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.

FORZA GALICIA

Autoconsumo - La fruta prohibida

Miguel Angel - Capilla Sixtina

Entre los anteproyectos de Real Decreto que la Secretaría de Estado de la Energía ha remitido a la Comisión Nacional de Energía (CNE) se encuentra el relativo al autoconsumo.

El sector fotovoltaico ha declarado sin paliativos que el marco propuesto imposibilita directamente el desarrollo de este modelo de negocio ya que lejos de incentivar el desarrollo del mismo lleva asociado un coste extraordinario por kWh generado en concepto de "peaje de respaldo".

En palabras del Ministro del sector, este peaje se concibe para evitar que existan "free riders" que se aproveche de los usos de la red a coste cero. Es decir si la instalación de autoconsumo vuelca energía a la red lo hace a coste cero, sin generar un crédito por la energía generada y además debe pagar los costes de uso de la red por la que transita la energía que ha volcado.

Esto quiere decir en primer lugar que la figura de Balance Neto no se contempla. Y conceptualmente es razonable pensar que si estás haciendo uso de la red pagues por ello. Se podría aducir que en la medida que estás aportando energía esta al menos debería ser retribuida a precios del mercado mayorista, pero esto se descarta de manera taxativa. Es decir volcar energía a la red es un coste extraordinario sin contraprestación. Además el llamado "peaje de respaldo" es mayor que el peaje de uso como consumidor con lo que se prima que se compre la energía de la red en lugar de generarla.

Hay quienes aducen que esto es lógico ya que existe una sobrecapacidad de potencia de generación instalada.

Lo que resulta más chocante es que aunque no vuelques energía a la red también debas incurrir en el costo del "peaje de respaldo". Es decir, si instalas una fuente de generación que nunca hace uso de la red y por tanto solo minora la energía que compras de la misma, aunque no haces uso de la red, tienes que pagar el peaje. Conceptualmente no tiene mucho sentido, al menos desde el punto de vista del usuario. Solo tiene sentido si estás creando un recargo específico dedicado a retribuir a quien no vende su energía o cobra por su transporte. 

Lógicamente uno podría argumentar que la reducción del consumo también puede provenir de que has instalado equipos más eficientes y por lo tanto no tiene sentido pagar más. ¿O sí?.

Si uno lee el artículo "Reforma del sector eléctrico - Cosas veredes" uno descubre que el argumentario utilizado como justificación de las medidas acometidas (página 5 del RDL 9/2013), entre ellas que al usuario final le suba la luz un 3,2%, es que el consumo se ha caído un 2,3%. Así que en vez de buscar una eficiencia en costes, como ocurre con el resto de los impuestos, si los que pagan menguan se les sube el concepto a los que quedan y se cuadra la ecuación. Ya sabemos porque suben los impuestos, la luz, y el "peaje de respaldo".

Para ver el impacto del "peaje de respaldo" he realizado una pequeña variación del modelo que se presento en el artículo "El futuro del Balance Neto". En este caso he considerado solo una instalación de autoconsumo instantaneo. Esto significa que no se va a volcar energía a la red y que nos ayuda a reducir en un 30% aproximadamente consumo de energía proveniente de la red. Y se analiza en 2 escenarios; con y sin "peaje de respaldo".

La conclusión es que para alcanzar la paridad de red, con la Tarifa de Último Recurso (TUR) ó Precio Voluntario del Pequeño Consumidor (PVPC), se pasa de amortizar la instalación en 10 años a requerir hacerlo en 20. Los temores del sector fotovoltaico parecen fundados.

He añadido, además del precio de la TUR a partir del 1 de Agosto de 2013, el precio de Mercado Libre. Lo pongo a modo de referencia porque es muy posible que la llamada PVPC haga honor a su concepto de Precio y más pronto que tarde cierre el hueco con la referencia del Mercado Libre.

