La energía como derecho La energía como derecho

Las claves de un tema que nos afecta a todos

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Resumen del mercado eléctrico en noviembre: ¡Seguimos con las bajadas!

Se han cumplido las previsiones de octubre y noviembre ha pronunciado las bajadas de precios comenzadas el mes anterior, aunque seguimos hablando de un mes caro, tanto en mayorista como para domésticos. Y los medios de comunicación, salvo honrosas excepciones, siguen sin decir nada al respecto: las bajadas no son noticia y no generan alarma…

Precios regulados domésticos – PVPC

La factura baja sólo un 1,1% hasta los 67,4 € y toma un valor muy parecido al del año pasado 67,1€. A pesar de la bajada es un valor ligeramente alto para noviembre ya que si la comparamos con la media de los 4 últimos noviembres, es superior en un 2,6% (65,7 €) y al igual que ya pasara el mes pasado, es el noviembre más caro de la historia de precios regulados.

La diferencia de precios con respecto a otros noviembres se ha encontrado, como viendo siendo norma últimamente, más en las horas valle que en las punta. De hecho podemos observar como el spread medio de precios (la diferencia de precios entre máximos y mínimos) para los meses de noviembre, cada año es más reducido, o dicho en otras palabras, año tras año cada vez hay menos diferencia entre los precios caros y los baratos. Esto es algo que también está sucediendo en el mercado mayorista OMIE, del cual depende en parte el PVPC.

La mayoría de días el precio del kWh ha estado oscilando entre los 12 y los 13 céntimos, quedando finalmente y según el perfilado de REE en 0,129843 €/kWh.

La previsión para diciembre es que la factura repunte algo, según está evolucionando el mercado de futuros, situándose de momento sobre los 68,4 € (subida de un 1,5%). Para el global del año sigue empatada, con la de 2014 en 785 €, esto es, la segunda más cara de la historia tras la de 2012 (793 €). Recordemos también que son menos de la mitad de los consumidores los que están en mercado regulado, el resto, los de mercado libre, la mayoría de ellos seguramente se encuentran peor y desde hace más tiempo (los que lleven tiempo con las grandes).

Mercado mayorista de electricidad – OMIE

Noviembre ha cerrado precio en 61,9 €/MWh (0,33 € por debajo de su última cotización) con una bajada del 4,8 % con respecto a octubre, subida del 4,7 % con respecto al mismo mes del año pasado o la más importante para mí, del 16,2 % con respecto a la media de los últimos 4 noviembres. Al igual que sucedía con los precios domésticos y a pesar de la bajada, estamos ante un mes caro. De hecho ha sido el noviembre más caro desde el del año 2008 (66,52 €/MWh).

 

El alza de precios se ha dado a todas horas, excepto quizás en el pico de la noche, con valores medios muy parecidos a los de 2017. Al igual que pasara con los precios domésticos, el spread medio para este mes se ha ido reduciendo año tras año y si en el 2014 era de 35 €/MWh en este queda en poco más de 22 €/MWh.

Aunque las horas baratas son función del viento y demanda en ese momento y por tanto bastante variables, las horas caras parecen haber tenido el techo rondando los 70 €/MWh.

A nivel de contratación bilateral este mes la nuclear sigue colocando así la mayor parte de su energía (85,3%), no pasando por tanto a formar parte del sistema de fijación de precios. Lo mismo sucede con otras fuentes como la eólica donde la contratación bilateral supuso el 14,9% de la energía generada, la gran hidro (53,8%), el carbón (6,1%) y la fotovoltaica a modo testimonial (0,1%). La contratación bilateral supuso el 22,4% de la energía generada. La contratación bilateral entre comercializadoras (comercializadoras que le venden energía a otras, normalmente más pequeñas y que no son capaces de tener una infraestructura de compras) supuso el 29,3% del total de la energía gestionada en bilaterales (10,47 GWh).

Nuevo retroceso en el número de horas fijadas por el agua y en este mes también por la cogeneración, que se las ceden al carbón y en menor medida los ciclos. Las horas en que el agua fija los precios son las diurnas mientras que las nocturnas son las del carbón y en menor medida la cogeneración.

El precio medio del año hasta el 30 de noviembre es de 56,87 €/MWh y el estimado para todo el año completo baja 4 céntimos respecto al de octubre y asciende a 57,24 €/MWh, así que finalmente ¡2008 será un año muy caro!

Futuros

Bajadas generalizadas en los próximos meses, excepto para febrero del 19 que sube precios y a más largo plazo los 2 últimos trimestres del año 19, Q3 (62,33 €/MWh) y Q4 (63,63 €/MWh). Ligero repunte también para el año completo 2019, que parece empeñarse en quedar por encima de los 60 €/MWh valor increíblemente alto y que debería ser incompatible con la nueva renovable que debe empezar a entrar ya en ese año (todo dependerá de la eólica, la solar, hasta que no haya una incorporación tan masiva como la eólica, no creo que haga bajar mucho el precio).

Aunque queda un mes para cerrar el trimestre actual Q4, el precio quedó en noviembre en 63,56 €/MWh que si promediamos con la última previsión de diciembre (61,22) entonces Q4 debería quedar sobre los 62,4 €/MWh, esto quiere decir que el corte beneficio/pérdidas para el aseguramiento del trimestre estará sobre mediados de mayo

Fuentes de generación y emisiones

Impresionante desplome de la generación termosolar, que aunque le corresponde por pura estacionalidad, ha tenido el peor resultado desde noviembre del 2014, con una generación de menos de la mitad de lo que le correspondería en este mes, le sigue la otra solar, la fotovoltaica y la nuclear con 2 reactores parados por recarga (Almaraz I y Ascó I) casi todo el mes.

