que en breve no exista una discusión en precios sobre que tecnología es mejor que otra, al menos de manera significativa.

La cuestión de fondo es ¿queremos estar ahí? o como atribuyen a Miguel de Unamuno ¡Que inventen ellos!

Busco colaboraciones para una visión

CC 3.0 - Autor: VistaIco.com

Estoy convencido de que los modelos futuros de desarrollo del sector eléctrico pasan por una progresiva democratización de la energía. Y esta democratización lleva aparejada un mayor acceso a la misma lo que es clave para el desarrollo socio-económico.

A medida que la posibilidades de generación distribuida se van haciendo más competitivas en coste y menos dependientes de factores externos al propio usuario, el valor diferencial del kWh desaparece. 

Al igual que en el sector de las comunicaciones el valor de las redes de comunicación o la calidad / tipología de los servicios que las operadoras tradicionales proporcionan se desvanece dando un mayor peso a la experiencia del uso o a los contenidos, en el sector eléctrico se aproxima una situación similar. 

El valor del negocio eléctrico tradicional y de las compañías operadoras tradicionales no va a presentar rasgos diferenciales por lo que se abre la puerta a que aparezcan los equivalentes a Skype, Google, Spotify, ... dentro de sector eléctrico.

En la medida que se avance en el desarrollo de las tecnologías de generación distribuida, el camino hacia las "smart grids" o las "net zero energy home" se acelerará. Los esquemas de balance neto ("net metering") o autoconsumo instantáneo son soluciones temporales que dejaran de tener sentido con el progresivo abaratamiento de la generación distribuida.

Para ello es necesario que se produzcan desarrollos técnicos y económicos pero se ven a la vuelta de la esquina.

Es aquí donde quiero recabar la búsqueda de colaboraciones. Me gustaría generar una línea específica de artículos enfocados a presentar soluciones, o desarrollos y compartir el conocimiento de manera abierta entre todos. Para que sea realmente enriquecedor este conocimiento debe partir de las aportaciones de cuantas más personas mejor.

Tanto si crees que puedes colaborar, con artículos propios, aportando temás específicos que te gustaría que se tratasen o difundir este llamamiento para que otras personas acepten el reto, estás invitado a hacerlo. Tan solo pediré que se cuiden las formas y el mayor rigor pues no pretendo generar un foro de debates (para eso ya existen páginas específicas) sino un compendio del mejor conocimiento abierto.

Te espero... 

Fracking - ¿El nuevo El Dorado?

En el año 1530, durante la exploración de los Andes por el conquistador Gonzalo Jiménez de Quesada, se conocieron los rituales de los indianos Muiscas. La historia de estos rituales se fue transformando de modo que dio lugar a la leyenda de El Dorado.

Exploradores españoles, portugueses e ingleses buscaron, fundamentalmente en el área del Virreinato de Nueva Granada, con gran empeño, imaginándose una ciudad mítica con calles pavimentadas de oro, en donde el preciado metal era algo tan común que se le daba poca importancia. Muchos de ellos murieron en el intento.

La historia no es nueva, ya en tiempos anteriores mitos similares dieron lugar a la búsqueda de las Minas del Rey Salomón, o el imperio del Rey Midas. En tiempos más modernos todos recordaremos que la conquista del oeste tuvo uno de sus episodios más llamativos en la carrera de los colonos por la búsqueda del oro.

Lo malo de todas estas fantasías es que si fueran ciertas, la abundancia de lo encontrado destruiría al mismo tiempo el valor que se persigue.

El Santo Grial de los tiempos modernos es la búsqueda de las fuentes de energía abundantes y baratas. El gas de esquisto, "shale gas", o gas de fracking es nuestro Santo Grial moderno hasta tal punto que ya nos hemos olvidado un poco de la fusión nuclear.

¿Qué es el gas de esquisto?

Es gas natural que se encuentra atrapado en formaciones rocosas y arcillosas de muy baja permeabilidad, y microadherido a dichas formaciones.