Cada uno puede sacar su conclusiones, pero yo creo que tal y como indique en el artículo "¿Los aranceles afectarán al sector fotovoltaico?" existe mucho recorrido en futuras reducciones de precios de los paneles fotovoltaicos y una tendencia natural de las energías convencionales hacia el incremento de sus costes variables. Amén de una tendencia acusada de todo nuestro entorno europeo hacia un modelo de generación eléctrica distribuido.

No se pueden poner puertas al campo...

Reforma del sector eléctrico - Cosas veredes

Como quería estar seguro que la valoración que realicé tras la rueda de prensa del Consejo de Ministros del día 12 de Julio de 2013 no pecaba de excesivamente dura y desproporcionada, me he dedicado a tratar de desentrañar el Real Decreto Ley 9/2013 de la misma fecha.

He adjuntado el vínculo para que cualquiera pueda analizarlo. Dispone de 42 páginas que prácticamente no dicen nada que no estuviera recogido en los "aproximadamentes" que se plasmaron en la presentación de la rueda de prensa.

Un Real Decreto Ley es un mecanismo de urgencia, para poner en marcha con carácter inmediato una serie de medidas.

La única medida que entrará de manera urgente, el 1 de Agosto de 2013, es la única realmente definida que es la subida de la Tarifa de Ultimo Recurso renombrada como Precio Voluntario del Pequeño Consumidor. El resto de medidas necesita de un desarrollo reglamentario que requerirá su tiempo de modo que el Real Decreto Ley lo que marca es una fecha de aplicación pero sin concretar el que se aplicará.

Pero invito a cualquiera a invertir algo de tiempo en la lectura del documento. En el se realiza un preámbulo explicativo que se desarrolla a lo largo de 13 páginas de las 42 que lo conforman. Es decir casi 1/3 es una auto justificación del porque se hacen las cosas que se van a hacer cuando se definan.

La explicación es tediosa, pero extremadamente interesante porque hace un recorrido exhaustivo por la extensa y desmadejada actividad regulatoria que ha acontecido, en particular desde Diciembre del 2010 hasta hoy. Es evidente que ningún inversor o agente puede percibir el sector eléctrico español como predecible y transparente cuando se ha llegado al record de emitir hasta 3 normas con rango de ley en menos de un año. Y por supuesto hablar de Seguridad Jurídica una entelequia.

Pero lo más sorprendente son las razones que el Ministerio presenta como fundamentales para que se haya precisado desarrollar este nuevo marco normativo. Recomiendo la lectura de las página 5 que voy a sintetizar a fin de simplificar el lenguaje y hacer que sea entendible:

1) El invierno/primavera de 2013 ha sido más lluvioso y ventoso de lo esperado. Por lo que se ha producido una mayor contribución de la energía hidráulica y eólica. Esta última ha recibido en ese periodo mayores primas de las esperadas (es lo que se quiere contabilizar en el déficit de tarifa) pero el precio del mercado como consecuencia de lo anterior se ha reducido en un promedio de casi un 30% (14 €/MWh). 

Voy a traducirlo a números porque como todavía no lo entiendo alguien me lo podrá explicar: Mayores primas a la eólica en el primer trimestre según datos de CNE por valor de 600 M€ y menores costes del mercado eléctrico en el primer trimestre al desplazarse las tecnologías convencionales más caras por valor de 1.400 M€.

O sea la primera razón es que como consecuencia de que el invierno ha sido como debería ser, aunque ya no estemos acostumbrados, el sistema se ha ahorrado 1.400-600 = 800 M€ y por lo tanto esto es un desastre.

2) El Gobierno se había equivocado al pensar que la caída del consumo eléctrico por la crisis en lugar de ser un 0,3% ha sido un 2,3% en tasa interanual y por ello se ha cobrado menos de le presupuestado.

O sea que como el Gobierno ha hecho mal o muy voluntarista el presupuesto del 2012 pues tendrán que pagar los que no se han equivocado, consumidores incluidos.

3) El Gobierno ha decidido incumplir el Real Decreto Ley 6/2009 de 30 de Abril que le obligaba a presupuestar con cargo a los PGE (Presupuestos Generales del Estado) los costes extraordinarios de los sistemas insulares y extrapeninsulares.