En el otro lado y para compensar la energía no generada por las nucleares, tenemos fuerte repunte de las fuentes más caras: Gran hidro, Ciclos y en menor medida el Carbón. Curioso el comportamiento de los ciclos este año, con más generación de lo habitual desde Marzo, justo al revés que el carbón, pero es que en este noviembre se ha generado mucho con gas, casi tanto como el noviembre de 2016. Esto puede ser debido al fuerte incremento de precios que ha tenido hasta octubre el precio del carbón mayorista y también el de los derechos de emisión que afecta particularmente al carbón (la generación con ciclos emite menos de la mitad de GEI que con carbón). Y aunque en noviembre los precios del carbón han caído un 9% el de los derechos de emisión ¡se han incrementado nada menos que un 23%! Esto unido a la eliminación del céntimo verde al gas del RD 15/2018 puede haber provocado esta situación este mes.

Igual que el año pasado fue un año solar excepcional, este está siendo francamente malo, con una generación muy por debajo de lo normal y aún así, como tenemos tan poca instalada, no influye demasiado en el cómputo de generación renovable que este año vuelve a recuperar cuotas y acabará rondando el 40%, por encima de los 3 años anteriores y será debido, en este mes, sobre todo al agua (10,6% de cuota) y al viento (21,6% de cuota) que han destacado por encima de lo habitual para noviembre.

Así que alta cuota renovable y baja generación con carbón (aunque mayor con ciclos), se traducen nuevamente en un moderado incremento de Gases de Efecto Invernadero (GEI), que aunque baten récord del año ya que habrá un aporte de 6,61 millones de toneladas de CO2 (a confirmar por REE cuando salga el dato oficial. El anterior máximo del 2018 fue en septiembre con 6,57 Mt/CO2), no se había dado una emisión tan baja para este mes desde el de 2014. En lo que va de año, el sistema eléctrico habrá emitido a la atmósfera 58,7 Mt/CO2, un 13,6% menos que el mismo periodo del año pasado (67,9 Mt/CO2). Terminará el año rondando los 65 Mt/CO2 emitidos. El factor de emisión se sitúa en 0,297 tCO2/MWh (a confirmar por REE) y para lo que va de año en 0,246 tCO2/MWh.

Sin cambios en el ranking de fuentes que más han generado en lo que va de año, que son, por orden: nuclear, eólica e hidráulica

Debido a los altos precios de Francia, el saldo neto de la interconexión pasa de importador a exportador en noviembre, algo que no sucedía desde Marzo, mes récord de eólica. Justo lo contrario ha pasado con la de Portugal.

Mercados europeos

Es divertido comprobar qué ha pasado este mes en los mercados europeos: los que tradicionalmente son más caros, Reino Unido, Italia y España son los únicos que bajan precios respecto al mes anterior (Italia la que lo hace con mayor intensidad) y el resto suben.

Los países más caros han sido Bélgica (77,75 €/MWh), Reino Unido (70,25 €/MWh) y Francia (67,81 €/MWh) mientras que los más baratos fueron nórdicos (48,37 €/MWh), Alemania (56,68 €/MWh)…. y ESPAÑA (61,97 €/MWh) (quitándole el puesto, por muy poquito, a Holanda)

Noviembre ha sido un mes especialmente caro para Alemania y nórdicos (un 54% más caros que sus respectivos últimos 4 noviembres) y los que han tenido precios más “normalitos” aunque también algo más caros de lo normal, han sido Italia (14%) e Ibéricos (16%).

Bélgica ha seguido sufriendo con su mayoría del parque nuclear apagado (6 de 7 reactores) por recarga y obras en de refuerzo de hormigón y ha estado 4 días por encima de los 80 €/MWh (días 2, 5, 21 y 26, siendo especialmente duro el día 21 que llegó a cotizar a 184,86 €/MWh), arrastrando a Francia.

El frío notable de la segunda quincena del mes y el consiguiente aumento de la demanda han ayudado a este incremento de precios en casi toda Europa.

España ha sido el país con menor volatilidad de precios diarios mientras que el mayor esta vez ha sido Bélgica en vez del tradicional puesto reservado a Alemania.

En la media anual, seguimos en nuestro habitual tercer puesto tras Reino Unido e Italia, pero Bélgica, si continua en diciembre con su mayoría del parque nuclear parado (y fácilmente así seguirá, puesto que la primera en reconectarse será DOEL4 para mediados de mes) y vuelve el frío, quizás nos adelante. Los países más baratos del año son Nórdicos y Alemania (muy cerca) y a mayor distancia Francia.

Por Francisco Valverde – Analista del mercado eléctrico "

¿Por qué sube la energía? ¿Complot o mercado?

La volatilidad del precio es una señal de que la energía renovable no viene acompañada de potencia flexible capaz de equilibrar oferta y demanda. Alemania, por ejemplo, el 8 de septiembre de este año contó con 47 GW renovables (25 GW solares), tenía 64 GW de demanda. El efecto son dos picos de precio: a las 8.00 horas a 55 €/MW y a las 20.00 horas a 72 €/MW; en cambio, a las 13.00 horas tenía 26 €/MW y a las 4.00 horas 46 €/MW.

¡En España tenemos esos 73 euros/MW todo el día! En Alemania obedece a picos cubiertos con centrales que entran menos de una hora al día. La diferencia en España entre las 13.00 horas y las 20.00 horas es de 3 euros; en Alemania es de 47 euros. Hace un año tenía mayor volatilidad, más exportaciones y precios negativos.

Mercado marginal

Alemania y España tienen el mismo mercado marginal. El precio lo determina la última tecnología en entrar en el mercado. Los mercados marginales, en condiciones de competencia perfecta, algo ideal, permite transferir rentas a las tecnologías más eficientes. De modo que las más ineficientes obtienen, como premio por el acierto, el precio de la menos eficientes y caras. Este esquema permitió superar una década de sequía de inversiones, fruto de las deudas de las nucleares, creando casi 30 GW nuevos de Centrales Térmicas de Ciclo Combinado (CTCC).

Dos décadas después, los retos y los desafíos son  otros. Emergen como opción de futuro las renovables. Partían de algo ilusorio, operar las CTCC (Centrales Térmicas de Ciclo Combinado) 5.500 horas permitía ofrecer precios por debajo de 36 euros/MW. Incluso se garantizó a la nuclear un ingreso base. Pero la baja de la demanda, entrada de energía renovable y un precio de carbón más bajo reduce las horas de funcionamiento a menos de 1.000 horas con el precio cuatro veces superior (por eso han de ofertar a precio cero por el coste que supone salir y volver a entrar en el mercado) ¿Cómo centrales de gas que operan 24 horas dan la misma señal de precio que la que opera menos de una hora al día para cubrir picos?