¿En que se diferencia del gas natural de toda la vida?

En nada en lo que a sus propiedades energéticas se refiere. Se diferencia en como debe ser extraído. Al gas de esquisto se le suele llamar también gas natural no convencional porque requiere de medios muy especiales de extracción.

¿Que entendemos por gas convencional y gas no convencional?

Tradicionalmente los hidrocarburos, incluido el gas, se han extraído de grandes cavidades subterráneas. Inicialmente la extracción se producía simplemente por la propia presión existente en el interior de la cavidad que forzaba la salida natural del gas y petróleo a través de las perforaciones realizadas.

Cuando esos depósitos naturales agotaban su capacidad de expulsar por su propios medios el hidrocarburo se empezó a utilizar la inyección de gases de bajo valor como por ejemplo el CO2 como medio de seguir extrayendo hidrocarburos.

Podemos imaginarnos dichos depósitos convencionales de gas natural como un globo lleno de aire. Para extraer el gas primero debemos buscar donde está enterrado ese globo y luego perforar la tierra hasta alcanzar el globo, perforar el globo y dejar que de forma natural se desinfle.

Por el contrario los depósitos de gas esquisto son como pequeñas bolsas de gas en formaciones arcillosas que se originaron como depósitos. Es decir son como mantas de tierra con micoradherencias de gas. El símil más simple que nos podemos imaginar es el papel de burbuja.

Para poder extraer el gas tenemos que buscar donde esta, y perforar las burbujitas para poder separa el gas de su manto impermeable. Para acelerar este proceso se fractura el suelo usando agua a presión de modo que se consigue aunar el gas de varias burbujas y extraerlo a continuación. De ahí el nombre de gas no convencional.

No quiero debatir en este post la bondad o no desde un punto de vista ecológico de fracturar el terreno e inyectar compuestos químicos no desvelados. Ni del coste colateral de uso de agua en cantidades ingentes. Lo quiero estudiar desde un punto de vista de mercado.

Uno puede darse cuenta que el proceso de extraer el gas de esquisto debe ser más caro que el tradicional. Llamar a uno convencional y al otro no convencional es un circunloquio para evitar decir que uno es más caro que el otro en términos de explotación.

¿Si cuesta más extraer porqué baja el precio del gas?

La razón por la que nos hacemos está pregunta es que se nos suele olvidar que el precio y el coste no son la misma cosa. El precio viene determinado por el valor que comprador y vendedor determinan como correcto para poder realizar la transacción. En este valor influyen fundamentalmente dos factores: la relación entre la oferta y la demanda por un lado y el valor en el mercado del bien sustitutivo.

Paso 1

Antes de la llegada del gas esquisto (Bien B) solo teníamos en el mercado el gas convencional (Bien A). Con una demanda de gas creciente y unos recursos existentes menguante y/o controlado por unos pocos, el margen que puede aplicar el productor es alto.

Al aparecer el gas esquisto, si no se produjera una alteración sustancial en el volumen de gas que llega al mercado, tendríamos este escenario:

Paso 2

Localmente, como está pasando en Estados Unidos, si como consecuencia de la aparición del nuevo suministro se altera el equilibrio de oferta y demanda puede pasar lo siguiente dando la sensación de que el gas esquisto es más barato.

Paso 3

A partir de aquí puede pasar 2 cosas que maten el mito de la energía barata. El primero es que el volumen de shale gas en reservas no sea el esperado. Tenemos que tener en cuenta que el el plazo de 2 años el Departamento de Energía de Estados Unidos ha alterado sus previsiones de reservas a la baja y al alza de modo muy importante. En ese caso volveríamos al Paso 2 y desaparecería del mercado la energía barata.

La otra posibilidad es que se haya extraído inicialmente la reservas más baratas y el coste de extracción del gas pizarra se vaya encareciendo progresivamente. Nos llevaría al paso 4 y desaparecería del mercado la energía barata.