O sea que como el Gobierno no ha cuadrado otras partidas de costes en los PGE (Presupuestos Generales del Estado), y para cumplir con el Déficit del Estado del 6,3% decide unilateralmente no cubrirlos en su totalidad. Y ya puestos si no lo cumple en 2013 pues tampoco se cumple en años venideros y todos tan contentos. Ya pagarán los de siempre este capítulo que en realidad es un trasvase de no ahorros en otros conceptos ajenos al sector eléctrico.

4) Esta es la mejor, de verdad. Porque el Gobierno se había comprometido con la Comisión Europea, dentro del plan de reformas a presentar, que la correspondiente al sector eléctrico se presentara en el primer semestre. Si el contenido está desarrollado o no es una derivada de segundo orden por lo visto.

Las razones 1), 2) y 3) muestran que el Déficit de Tarifa o bien se debe a errores presupuestarios del Gobierno o bien a contabilizar solo lo malo y no lo bueno.

La razón 4) no la comentaré.

Entiendo que todas pueden precisar esfuerzos por parte de todos para dar salida a la difícil situación, no solo del sector eléctrico, por la que atraviesa el país. Pero hacerlo buscando poner en la picota a determinados agentes responsabilizándoles de lo que ocurre y no asumiendo por quien tiene que asumirlo las responsabilidades y consecuencias me parece deshonesto.

Al igual que en el anterior artículo, si el tono no es el adecuado o los datos no son correctos no dudaré en disculparme y enmendar lo que haga falta. Pero mi decepción y desconcierto va en aumento. No creo que el sector eléctrico se merezca este desorden.

Reforma del Sector Eléctrico - Una reflexión abierta

Cuando se anunció la última de las reformas eléctricas pensé que para bien o para mal se iba a cerrar una etapa de incertidumbre que estaba afectando a todos los agentes del sector. Muchos analistas, inversores, banqueros, empresarios y demás afectados esperaban ansiosos las nuevas directrices a fin de evaluar cuales debían ser las acciones a tomar para poder afrontar lo que se había planteado como un reparto equitativo del peso de la reforma.

Nada más lejos de la realidad. A última hora de la tarde del día 12 de Julio de 2013 el único dato cierto es que el Gobierno plantea una subida inmediata de los peajes en un 6,5%, que cuando menos conducirá a una subida de la Tarifa de Último Recurso del 3,2%. 

Y ni siquiera esto es un dato cierto porque no se sabe si en la próxima subasta de CESUR se producirá un incremento adicional de proporciones similares. El otro dato cierto es que el cambio del nombre de Tarifa de Último Recurso (TUR) por el de Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC), aspecto tan relevante que ha merecido el mismo tiempo de exposición por parte del Ministro que los dedicados a otros aspectos de mayor calado. Esto de por sí ya da una idea del nivel de la reforma y su puesta en escena. Chanzas aparte, le puedo asegurar a todo el Gabinete Ministerial, el Consejo de Ministros y la propia Presidencia del Gobierno que si de verdad fuera "Voluntario" muchos "Pequeños Consumidores" no lo pagarían. Sería de agradecer que el tiempo dedicado a este afán creativo se dedique a aspectos de mayor calado.

Entrando en los detalles de la llamada reforma, de gran calado por ser un "pedazo de reforma" como se ha descrito en la rueda de prensa posterior al Consejo de Ministros, a pesar de tanta creatividad ha pasado por alto aspectos extremadamente importantes como son los mecanismos de fijación de precios del mercado, la política de desarrollo estructural como sería el mix energético o las redes de interconexión entre otros. Al final sigue siendo una cuadratura de una hoja de cálculo donde de manera arbitraría y en un ejercicio desde arriba hacia abajo se han fijado los repartos de costes. Para hacer esto, no se ha trabajado con los afectados ni analizado las consecuencias económicas completas. En definitiva, un trabajo que podía haber realizado un recién licenciado sin experiencia con todo el respeto al amplio, avezado y muy cualificado equipo de funcionarios, asesores y otros intermediarios.