Natalia Fabra propone reducir el impuesto del 7% a centrales de carbón y gas y, dado que estas son las que marcan el precio marginal, el efecto para el consumidor sería una caída por encima del 7%. Internalizar el coste del CO2 afecta sólo a unas determinadas tecnologías, en cambio, ahora que sube el precio de los mercados de carbono, como señalaba José Mota en El País, se traslada multiplicado a los consumidores ¿Basta alterar el coste de esa última tecnología para trasladar una rebaja de precio multiplicada a los consumidores?

¿Cómo lograr una deflación de precios?

No son las centrales de gas las que nos llevan a los precios más caros sino la hidráulica. No todos los kWh son iguales. No solo por el coste fijo y marginal que puedan soportar. La hidráulica juega con la ventaja de poder entrar y salir del mercado sin costes; en cambio, una central de carbón o gas ofrecerán precios negativos (caso de Alemania) por el coste que supone salir y luego entrar. La energía solar tendría que ofertar a cero por su nula capacidad negociadora.

Paradoja: 2018 con embalses a rebosar, achacando a la sequía los elevados precios, llueve y la hidráulica oferta a precios astronómicos. Solo están obligadas a soltar agua si los embalses superan el 85%. Los ciclos combinados donde hacen caja es en los mercados de ajustes. Tenemos un mercado eléctrico cuyos costes están desacoplados del precio que pagan los consumidores. Una regulación que solo obedezca a abaratar costes nos alejaría de los desafíos de la transición energética. De aquí la urgencia de una reforma de mayor calado que la abordada en 1997. Exige, como señalaba un artículo previo, repensar propuestas descartadas en el inicio de actual modelo energético.

El mercado de carbono apareció como lo opuesto a las energías renovables. Se ha acusado a las energías renovables de impedir el eficiente funcionamiento del mercado marginal eléctrico y el mercado de carbono. El mercado de carbono es, como dije, inflacionista; afectando a tecnologías fósiles el coste marginal se traslada al consumidor de forma multiplicada. La ley de Cambio Climático británica proponía una “personal carbón card” sin ese efecto multiplicador y, por consiguiente, inflacionista para el consumidor.

España, ¿un país sin sol?

Tenemos 2,8 GW de solar mientras que Alemania tiene 28 GW. Los precios en Alemania muestran el carácter deflacionista que tiene la energía renovable sobre el precio incluido en horas de máximo consumo.

El 21.9 a 14.00 a 26€/MW, el 22.9 a 14.00 a menos 6,79 €/MW, el 24.9 a 27,57 €/MW, etc.

¿Por qué sube el precio? Internalizar el coste de carbono afecta a unas tecnologías concretas, en cambio, sobretodo el carbón, repercute en el precio que cobra el resto. Sería razonable que fuera así si ello atrajera inversiones en tecnologías bajas en carbono. Las energías renovables han sido estimuladas, dado que no incurren en costes variables ni son capaces de negociar su entrada, por unos precios garantizados y predecibles, las llamadas primas.  En 2004 cuando el Bundestag votó introducir el mercado de carbono contó con dos votos en contra: H. Scheer y H-J. Fell. Advertían del efecto inflacionista de coste del carbono y la nula efectividad climática; decían que sería una trampa conceptual que supone valorar las medidas energéticas en el coste de reducir las emisiones de CO2 sin percibir los riesgos de carbono al priorizar inversiones fósiles por encima de renovables. La tasa EEG (siglas de la ley de energía renovables en alemán) al kWh (que no superó los 2 céntimos € hasta 2009, entrada de gobierno liberal-conservador) impulsó inversiones masivas en renovables.

En la gráfica de arriba, en el azul marino, muestra la evolución de la “tax EEG” por kWh en céntimo de €/kWh. El azul celeste indica la suma de mercado de eléctrico más el recargo de las renovables (tax EEG). En Alemania la Gran Coalición (CDU-SPD) desde 2014 estabiliza el precio de la EEG y el precio que paga el consumidor. En España el precio del kWh ha subido un 55% en una década.

Hambach se sala de convertirse una mina a cielo abierto.

Hermann Scheer describió el conflicto estructural que vive Alemania; el gobierno roji-verde evitó tomar una decisión promoviendo, a la vez, un mercado marginal (para la energía convencional) y un sistema de precios regulados (FiT para atraer inversiones en energías renovables); ahora tenemos dos trenes en dirección opuesta. El gobierno con las “subastas competitivas” que sustituyeron los precios regulados puso freno al desarrollo de las renovables: limita la entrada, el volumen subastado es inferior al licitado e inferior al ejecutado y  limita la “competencia” expulsando iniciativas ciudadanas.

 

Marco Bülow, diputado del  SPD, votó en contra de la reforma de la ley de renovable por el freno que suponen las subastas. Entre el 30-40% de las licitaciones no son ejecutadas. La experiencia piloto mostró graves deficiencias. Se han frenado las dinámicas de expansión de eólica (caída de 50% en 2018) y solar (de 8,7 GW en 2012 a menos de 0,7 GW en 2017). Un molino de viento en una hora reemplaza 3 toneladas de carbón, el kWh de una turbina eólica cuesta a 3 centavos, una central eléctrica de carbón 7,  por lo que llega en la red 27. Es la reflexión de arranque de la película que se estrena el 27 de septiembre: “Autark: ¿Por qué más y más personas son independientes?” Podemos producir energía y almacenarla a 11 céntimos kWh. Bajando costes.

 

Complot en la subida del precio de la electricidad.  

En Alemania el debate está encendido. Transición energética es lo opuesto a una transición ordenada, predecible, planificada, consensuada, etc., es transición conflictiva. Seis libros son una muestra de ese conflicto estructural. Krautzfeldt analiza el complot en la escalada de precios, Kemfert la feroz lucha por la electricidad, Becker la crisis de los consorcios energéticos. Es falsa la idea de que el conflicto desaparecería cuando la tecnología madurara. Las tecnologías que conservan enormes tentáculos arremeten con violencia contra la transición energética.