Paso 4

¿Cual es el escenario más probable?

Nadie lo sabe. Lo que si se puede decir es que el riesgo de una burbuja energética es alto, por lo que es muy probable que incluso desde un punto de vista regulatorio fuera conveniente no distorsionar los precios de mercado y centrarse en el valor que aportaría una cierta independencia energética.

Como referencia en el año 2010 en Estados Unidos se estimaban una reservas de 10 trillones de m3 que pasaron en el 2011 a ser de 23,4 trillones de m3 y en el 2012 de 13,6 trillones de m3. Si esto hubiese ocurrido en el mercado del petróleo las consecuencias en el precio hubieran sido dramáticas. Pero los datos son escasos.

Nos podemos imaginar que se está mirando con lupa el comportamiento de los yacimientos de Estados Unidos.

La anterior gráfica apunta que potencialmente se han alcanzado los picos de producción en yacimientos importantes. Ese pico de producción no tiene porque indicar que se acaba la reserva del gas pero si puede ser indicativo de que se están agotando las extracciones más baratas. Esto nos llevaría al escenario del paso 4.

Burbujas energéticas

CC 2.0, Autor: Jeff Kubina

Hoy nos despertamos con la noticia de que como consecuencia de la reforma del sector eléctrico, IBERDROLA ha decidido solicitar el desmantelamiento del ciclo combinado de gas natural en Arcos de la Frontera (Cádiz) de 800 MW de potencia, que costó 900 M€.

Este ciclo combinado recibía un pago por disponibilidad de 26.000 € por MW de potencia y año. Es decir una subvención directa con el pretexto de incentivar una inversión en un activo energético para cuando el crecimiento de la demanda así lo requiriese.

Es importante resaltar que hablamos de una subvención y no de una tarifa como es el caso de las renovables. Este incentivo se cobra tanto si produce como si no, mientras que las primas de las renovables son tarifas que se cobran solo si produces. La nueva reforma energética trata todo como incentivos a la inversión independientemente de lo que produzcas... bueno en el caso de las renovables se les exigirá que produzcan un mínimo, a otras tecnologías no.

A fecha de 31 de Diciembre de 2012, de acuerdo a datos de REE (Red Eléctrica de España) tenemos 25.340 MW que ha razón de 26.000 €/MW supuso 659 M€ de subvención a una tecnología madura y barata en teoría.

Solo como apreciación personal, no entiendo el empeño en mantener abierto Garoña y cerrar ciclos combinados.

¿Cómo se definió este incentivo / subvención?

No es nuevo ya que su diseño data de 2007 (ITC/2794/2007 y ITC/3860/2007) y es de aplicación a las plantas que se construyeron desde 1998. Se reciben durante los 10 primeros años de la inversión, así que como la planta de Arcos de la Frontera tiene ya 8 años prácticamente ha cobrado la totalidad del subsidio y por eso la justificación de su cierre por cambio en las condiciones del subsidio (de 26.000 €/año durante 10 años a 10.000 €/año durante 20 años) apenas le afecta.

¿Cuanta potencia instalada de ciclos combinados ha estado cobrando este subsidio?

La totalidad, ya que como se puede apreciar en la gráfica y de acuerdo a datos de REE, todos fueron instalados a partir del año 2.000

¿Cómo se definió el valor del subsidio?

Recomiendo leer el informe "Propuesta del Mecanismo por el que se establece el Servicio de Garantía de Suministro" de la CNE. En la página 15, perdido en el pie de una gráfica, podemos encontrar que en valores medios los costes fijos de operación son de 31.300 €/MW (O&M 13.000 € y peajes del gas 18.300 €), y que a mercado se quiere que vaya solo a costes marginales (consumo del gas natural).

¿Pero todo esto como se traduce en la factura eléctrica?