Como he indicado a estas horas de la tarde solo se sabe que aproximadamente 6 GW de ciclos combinados gas se podrán hibernar, que 2.700 millones de euros los tendrán que absorber en partes aproximadamente iguales las compañías de distribución y transporte y los productores del régimen especial, que en algún momento el Gobierno encontrará la manera de cambiar la ley para que se ponga en marcha una central nuclear que no se necesita, que se ha definido una "rentabilidad razonable" para nuevas y antiguas inversiones que nadie ha manifestado aproximadamente como se calculará la "razonabilidad" del valor de la inversión quedando este aspecto a la libre y unilateral discrecionalidad del Gabinete Ministerial, que aparecerá un numero indeterminado de comercializadoras que comprarán la energía a un número menguante de compañías generadoras y en ese entorno serán capaces de mejorar los precios al consumidor final que estarán acogidos a un "Precio Voluntario" que no determinan esas nuevas compañías, produciendo un ahorro aproximado indeterminado. Se sabe que habrá un Real Decreto Ley y un Real Decreto pero no está determinado que se contendrá en cada uno de ellos, y de hecho en los medios se baraja un abanico de ocho Reales Decretos a desarrollar.

A este pasmoso conjunto de "aproximadamentes" tenemos que añadir el curioso espectáculo proporcionado entre dos Ministerios de peso jugando a la luz pública a los desmentidos y peleas de patio.

En estos momentos 55.000 pequeños inversores que confiaron en el Estado no saben si van a quebrar, dado que el Estado les promete una rentabilidad razonable pero al mismo tiempo se reúne con la Banca para avisarles que deben ser buenos chicos y refinanciar o hacer quitas a esos pequeños inversores. Evidentemente la Banca le ha dicho al Estado que NINI (Ni lo van a hacer, Ni se lo debe pedir el Estado). Quitando el hecho nada baladí de que en estos momentos el 25% de la Banca está nacionalizada y por lo tanto debería ser ese otro Ministerio tan bien avenido el que debería dar la famosa refinanciación, fácil de otorgar por la "razonabilidad" avalada por el Estado, a través del ICO y de sus propios bancos.

Por otro lado tenemos a las eléctricas tradicionales. Se les reúne de urgencia el día anterior para comunicarles, que no consensuar, lo que va a acontecer. Los accionistas de esas compañías, y de otros grandes agentes cotizados, desconocen lo que va a pasar y deciden que mejor ver el encierro desde las barreras no sea que vayan a salir corneados. En promedio en un solo día se ha volatilizado entre el 5% y el 8% del valor en bolsa de las compañías, lo cual es de por sí un valor muchísimo mayor que los recortes que deben absorber aproximadamente. El problema es que el valor volatilizado para estas compañías no es aproximado, es concreto y tiene hasta decimales.

Entrando de manera específica en los cambios de mecanismo de retribución a las renovables habría que apuntar varios aspectos no menores:

- Contrariamente a lo que argumenta el Ministerio acerca del respaldo dado por el Tribunal Supremo a la valoración de no retroactividad de las medidas adoptadas en el pasado reciente, un lectura cuidadosa de la resolución lo que dice es que la Seguridad Jurídica no se puede anteponer a los designios del Gobierno si existen circunstancias razonables que lo justifican. Ya es grave que un tribunal de última instancia argumente que la Seguridad Jurídica es un aspecto que puede ser obviado. Lo puedo entender por parte del Ministerio al que acucian los problemas pero no lo puedo entender de parte del Tribunal Supremo. La otra cosa grave es la discrecionalidad del término "razonable"

- Si el Estado creía tener el respaldo jurídico suficiente para avalar los recortes ya acometidos, tengo curiosidad por ver como se puede defender en todos los foros en que se van a presentar contenciosos que este cambio total del esquema de retribución para instalaciones ya existentes no es retroactivo. En estos momentos está en curso el arbitraje dentro del marco del Tratado de la Carta de la Energía (TCE) por parte de 16 fondos de inversión. 4 fondos más están cerrando los plazos para abrir otro arbitraje y a no dudar en cuanto se concreten las medidas alguno más se animará. 