Claudia Kemfert escribió “El imperio fósil contraataca”. Malter Kreutzfeldt “El complot del incremento del precio”; denuncia la agresiva campaña llevada a cabo por el Instituto Social de Nueva Economía ( INSM) contra las energías renovables. No es nueva. Ya en 2004 unos de sus colaboradores, Christoph M. Schmidt, director de RWI (Instituto de Investigación Económica), más que hacer un análisis riguroso habla de “subsidios de locura” y otras descalificaciones insultantes ¡Se debe dejar de desarrollar la energía solar!, proclama para luego culpar a RWI y a la transición energética de colapso de la industria solar. Desde 2004 reclama derogar la ley de renovables por ir en contra de la “neutralidad tecnológica”.

Malter Kreutzfeldt denuncia el incremento como los costes de la electricidad sin que tenga relación con una escalada del precio de los combustibles, dice que es tan solo una conspiración. Por su parte, Peter Becker describe como la transición energética está golpeando a los gigantes energéticos alemanes; RWE y E.ON acumulan récord de pérdidas. El DICE (Instituto de Economía de Duseldorf) habla de un coste de la transición energética de 520 mil millones de euros. Es una impactante campaña publicitaria. INSM articula este tipo de estudios académicos en favor de la energía fósil. Agora Energiewende, más neutral, ha calculado el coste de descuidar del clima.

El pilar de la política climática son las energías renovables, el comercio de carbono y otras medidas que son, para Hans-Josef Fell, ineficientes. Y vemos que, además, es una carga para el consumidor, pues este no paga sólo por el coste de las emisiones de las tecnologías que usan lignito, se transforma en un coste marginal que obtienen todas las tecnologías. El consumidor paga el coste del carbono multiplicado. Es un coste que no revierte en favor de las energías renovables como si lo hace la “tax EEG”  (cuando el objetivo de la fiscalidad ecológica no era “internalizar el coste” sino lograr una transición energética acelerada, adelante en décadas la caída de costes por la evolución tecnológica).

¿Nos hemos de habituar a que la electricidad internalice costes del clima?

Hay quien justifica la subida de precios. El informe de expertos del transición energética establece un 2030 “distributed generation” con 39 €/t CO2: tendría un efectos multiplicador para el consumidor. ¿Y confiar en las subastas para lograr el 32% de renovables en 2030? “Podemos prescindir de la ley de renovables si tenemos un señala de precio del carbono”, dijo el diputado de Los Verdes, Dieter Janecek en unas jornadas de INSM en que se defendía una “política competitiva de transición energética”. El falso dilema de la FAES entre “mercado” y “política”. INSM calcula en 650 euros de subvenciones por segundo a las renovables. Es delirante. Nadie, en su sano juicio, diría que los medicamentos cuyo precio pactan gobierno con farmacéuticas sea una “locura de subsidios”. Es ese lenguaje agresivo de la escolástica de economistas contra la exitosa ley de renovables. Incluso diputados verdes están capturados por esos esquemas mentales fósiles como denunció Hermann Scheer. ¿Se imaginan que el precio de medicamentos lo fijara el mercado? Serían prohibitivos y, algo peor, se retrasarían décadas tener nuevos fármacos por el coste de financiación astronómicos de la investigación.

Hablar de 4.000 subsidios diferente a las energías renovables suena a desconcertante. Spiegel, en su versión en inglés (no alemán), calificaba la ley de renovable de Hermann Scheer (SPD) de “monstruo burocrático”. Craig Morris invitaba a traducir “burócrata” por “mente brillante”. ¿Por qué en California, con el triple de sol que Alemania, tenía 10 veces menos fotovoltaica? ¡El precio era, inexplicablemente, 4 veces mayor en California! Allí sí que existía un “monstruo burocrático”; la fobia a los precios regulados conduce a un sistema cruza de subsidios, ayudas, desgravaciones; lleva a esperar 6 meses de consultoría para obtener en, tras complejas fórmulas, la retribución. Luego falta la larga travesía para obtener financiación, contratar prima de riesgo, etc. En Alemania se llama “burocrático”, un simple y transparente archivo XLS con dos matrices. Permitía una feroz competencia entre fabricantes. Todo fue sustituido por una opaca y poco competitiva subasta. El coste al consumidor son unas cuantos céntimos por kWh para lograr más de un 40% de la energía de origen renovable.

Hoy no se requiere el rodeo anti-económico de las redes de distribución para ser consumida en los propios edificios. Antes de la ley de renovables (2000) se desarrollaron los programas, inspirados en los de Japón, de “100.000 techos solares”. En 2004 fue abolido. Hasta entonces se instalaron 400 MW en viviendas ¿Cómo evitar ¾ parte de subsidios? Ernst Ulrich von Weizsäcker muestra, en “Factor 4”, cómo la corriente alterna permitía subir y bajar potencia cuando es necesario la distribución a largas distancias ¿Por qué no redescubrir las ventajas que vio Tesla en la corriente continua? En lugar de treinta metros cuadrados de paneles solares sería necesario 8 con corriente continua de 24 V. La Ley de renovables marginó la energía renovable distribuida por una retribución de la red que ha abaratado el precio de la renovable. Hoy supone un rodeo innecesario cuando resulta más barata generar, in situ, en las viviendas. Pero tiene factores de mejora de la productividad no elevar la potencia a 230 V. La industria de electrodomésticos tiene un papel como la del automóvil o química en la transición energética. Desarrollamos las renovables dentro de modelo centralizado generando disonancias cognitivas respecto el potencial de las energías renovables. Para liberarnos de estas trampas, el sociólogo Oskar Negt apelaba a la “fantasía sociológica y aprendizaje ejemplar”.