Pues básicamente, a fin de abaratar el precio del mercado eléctrico (pool) que supone el 50% de la factura se crea un extra coste en la parte de costes regulados que supone el otro 50% de la factura en forma de subvención. Como está en la parte de costes regulados está sujeto al juego descrito en "Déficit de Tarifa for Dummies"

En castizo y de manera simple: "Hacerse trampas al solitario"

Para el que tenga alguna duda, esto no se lo explicarán en su factura.

¿Cual es la justificación de que haya tantos ciclos combinados?

Depende de a quien se le pregunte. Hay quienes defienden que se instalaron para asegurar el suministro ya que las renovables podían estar o no estar. Este es un argumento que viene a decir que en un momento dato España se puede cubrir de nubes y aparecer una calma chicha y por lo tanto hay que disponer de potencia que la reemplace de manera instantánea.

Así que si nos fijamos en la potencia instalada tenemos prácticamente la misma potencia de ciclos combinados que de eólica y fotovoltaica combinada.

La verdad es que si es poco probable en en toda España y al mismo tiempo se den condiciones de calma chicha y oscuridad total que coincidan con los picos de máxima demanda, es todavía menos probable que se den las máximas condiciones eólicas y de insolación coincidentes con la máxima demanda. Por eso es bueno analizar el asunto en términos de potencia efectiva disponible.

Y uno puede sacar la conclusión de que el argumento de que los ciclos combinados son necesarios por las renovables es poco sostenible. Lo más probable es que bajo ese criterio el sistema solo necesitara 1.000 MW de potencia instalada de ciclos combinados.

¿Y entonces?

Pues que tenemos una burbuja de ciclos combinados instalados, pero que nadie quiere decirlo. Recordemos el concepto clave: "Patada para delante y todos a correr detrás del balón (Déficit)"

ACTUALIZACION

En la últimas semanas he venido leyendo a muchos "expertos" energéticos criticar la sobrecapacidad instalada en España muy superior al 40%. ¿es real?

Si analizamos el informe anteriormente indicado de la CNE nos encontraremos en la página 14 con una tabla que voy a resumir de manera gráfica:

Como se puede ver el índice de cobertura actual es del 1,26 frente al 1,1 que demanda el operador del sistema. Esto supone un 14% de sobrecapacidad, no un 40%.

Si uno analiza los datos con más detalle verá que sobran 6 GW en promedio para el periodo 2013-2016 que coincide con la cifra aportada por el Ministro en la rueda de prensa de presentación de la Reforma del Sector Eléctrico tras el Consejo de Ministros y además en las tecnologías de carga base (nuclear, térmicas convencionales y/o ciclos combinados).

Pues ya sabemos donde está la burbuja de potencia instalada y su dimensión.

Deficit de Tarifa for Dummies

CC 3.0, Autor:Jantusia

En su día prometí que trataría de explicar de la manera más simple posible que era el Déficit de Tarifa y porque nos subían la luz.

Creo que ya estoy en disposición de poder hacerlo y vamos a ir por pasos, despacito y con buena letra.

1. Definición

En los últimos meses mucha gente ha tratado de dar explicaciones más o menos sofisticadas de que es el Déficit de Tarifa. Normalmente, debido a que hay mucho interés en enfocar la definición a la solución prediseñada se acaban confundiendo conceptos como son deuda, déficit, tarifas, primas,...

De manera simple: "Coste que se conoce y no se quiere repercutir"

Lo repito por si no ha quedado claro: "Coste que se conoce y no se quiere repercutir"

Por favor leer tantas veces sea necesario y no continuar hasta no haber asimilado completamente el concepto.

2. ¿Quien genera el Déficit de Tarifa?

Pues fácil, quien conoce los costes, fija las tarifas y de manera consciente las fija para no reflejar los costes (ver definición en el punto anterior).

De manera simple: "El Gobierno"

Ruego encarecidamente, repasar los dos punto anteriores antes de proseguir.

3. ¿Porqué aparece el Déficit de Tarifa?