Hay que resaltar el continuo y profuso uso de los Reales Decreto Ley que fueron concebidos como herramientas de urgencia y que aparentan ser usados para hurtar al individuo o empresa nacional la posibilidad de acudir a los tribunales. En cualquier caso, y para los recortes anteriores, al menos tres comunidades presentaron recursos de inconstitucionalidad.

- Aunque desde el punto de vista legal el Estado consiguiera resultados positivos a sus intereses, lo que no se debe olvidar el que la Seguridad Jurídica no es algo que tienes, es algo que te ganas, y si el inversor piensa que no ofreces Seguridad Jurídica, por mucho que lo afirme el Tribunal Supremos o el Estado, no invertirá. Si el Estado pierde se enfrentará a tener que compensar a esos fondos, factura que pagaremos con nuestros impuestos, y posiblemente a trasladar las mismas compensaciones o similares a los agentes nacionales a los que temporalmente ha cerrado el camino contencioso.

- Por último, y en respuesta a los comentarios vertidos en la rueda de prensa posterior al Consejo de Ministros, solo se ha producido en la historia del sector eléctrico una regulación justo antes del cambio de Gobierno. Fue el 12 de Marzo del año 2004, donde en el último gabinete de gobierno por parte del Ejecutivo de José Mª Aznar se aprobó el Real Decreto 436/2004. El denostado Real Decreto 661/2007 fue en realidad un recorte del marco retributivo del RD 436/2004 y, curiosidades de la vida, el entonces Secretario de Estado para la Energía D. Ignasi Nieto diseñó un marco retributivo para proporcionar una rentabilidad razonable del 7,5%. 

El Sr. Nieto, a diferencia del Ministerio actual, se reunió con todos los agentes del sector, propios y ajenos, para poder determinar los costes de inversión en esos años y diseñar las tarifas que proporcionaban dicha rentabilidad. En dicho análisis participaron desde agentes gubernamentales como el IDAE o la CNE, centros tecnológicos, patronales, agentes industriales e inversores. Debe tenerse en cuenta que IDAE conocía además los costes de primera mano porque tradicionalmente había invertido en todas las tecnologías a fin de tener un conocimiento real y cercano de las mismas y poder desempeñar su labor con efectividad. 

Como tuve el honor de ser uno de los muchos que participó en aquel proceso estaré encantado de compartir los datos con el Ministerio si lo considera relevante. Pero el mensaje es claro, la tarifa que proporcionaba la rentabilidad que recogen algunos de los propios folletos de IDAE, órgano del Ministerio, es la que se definía en el RD 661/2007. El recorte que en el caso de la fotovoltaica ha alcanzado entre un 35% y un 40%, como el propio Ministerio reconoce al rogar a los bancos que sean comprensibles, da rentabilidades negativas. Incrementar los recortes llevará a quiebra de pequeños accionistas y a que los bancos ejecuten garantías personales y esto se sabe. Por lo tanto si se sabe, y a pesar de eso se legisla para que ocurra, no se que nombre legal tiene pero en castizo seguro que se nos ocurre algo.

El porque la fotovoltaica ha llegado donde ha llegado tiene que ver con un gran desorden de la administración y no un enriquecimiento desmedido de esos pequeños inversores que van directos a la ruina. Sugiero leer el artículo "¿Cómo fue posible? Íbamos a por 400 y volvimos con 4.000" 

Y ahora va detrás el resto, tanto las demás renovables como las convencionales. Esta reforma no evita que el sistema quiebre, directamente lo lleva al borde de la quiebra. De entrada las compañías eléctricas están preparando despidos como su patronal se ha aprestado a anunciar. El sector del régimen especial ya ha amortizado más de 80.000 puestos de trabajo. No hablamos de 700 como algún miembro del Ministerio apunta con sarcasmo.