Por Jordi Ortega – Experto en Energía jordi ortega

Los balances de las multinacionales petroleras se derrumban

Manuel Peinado Lorca – Catedrático de la Universidad de Alcalá

planta

Las multinacionales petroleras más grandes del mundo están en serios problemas porque sus balances económicos acusan los mayores costes de producción, la caída de los beneficios y el aumento vertiginoso de la deuda financiera acumulada tras años de pérdidas. Castigados por la cada vez más baja Tasa de Retorno Energético (EROI), los días de gloria de los gigantes petrolíferos altamente rentables han llegado a su fin. Todo lo que queda ahora es una sombra de la que una vez fuera una poderosa industria que, como comenté en un artículo anterior, se verá obligada a continuar canibalizándose para extraer la última gota de petróleo.

Desgraciadamente, los analistas energéticos, todos ellos economistas sin nociones de los principios elementales de la Termodinámica, no tienen ni idea del desastre financiero que está teniendo lugar en la industria petrolera mundial por el desplome de la EROI y continúan elucubrando con análisis economicistas y apuntes contables que, como prueba palpable de que el papel lo aguanta todo, ilusionan a los inversores y a un público que no está preparado para lo que viene. Para proporcionar una visión más realista de una industria en desintegración, veamos los datos de siete de las compañías petroleras más grandes del mundo.

Para evitar que el mundo cayera en un colapso total durante la crisis financiera de 2008, la Reserva Federal y los bancos centrales de todo el mundo, con el BCE a la cabeza, imprimieron más papel moneda que en toda la historia. Como efecto colateral de la impresión masiva de dinero (y de la compra de activos) por parte de los bancos centrales, el precio del petróleo alcanzó un récord de más de 100 dólares por barril (U$/b) durante más de tres años. Mientras que las grandes compañías petroleras presentaban resultados con elevadas ganancias debido al alto precio del crudo, invertían una gran cantidad de capital para producirlo.

Como puede verse en la Figura 1, la suma total de la deuda a largo plazo del grupo de las siete multinacionales petroleras más grandes del mundo aumentó de 227.000 millones en 2012 a 272.000 millones en 2013. Toda una paradoja: la deuda aumentó en 45.000 millones, casi la misma cantidad que los pagos totales por dividendos (44.000). No perdamos de vista los 17.000 millones de flujo negativo de caja ese mismo año, pero la diferencia entre dividendos y deuda refleja que las siete principales multinacionales petroleras pidieron dinero prestado en 2013, cuando el petróleo estaba a 109 U$/b, para mantener felices a sus inversores.

Desde la crisis mundial de 2008, las siete principales compañías petroleras han visto cómo su deuda total combinada se cuadriplicaba, pasando de 96.000 millones a los 379.000 millones de deuda actual. Parecería lógico pensar que, habiendo disfrutado durante más de tres años de un precio del petróleo a más de cien dólares el barril, estos gigantes energéticos habrían reducido su deuda o, al menos, la habrían contenido. Desgraciadamente para ellas, el coste de reemplazar reservas, producir petróleo y repartir “ganancias” con los accionistas superó los ingresos de un petróleo caro.

Figura 1. Cifras en miles de millones de dólares americanos ($). (SRSrocco Report).

Ahí radica el problema. Una de las desventajas de cargar con una deuda es la cantidad creciente de intereses que la compañía tiene que pagar para sufragarla. Si miramos la Figura 1, la brasileña Petrobras marcha a la cabeza del grupo deudor: la carga financiera de Petrobras casi se quintuplicó al pasar desde 21.000 millones en 2008 a 109.000 millones en 2016. Acumulando deuda, también tuvo que pagar más para amortizarla. En esos ocho años, los pagos por intereses crediticios de Petrobras aumentaron desde 793 millones en 2008 a 6.000 millones en 2016. Para sus accionistas está siendo un desastre: el incremento de los intereses de la deuda impidió que la compañía pagara dividendos en los últimos dos años. En cambio, en el trienio 2009-2011, mientras que el mundo se apretaba el cinturón, Petrobras pagó dividendos por valor de 19.500 millones de dólares.

Petrobras, como el resto de sus colegas, es un ejemplo perfecto de cómo la caída de la EROI castiga a una petrolera desde sus entrañas hacia afuera. La penosa situación de la petrolera carioca es la siguiente: si usted es accionista, no cobra dividendos, y si invirtió fondos (en bonos de la compañía, o en fondos que tuvieran inversiones en ella) para recibir intereses más altos, despídase porque nunca obtendrá su inversión inicial. Así las cosas, inversores y accionistas se quedarán con dos palmos de narices. Este es lo que sucede durante la etapa final del anunciado colapso de la industria petrolera. Y eso explica que los grandes inversores como el fondo soberano de Noruega o la Fundación Rockefeller, cuyos patronos lograron su vasta fortuna con el petróleo, hayan retirado sus inversiones en la industria de los combustibles fósiles.

Figura 2. Cifras en miles de millones de dólares americanos ($). (RSRrocco Report).

Otra consecuencia negativa de la caída de la EROI en los balances financieros de las compañías petroleras es la disminución de las ganancias, ya que el coste de producir petróleo aumenta más lo que el mercado puede pagar por el crudo. Para poder entender la mala situación financiera de las multinacionales petroleras, hace falta mirar hacia atrás y comparar la rentabilidad de la industria con el precio del petróleo. Para encontrar un año en el que el precio del petróleo era similar al de 2016, tenemos que regresar a 2004, cuando el precio medio del crudo era de 38,26 U$/b frente a los 43,67 del año pasado (Figura 2). Sí, el precio del petróleo era más bajo en 2004 que en 2016, pero las compañías petroleras no se quejaban porque ese año el ingreso neto combinado de las siete petroleras fue de 99.200 millones. Todas ellas obtuvieron pingües beneficios en 2004 con un precio del petróleo de 38,26 U$/b. Sin embargo, el año pasado, las ganancias netas del grupo se desplomaron un 90% (10.500 millones), incluso cuando el precio del petróleo había aumentado en más de cinco dólares el barril. Solo cuatro obtuvieron ganancias en 2016, mientras que tres perdieron dinero (Tabla 1).

Tabla 1. Ingresos netos de las siete petroleras más grandes del mundo. (SRSrocco Report).