El Gobierno quiere que los votantes, ciudadanos y empresas no manifiesten descontentos por subidas de precios. Además es un mecanismo sencillo para influir en variables macroeconómicas como es el IPC (Indice de Precios al Consumo) y evitar repercusiones en cadena en otros costes (pensiones, convenios colectivos, ...)

De manera simple: "Para suavizar nuestra percepción del encarecimiento de la vida"

Por favor, meditar sobre este punto cuantas veces sea necesario antes de proseguir.

4. ¿Cómo se articula?

Básicamente consiste en decidir que costes no se van a pagar inmediatamente y se acuerda con los afectados como se les reconoce la deuda. Existen dos vía principales, vía presupuesto generales del estado o mediante reconocimiento de deuda. En cualquier caso generando una obligación diferida para todos los contribuyentes y/o usuarios del sistema eléctrico.

De manera simple: "Generando una deuda a pagar"

Para que no se haga demasiado duro este cursito abreviado os dejo este vínculo a una explicación gráfica que a buen seguro servirá de reflexión: "Odio las mates 23: Déficit de Tarifa"

5. ¿Y a partir de aquí qué pasa"

Pues lo que ha pasado es que el Gobierno decide darnos un placebo (congelación del precio de la electricidad) a cambio de una deuda futura. Como toda deuda futura tiene unos intereses y obligaciones. Pero ha pasado lo siguiente:

- El Gobierno confía en que el crecimiento económico del país hará que el peso relativo de la deuda se diluya al igual que todos pensamos que con la subida anual de nuestro salario el peso relativo de nuestra hipoteca es menos. El problema es que esto solo funciona si no hay crisis.

- Los deudores, fundamentalmente las grandes eléctricas a través de sus divisiones de distribución, dan por bueno el reconocimiento del gasto. No es obvio pero fácilmente podemos suponer que esto, que les supone un coste financiero, tendrá su compensación en otros ámbitos ya que nadie hace nada por nada.

- Los que compran deuda española para pagar la titulación del déficit se llevarán unos jugosos intereses.

- Nosotros hemos hecho la del avestruz, contentos de que no nos sube la luz y sin querer preguntar como es posible.

Definición simple: "Patada para delante y todos a correr detrás del balón (Déficit)"

Propongo parar y reflexionar que en la medida que hemos aceptado todo esto, no estamos exentos de responsabilidad.

6. ¿Y ahora por donde salimos?

Cuando aparece un problema de difícil solución lo importante es buscar al responsable. Obviamente el Gobierno no se va a identificar a si mismo como responsable del desaguisado, aunque lo haya diseñado y ejecutado. Tampoco parece muy inteligente meterse con compradores de deuda o grandes empresas del sector eléctrico.

Ya solo nos queda el consumidor, o cualquier otro elemento débil en el sistema. Lo del consumidor no nos debería sorprender ya que es análogo a lo que acontece con los impuestos. En cuanto al elemento débil adicional en el sistema afortunadamente tenemos a las renovables. La solución impecable es convencer al consumidor además que no se le sube la luz por culpa de los dos primero sino por culpa del otro elemento débil, en este caso las renovables, que serán culpables del Déficit y de la subida de la luz.

Definición simple: "Se busca una cabeza de turco"

7. ¿Y ya está?

Me temo que no. Voy a poner unos números simples encima de la mesa:

a) Según la CNE es coste en prima del sector del régimen especial (eólica, fotovoltaica, térmica, cogeneración, biomasa, ...) en el periodo 2005-2012 ascendió a la escalofriante cifra de 36.640 M€.

b) Según la CNE y el Ministerio el Déficit de Tarifa acumulado a cierre del ejercicio 2012, ascendió a la no menos escalofriante cifra de 26.000 M€.

c) Se ha producido un incremento del precio de la electricidad en dicho periodo superior al 70%. Todos hemos sido convencidos que es para paliar en parte el coste de las primas a las renovables, generadores del déficit de tarifa.