Desde el punto de vista del consumidor, este sistema apuntala que en los próximos años se produzca un encarecimiento progresivo del precio de la electricidad. Los costes regulados se han bloqueado, pero se actualizaran de manera automática y por otro lado los costes de generación convencional con el paso del tiempo repercutirán los recortes y por su propia naturaleza tienden al alza al incorporar costes variables que suben con el coste de la vida. Se han eliminado inversiones en infraestructuras que podrían ayudar a reducir el precios, como son las interconexiones o nuevas tecnologías de generación. Se mantienen activos que no son necesarios como es el caso de la central nuclear de Garoña por meras consideraciones políticas. Se cierran las puertas a modelos de negocio de generación distribuida.

Si el tono del artículo no es el adecuado o los datos no son correctos no dudaré en disculparme y enmendar lo que haga falta. Pero nace de la decepción y el desconcierto. No creo que el sector eléctrico se merezca este desorden.

El futuro del Balance Neto

Desde la publicación del RD 1699/2011 el día 8 de Diciembre del 2011, aprobado por unanimidad en el congreso de los diputados, el sector de energías renovables y más concretamente las empresas del sector fotovoltaico han esperado con impaciencia su desarrollo. Dicho desarrollo de acuerdo a la ley era de obligado cumplimiento por parte del gobierno en un plazo no superior a los 4 meses. 18 meses después el gobierno sigue sin dar respuesta a su obligación legal.

El porque de esta situación tiene mucho que ver con los miedos a trastocar el negocio tradicional de los grandes operadores del sector eléctrico.

Para poder darnos cuenta de la dimensión del negocio energético afectado tenemos que tener en cuenta que el consumo eléctrico residencial representa aproximadamente un 20% lo que supone cerca de 50.000 GWh al año.

Este consumo es el equivalente a 7 GW de potencia instalada convencional de un 80% de disponibilidad. En otras palabras, representa casi un 30% de la potencia instalada de ciclos combinados de gas natural o el 100% de la potencia instalada de generación nuclear. Es por lo tanto muy comprensible que las compañías tradicionales del sector eléctrico esten preocupadas.

Por otro lado, desde el punto de vista del mercado eléctrico, supone incrementar la potencia instalada en un parque de generación ya sobredimensionado. Además de suponer un transtorno en el reparto de los costes de distribución y transporte que debería ser absorbidos por un número menor de consumidores de energía eléctrica. Es comprensible que el regulador quiera ser especialmente cauto en este nuevo mercado y evitar errores pasados en el control y despliegue del mismo. No debemos olvidar que, como ya explicábamos en el artículo "¿Como fue posible? Íbamos a por 400 y volvimos con 4.000", la administración es prácticamente la única responsable en el desorden del despliegue de la generación fotovoltaica.

Por último, desde el punto de vista del sector fotovoltaico, que es el sector que con más intensidad está demandando el desarrollo de este nuevo mercado, se percibe esta oportunidad como una salida al estancamiento consecuencia del RDL 1/2012 de 27 de Enero de 2012 por el cual se implanto una moratoria al desarrollo de nuevas instalaciones renovables. El sector fotovoltaico argumenta que el impacto del autoconsumo residencial apenas tendrá impacto sobre el mercado actual de las eléctricas o el desarrollo del modelo energético dado que solo una pequeña fracción del sector residencial puede instalar soluciones fotovoltaicas en sus propias residencias.

Este último aspecto no es del todo correcto ya que si bien hoy por hoy el sector fotovoltaico es el que abandera la reclamación del mercado del autoconsumo, su sola apertura abriría las puertas a soluciones basadas en otras tecnologías como sería el caso de las soluciones de calderas de biomasa o las soluciones de micro-cogeneración que llevan años explorando en el norte de Europa y Japón (pilas de combustible, baterías, motores Stirling o alternativos, ciclos orgánicos, ...).