Además, la situación financiera está mucho peor debido a que el apunte contable “ingresos netos” no tiene en cuenta los gastos de capital o los pagos de dividendos de las empresas. En cualquier caso, está claro que la rentabilidad de las principales compañías petroleras se ha esfumado incluso con precios del petróleo más elevados.

Otro indicador que proporciona una muestra aún más inquietante del descenso de la EROI es el desplome del “Retorno del Capital Empleado” (ROCE por sus siglas en inglés), una ratio de contabilidad usada en finanzas, valoración y contabilidad. Es una medida útil para comparar la rentabilidad relativa de las empresas después de tener en cuenta la cantidad de capital usado. El ROCE es el cociente entre los beneficios antes de intereses e impuestos y el capital invertido. En 2004, las siete compañías anunciaron un ROCE de entre el 20 y el 40%. En la década siguiente el indicador se desplomó drásticamente y ahora se registran los dígitos más bajos (Figura 3).

Figura 3. Retorno del Capital Empleado. (SRSrocco Report).

En la Figura 3 se puede ver que BP tuvo el ROCE más bajo (19,68%) del grupo, mientras que Statoil tuvo el más alto (46,20%). Si promediamos las cifras más altas y más bajas, el promedio para el grupo fue del 29%. Ahora, compare ese porcentaje con el promedio de 2,4% en 2016, y eso sin incluir los rendimientos negativos de BP (-0,64%) y Chevron (-0,84%), respectivamente. Aunque no hayan sido negativos, obsérvese el desplome del ROCE de Statoil que ha experimentado una caída experimente un descenso desde el 46,2% en 2004 a menos del 1% en 2016, todo un síntoma de que algo huele muy mal en esa compañía. Debemos recordar que el alto Roce obtenido en 2004 por las compañías se sostuvo en un precio de petróleo de 38 U$/b, mientras que los ROCE de un solo dígito de 2016 se derivaron de un precio más alto (43 U$/b). Estas son malas noticias porque el mercado no puede permitirse un alto precio del petróleo a menos que la Reserva Federal y los bancos centrales vuelvan a darle a la manivela del dinero con programas de estímulo QE (Quantitative Easing).

Veamos ahora la Figura 4, que muestra como la caída de la EROI está destruyendo a las principales compañías petroleras del mundo. El gráfico presenta los flujos de caja, es decir, los flujos de entradas y salidas de caja o efectivo en un período dado y, por lo tanto, es un indicador importante de la liquidez de una empresa. En 2004, las siete compañías petroleras disfrutaron de un flujo de efectivo neto combinado menos dividendos de +34.000 millones; en 2016 el flujo era negativo: -39.100 millones. Eso quiere decir que, en 2004, después de que estas petroleras pagaran sus gastos de capital y abonaran los dividendos a sus accionistas, les quedaban 34.000 millones netos. Sin embargo, en 2016 las mismas compañías tenían un agujero de 39.100 millones después de pagar gastos de capital y dividendos. Por lo tanto, muchas de ellas tuvieron que pedir prestado para pagar dividendos.

En la Tabla 2 se puede ver cómo las siete principales compañías petroleras mundiales obtuvieron en 2004 más efectivo de las operaciones (139.600 millones) en comparación con 2016 (118.500 millones). Ese extra de 21.000 millones en efectivo operativo se obtuvo en 2004 en comparación con 2016 aunque el precio del petróleo era más bajo. Sin embargo, lo que realmente ha perjudicado el flujo de caja libre del grupo de petroleras es el mucho mayor gasto de capital (117.500 millones) en 2016 en comparación con los 67.700 millones en 2004.

Tabla 2. Flujo de caja de las siete petroleras más grandes del mundo. (SRSrocco Report).

Por tanto, el menor efectivo operacional y los mayores gastos de capital han tenido un gran impacto en los balances de estas compañías petroleras. Esa es precisamente la razón por la que la deuda a largo plazo se dispara, especialmente en los últimos tres años, cuando el precio del petróleo cayó por debajo de los cien dólares en 2014. Para seguir contentando a sus accionistas, muchas de las compañías están pidiendo dinero prestado para pagar dividendos. Lamentablemente, endeudarse para pagar a los accionistas no es un modelo de negocio prudente a largo plazo.

Figura 4. Flujo de caja menos dividendos para el total de las siete petroleras más grandes del mundo. (SRSrocco Report).

Las principales compañías petroleras del mundo seguirán operando con un precio del petróleo en torno a los cincuenta dólares. Aunque algunos analistas pronostican que está próxima una subida de los precios del crudo, la bonanza no durará mucho. Sí, es cierto que los precios del petróleo podrían subir más durante algún tiempo, pero la tendencia será menor a medida que las economías mundiales empiecen a contraerse. Conforme los precios del petróleo bajen a cuarenta dólares o menos, las compañías petroleras comenzarán a recortar los gastos de capital aún más. Por lo tanto, el ciclo de precios más bajos y el desmoronamiento continuo de la industria petrolera mundial se acelerarán.

Hay una alternativa que podría proporcionar a estas compañías petroleras un colchón: que la Reserva Federal y el Banco Central Europeo pongan de nuevo en marcha la imprenta monetaria a una escala aún más grande, pero eso traería como resultado una inflación severa y posiblemente una hiperinflación. Pero esa no sería una solución a largo plazo del mal, sino simplemente otro parche de una serie de parches que solo están retrasando lo inevitable.

La inminente quiebra de la una vez todopoderosa industria petrolera será la sentencia de muerte de la economía mundial. Sin petróleo, la economía mundial se detiene. Por supuesto, esto no ocurrirá de la noche a la mañana. Tomará tiempo. Sin embargo, la evidencia muestra que ya se ha producido una herida considerable en una industria que ha proporcionado al mundo el petróleo que tanto necesita desde hace más de un siglo.

Canibalismo energético

 Fernando Ferrando – Vicepresidente de la Fundación Renovables

Es imprescindible cambiar el modelo de fijación de precios mayoristas de electricidad y de diseño de las subastas para no canibalizar las decisiones de inversión

tendido eléctrico

Mañana, 26 de julio, se celebrará la tercera subasta de potencia renovable, la segunda en poco más de un mes, y todas las propuestas de inversión que resulten ganadoras, si es que se ejecutan, se pueden considerar sobrevaloradas.