Supuesto un IPC anual del 2% los incrementos reales del precio medio anual del kWh son los que se recogen en la tabla. Han generado unos ingresos extraordinarios, más allá de la subida del IPC, de unos 33.614 M€.

d) Por lo tanto si las primas supusieron 36.640 M€ y al consumidor le he repercutido subidas más allá de los 33.614, el déficit inducido por el régimen especial es de 3.026 M€. El resto en teoría ya se lo he quitado de manera alevosa al consumidor.

e) Pero el Déficit de Tarifa es de 26.000 M€... ¿Cómo se han generado los otros 23.000? Responderemos a esta pregunta en breve (siguiente apartado).

Entre tanto, simplemente debemos pensar que la reforma eléctrica como ya hemos explicado básicamente sube la tarifa al consumidor y anticipa un recorte desproporcionado a la retribución del régimen especial. Por lo tanto no atacamos con esa reforma el como se han producido 23.000 M€ de déficit.

Respuesta simple: "Claro que no"

8. Más allá de las renovables ¿cómo se genera el Déficit de Tarifa?

Es difícil cuantificarlo y además todos nuestros representantes han vetado la auditoría de este concepto en una reciente votación en el congreso. Pero podemos dar un listado de algunos de los conceptos que contribuyen:

- Subvención a la inversión en ciclos combinados de gas

- Costes de Transición a la Competencia o subvención a las eléctricas que se privatizaron para evitar pérdidas potenciales.

- Subvención a la tarifa eléctrica de grandes consumidores (via reducción de tarifa o disposición a que se les corte la luz si hace falta que ya anticipo nunca hace falta)

- Subvención de los mayores costes extrapeninsulares

- Subvención a determinados costes operativos de las centrales nucleares ligados a la gestión de residuos

- ...

Respuesta simple: "De manera poco transparente"

Al sufrido consumidor le puedo asegurar que no tendrá grandes detalles de todos estos conceptos en sus facturas. Pero también he de decir que el que calla otorga.

Peligro - El sistema eléctrico alemán directo a la quiebra

CC 3.0 - Autor: Ankawü

Ya sabemos que la reforma eléctrica en España se ha desarrollado para evitar la quiebra del sistema eléctrico, colapso que nos llevaría de vuelta a una época de oscuridad.

Una vez que se ha salvado el sistema eléctrico español los dirigentes de otros países del mundo deberían ver si les son aplicables las mismas recetas una vez que se den condiciones similares.

A lo largo del artículo repasaremos las principales variables del sistema eléctrico español que han requerido una solución extrema y valiente por parte del ejecutivo.

1. La excesiva penetración de las energías renovables dan como lugar un sistema extremadamente frágil desde el punto de vista de su gestión.

En España, de acuerdo con los datos de REE, fue en el año 2012 de 40,6%. Si nos fijamos en Alemania por su papel de locomotora económica de la zona euro, de acuerdo con datos del Gobierno Federal, se alcanzo el 22,9% y además se plantean sustituir toda la generación nuclear y reducir su dependencia dependiendo de las importaciones de gas elevando esta penetración al 60% en los próximos 20 años.

Es evidente que hay que analizar el caso alemán con cuidado porque vista la experiencia en España esto puede desembocar en un problema de consecuencia mundiales y en último extremo el G20 o el G8 tendría que estudiar como solventar la situación.

2. Hay renovables y renovables

Análisis muy profundos parecen haber demostrado que la raíz de todos los problemas del sistema eléctrico español es debido a las renovables y de manera más específica al rápido desarrollo del parque fotovoltaico que nos llevó a ser el líder mundial en esta tecnología cuando era más cara. De hecho, según afirmaciones categóricas del Ministerio somos el país europeo líder en potencia instalada.

Esto requiere un análisis comparativo del desarrollo de la potencia fotovoltaica instalada en España y Alemania a fin de anticipar cuando el problema se tornará crítico en Alemania.