El desarrollo de este nuevo mercado debe estar sustentado en tres premisas básicas: no necesidad de subsidios o subvenciones, no enfrentarse a barreras de entrada de los actuales agentes y suponer una ventaja en costes para el usuario final. Para ver la factibilidad de dar respuesta a los puntos anteriores en este artículo nos vamos a remitir solo al análisis de la tecnología fotovoltaica.

Desde el punto de vista de los costes, sigue existiendo una fuerte presión a la reducción de precios como se comentaba en el artículo "¿Los aranceles afectarán al sector fotovoltaico?". Aún y a pesar de las recientes quiebras de empresas industriales europeas, a nivel global el mercado goza de un fuerte dinamismo. En Japón los fabricantes han declarado que van a incrementar en 2013 más de un 30% la producción para dar respuesta a una demanda creciente. En el resto de los mercados se esperan crecimientos sostenidos que llevará a saturar las capacidades productivas existente.

Por ello no se prevén escenarios en que sea necesario acudir a mecanismos de incentivo para las instalaciones y si los estados deciden aplicar incentivos al sector industrial (via impuestos, ayudas directas o barreras proteccionistas) obedecerán a meros intereses políticos ajenos al interés del usuario final.

Las restricciones desde el punto de vista de los agentes actuales ya se han explicado: reducción de su mercado de venta, infrautilización de los activos de generación, transporte y distribución, y alteración de los mecanismos de distribución de costes. En este sentido se anticipa que en la próxima reforma energética se incrementen los costes fijos para el consumidor final en detrimento de los costes variables. Aparte del efecto desincentivador de la eficiencia, dicha medida solo producirá en retraso en el despliegue de la generación distribuida si es cierto que los costes de la tecnología fotovoltaica de generación siguen su declive.

Dicho lo anterior, es obvio que el desarrollo de la generación distribuida se producirá si el coste de la energía que dichos sistemas esté por debajo del coste de la energía comprada a la red, o lo que es lo mismo cuando se alcance la paridad de red. A continuación se recoge un análisis a la luz del estado actual de costes. El umbral inferior se produce con sistemas puramente fotovoltaicos donde se busca una reducción de la energía comprada a red (autoconsumo instantaneo). El umbral superior está determinado por sistemas fotovoltaicos que producen la totalidad de energía que necesita una residencia y gestiona mediante almacenamiento en baterias de Li-ion el desajuste entre demanda y generación (autoconsumo en aislado). En un punto intermedio nos encontraríamos con el balance neto, que a todos los efectos es un sistema fotovoltaico que utiliza como sistema de almacenamiento la red.

En el estudio no se ha considerado posibles mejoras con el tiempo de los costes de los sistemas fotovoltaicos o las baterias. Tanto la curva de Swanson con las proyecciones de precios de las baterias que adelantan una reducción a la mitad de los precios en un plazo no superior a los 3 años nos hacen pensar que estos es una hipótesis muy conservadora.

Se ha contemplado un incremento anual del 2% en el coste de generación eléctrica lo cual es moderado a la luz de la evolución del precio de la energía en los últimos 10 años.

El estudio muestra permite anticipar que, una vez se despejen las incertidumbres que la futura reforma energética proyecta sobre las reglas del juego, es de esperar que en Empresas de Servicios Energéticos (ESE) podrían empezar a ofertar energía al consumidor final entre un 10% y un 20% inferior al precio de la red.

las empresas tradicionales del sector eléctrico, reguladores y administraciones se enfrentan a una situación similar a la que en pasados años ha vivido la industria discográfica. El empeño por proteger modelos de negocio convencionales les ha dejado fuera de juego en un mercado donde otros han sabido proporcionar al cliente el tipo y formato de música que querían comprar. El debate de la música pirata ha quedado sobrepasado por el desarrollo de modelos comerciales rentables (Spotify, iTunes, ...) que han sabido dar respuesta a lo que el cliente final demandaba.

Escucharemos en el sector energético a los consumidores...