James Tobin, premio Nobel de Economía en 1981, publicó en 1968 un indicador básico de rentabilidad, conocido como la “Q de Tobin”, que comparaba el valor de mercado de un activo, como suma de los flujos de caja descontados y el valor de reposición del mismo. Si el indicador era superior a la unidad la inversión en dicho activo podía considerarse como sobrevalorada y, por lo tanto, en un mercado futuro competitivo y abierto existirían otros activos con capacidad de generación del kWh a menor coste dejando constancia en libros del sobrevalor de dicho activo.

La incorporación de las fuentes de energía renovable, caracterizadas por ser altamente intensivas en capital, con una evolución en sus costes de inversión marginalmente decreciente en el tiempo, y con costes variables muy reducidos, requiere que su entrada en el mercado energético sea diferente a lo que hasta ahora estamos acostumbrados con inversiones en fuentes de energía, como el carbón y el gas, que se caracterizan por altos costes variables y por ser no tan intensivas en capital.

Necesitamos un sistema de fijación de precios de la electricidad en el mercado mayorista que permita por un lado aprovechar la progresión marginalmente decreciente de los costes de inversión de las tecnologías renovables y por otro que, dentro de una planificación energética nacional, hoy día inexistente, estas se vayan incorporando de forma competitiva según el crecimiento de la demanda de electricidad y el cierre programado de las centrales de carbón y nucleares.

Por la composición actual y futura del mix energético en España la fijación de precios en el mercado mayorista de forma marginalista no es la solución, dado que la propia evolución de los costes de las renovables canibaliza las inversiones ya realizadas, lo que exige no solo cambiar el modelo de fijación de precios y de diseño de las subastas sino proteger las decisiones de inversión anteriormente realizadas.

El Gobierno del PP, que no quiere reconocer el valor ni el papel que las energías renovables van a tener en el futuro, se ha empeñado en definir un modelo de entrada de las inversiones renovables mediante la subasta de potencia en función de costes de inversión y sin planificación de entrada según necesidades, sin darse cuenta que de esta forma han convertido a las inversiones futuras de generación de energía eléctrica en un producto financiero que nace sobrevalorado porque su entrada ni obedece a un criterio de necesidad ni a un criterio de fijación de precios de la energía casados para demandas ciertas.

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Un regalo más a los grandes consumidores de energía

Una disposición adicional de los PGE crea un sistema de apoyo para compensar a los grandes consumidores por “soportar” la financiación de las renovables

Por Sergio de Otto – Periodista especializado en energía

Monedas

En los Presupuestos Generales del Estado de 2017, que han empezado a debatirse esta semana en el Congreso de los Diputados, el Gobierno ha colado en las 114 disposiciones adicionales un nuevo regalo para los grandes consumidores de energía que viene a sumarse a lo que ya cobran por el servicio de interrumpibilidad que lleva muchos años sin emplearse y al que le quedan otros tantos antes de ser necesario algún día. Ya se ha denunciado en numerosas ocasiones que los 525 millones de euros que los consumidores eléctricos pagaremos este año a un reducido grupo de estas empresas no es hoy una necesidad del sistema sino una subvención industrial encubierta.

Ahora, la subvención llega vía Presupuestos, pero con el insólito argumento reflejado ya en el título de la disposición (la 111 para quien quiera comprobarla): “Compensación por costes adicionales derivados de la financiación del apoyo a la energía eléctrica procedente de fuentes renovables” y en el texto añade: “que soportan” …” las industrias”, empresas que describe el punto 2 de esta disposición. De nuevo el Gobierno presenta a unas empresas como víctimas y a las renovables como culpables de un sobrecoste que tienen que “soportar” esas pobrecitas industrias.

El perfil de las empresas que tendrá derecho a este “sistema de ayudas” (pero ¿no éramos tan liberales que queríamos acabar con todo tipo de subvenciones?) “se determinará reglamentariamente atendiendo a la intensidad del uso de la electricidad y a la intensidad del comercio con terceros países y dentro de los límites previstos en las directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía 2014-2020”.

Si el Gobierno quiere subvencionar a estas industrias que lo haga y que se las arregle con Bruselas para ver si cuelan las subvenciones (como parece que es el caso) pero que no use como excusa el apoyo a la energía renovable. No debe hacerlo por muy diversas razones, pero, sobre todo, porque es rotundamente falso que eso suponga una desventaja competitiva para esas empresas como lo demuestran las estadísticas que publica la Comisión Europea y que, recientemente, una vez más han puesto en evidencia que esas grandes industrias consumidoras españolas son las que menos “soportan” estos costes.

En el primer gráfico, comprobamos que España es el país en el que mayor diferencia existe entre el coste que “soportan” por la retribución a las renovables y cogeneración las pequeñas y medianas empresas (Tarifa IB) y los grandes consumidores de electricidad (Tarifa IF). Mientras que para los primeros rondan los 25 euros, para los segundos (los que ahora se verán beneficiados por una nueva subvención) no llega a los 4 euros. Sí, la mayor diferencia en toda Europa entre la una mayoría de nuestras empresas y los privilegiados del gran consumo eléctrico.

Costes de apoyo a las renovables y cogeneración para las empresas. 2015. Fuente Comisión Europea.(Tarifa IB: consumidor negocio, pequeña tienda o muy pequeña industria; Tarifa IF: electro intensivos de gran consumo).

En el segundo cuadro, en el que podemos ver el porcentaje que supone en la factura eléctrica para unos y otros, de nuevo constatamos una escandalosa diferencia entre el 15% para la mayor parte de nuestras empresas y solo un 4% para los grandes consumidores.

Porcentaje en el coste de la electricidad de los costes de apoyo a las renovables y cogeneración para las empresas por países. 2015. Fuente Comisión Europea. (Tarifa IB: consumidor negocio, pequeña tienda o muy pequeña industria; Tarifa IF: electro intensivos de gran consumo).

¿Está justificada una nueva subvención para unas empresas en las que este coste solo supone un 4 por ciento de su factura? La pregunta se responde sola.