La primera conclusión es que nunca hemos sido la primera potencia mundial en potencia fotovoltaica instalada. De hecho en estos momentos no seremos ni la quinta. La segunda conclusión es que si el parque fotovoltaico ha sido la raíz de todos los problemas del sistema eléctrico español, el caso alemán puede ser 7 veces más grave. Esto requiere profundizar urgentemente en más análisis no sea que la hecatombe del sistema eléctrico alemán tumbe el sistema económico europeo.

Si el problema no viene de la potencia instalada, a lo mejor viene del nivel de producción volcado al sistema eléctrico. Ya se sabe que en España hay sol y en Alemania no. Este debe ser un factor muy relevante. Vamos a comparar la generación fotovoltaica en ambos países.

Decepcionante. Nunca hemos sido líderes mundiales en producción de energía fotovoltaica. Si el problema no viene de la potencia instalada ni de la producción, a lo mejor viene del grado de penetración en el sistema eléctrico y como se distorsiona este. Vamos a comparar los datos ambos países.

El aparente crecimiento de la penetración en España en el periodo 2010-2012 no se debe tanto al aumento de potencia instalada (existe una moratoria que se introdujo con el RDL 14/2010) como al hecho de que la economía española decrece y la alemana no lo que lleva aparejado un menor consumo eléctrico. La cifra debería ser un 2,5% para España en 2012 frente a un 4,75% de Alemania.

La situación de Alemania empieza a ser muy preocupante, no solo tienen más potencia instalada lo que supone un nivel de inversión en activos 7 veces superior a España sino que en términos nominales y porcentuales su penetración en el mercado eléctrico dobla la del caso español. La única razón para que el sistema eléctrico alemán no haya colapsado es que las primas a la producción o su equivalente sean menos de la mitad que en el caso español.

3. Marco retributivo y estabilidad regulatoria

En palabras del Ministerio, la presentación realizada a los grupos de inversores en Londres, tras la aprobación de la Reforma del Sector Eléctrico, les ha dejado tremendamente satisfechos. Es de esperar por tanto que en breve habrá anuncios de retirada de todos los procesos de arbitraje en el foro del Energy Charter Treaty.

Vamos a ver el resumen comparativo entre Alemania y España:

Como pueden esperar los alemanes que inviertan en su sector/país antes que en España. Solo disponen de una clasificación AAA del país frente a la española de BBB-, un marco estable que no cambia con el paso del tiempo para los que en un año han hecho una inversión frente a 4 cambios (y otro que tardaremos 4 meses en conocer) afectando al esquema retributivo.

Además tras los cambios el esquema retributivo alemán además de ser más estable es bastante más generoso.

Resulta evidente que los inversores extranjeros en España están más satisfechos.

4. Precio de la energía para el consumidor final

En cualquier caso, no importa que Alemania haya instalado más potencia fotovoltaica, que produzca más, que su penetración en el mercado eléctrico sea mayor o que su esquema legislativo sea más estable. Nuestra energía al consumidor final es más cara y mucho más si tenemos en cuenta el poder adquisitivo de los alemanes. Esto está produciendo un daño terrible a la competitividad de nuestro tejido empresarial y además cercena el consumo.

Para demostrarlo vamos a comparar los precios de la electricidad al consumidor especial recogiendo todos los impuestos especiales, IVA y normalizandolos con el poder adquisitivo. EUROSTAT nos ayuda en esto.

Pues ni por esas. 

Estos insolidarios alemanes producen más energía fotovoltaica (3,5x), invierten más en activos (7x), desplazan más porcentaje de generación convencional (2x), tienen un marco legislativo más estable (5x), a fecha de hoy su retribución es más elevada (y en el futuro mucho más), les cuesta la energía más o menos lo mismo (+1x), son más competitivos y no tienen Déficit de Tarifa.

Mejor no decimos nada al G20. Seguramente los problemas del sector eléctrico español tengan que ver mucho menos con las renovables de lo que nos están diciendo.... pero los inversores están muy satisfechos.