 

 

 

Las eléctricas contaminan, tú pagas

Por José Luis García – Área de Energía y Cambio Climático de Greenpeace

Ellos contaminan tu pagas

Escribo esto cuando las noticias nos abruman con las centenares de víctimas que las lluvias torrenciales están causando en Colombia y en Perú. Vidas humanas inocentes que sufren por un fenómeno, El Niño, que se hace cada vez más intenso en medio de un clima cambiante. Esas personas nos recuerdan que el cambio climático es más que un conjunto de datos amenazadores, porque catástrofes naturales ha habido siempre, pero cada vez son más y más fuertes. Cuando los científicos confirmen que esta catástrofe también es consecuencia del cambio climático, las víctimas habrán sido olvidadas y los responsables seguirán haciendo lo de siempre – la expresión en inglés es muy elocuente: “business as usual”, que literalmente significaría “negocio como siempre”.

Pero las víctimas están despertando, la sociedad se está levantando ante la evidencia de que los responsables de que tengamos un cambio climático que rompe todos los registros son los mismos que provocan que el aire de nuestras ciudades sea irrespirable, los mismos que provocan que cada vez más personas no puedan calentar o iluminar sus hogares por las insoportables subidas de la luz o el gas, los mismos que dejan sus residuos radiactivos para que las generaciones futuras se hagan cargo de ellos y, más indignante si cabe, los que tratan de frenar el desarrollo de las soluciones renovables apoyando medidas como el “impuesto al sol”. Y es así porque no solo se les permite sino que se les premia, pues paradójicamente “el que contamina, cobra”, y lo pagas tú.

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La innecesaria “interrumpibilidad” que nunca se aplica y encarece nuestra factura eléctrica

Por José María González Vélez – Presidente de Gesternova

recibo de la luz

En las cuentas del Sistema Eléctrico hay varios conceptos que el usuario, por lo general, ignora y que no dejan de sorprender, en algunos casos por su cuantía y en otros porque sigan vigentes cuando han perdido el sentido que en algún tiempo pudieron tener. En el primer grupo figuraría, por ejemplo, la operación del sistema y en el segundo —en el que quiero detenerme— una de las anomalías de este sistema como son los pagos por interrumpibilidad, que es lo que perciben ciertos grandes consumidores de electricidad por prestarse a ser privados del suministro en determinadas circunstancias, si así lo requiere el Operador del Sistema.

Según los datos provisionales de Red Eléctrica de España (REE), la demanda nacional en 2016 fue de 265.317.000 MWh, un 0,8% superior a la de 2015. Al coste de cada uno de esos MWh en el mercado diario tenemos que añadir otros conceptos como, por ejemplo, la operación del sistema por la que pagamos el pasado año 3,33 €/MWh, es decir 883,5 millones de euros (M€) en el año, o la citada “interrumpibilidad” que alcanzó los 517,4 M€.

Parémonos un momento a analizar este coste porque la cosa tiene miga. Según REE la potencia instalada en el sistema es de 105.308 MW. Cierto es que no toda está disponible siempre, pero cubre de sobra 1,5 veces el pico de demanda, sin contar la capacidad de las interconexiones.

El récord absoluto de potencia demandada, que incluye verano e invierno, se produjo el 17 de diciembre de 2007 y se elevó a 45.450 megavatios. La punta de demanda en 2016 ha sido de 40.489 MW, un 10,9% inferior al récord de 2007. Considerando la potencia disponible en no más de 70.000 MW, ¿tenemos de verdad que pagar por derecho del sistema a interrumpir hipotéticamente 517,4 M€? ¿Así se protege al pequeño consumidor o se protege a los grandes consumidores? Para este año 2017 están presupuestados otros 550 M€ por un servicio que seguro no se usará.

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Yo pago, tú pagas, nosotros pagamos, ellos se forran

Por Daniel Pérez – Abogado

Si bien el mercado eléctrico es enormemente complejo, hay algunos fenómenos que pueden fácilmente entenderse, pero difícilmente justificarse en la defensa del interés común. Uno de ellos es la regulación de la generación de energía eléctrica en España.

Las centrales de generación pueden tener dos tipos de retribución: o puramente del mercado, al precio que determine la ley de oferta y demanda, o regulada, a un precio o dentro de unas bandas de precio previstas en la normativa. Cabe preguntarse, ¿por qué una normativa habría de garantizar una retribución determinada a una central de generación de electricidad, en lugar de que ésta cobre sólo de mercado? Pues porque es posible que, por razones de interés general, se decida incentivar la construcción de ciertas centrales eléctricas, ya sea para garantizar que se pueda cubrir el consumo del país, para lograr que la generación de electricidad tenga un menor impacto ambiental o para fomentar determinados puestos de trabajo. Por eso, es frecuente que se establezcan esquemas retributivos que ofrecen, a las centrales que interesa que se construyan, una garantía de que recuperarán la inversión inicial independientemente de cómo evolucione el precio de mercado, durante un periodo determinado de tiempo.

En el caso español, prácticamente todas las centrales tienen o han tenido algún tipo de esquema regulado. Las renovables, las famosas primas; la nuclear y la gran hidráulica, los Costes de Transición a la Competencia (con 3.600 MM EUR de propina, por cierto); el carbón, diversos mecanismos como las restricciones por garantía de suministro; el gas, los pagos por capacidad; el fueloil en las islas, el sistema de despacho. Hasta aquí, todo normal. El regulador ha considerado, acertadamente o no, que todas esas tecnologías, por el motivo que sea, merecen una retribución regulada durante un periodo de tiempo, para que tengan la garantía de poder recuperar la inversión.

El problema es que, una vez recuperada la inversión más una determinada rentabilidad, es decir, una vez amortizadas, a esas centrales se les permite pasarse a la otra opción de retribución, la del mercado, y cobrar íntegramente el precio que se determine por las leyes de oferta y demanda. En otras palabras, hasta que se amortizan, todos les garantizamos los ingresos. Una vez están amortizadas, no quieren saber nada de nosotros y cobran íntegramente el mismo precio que aquellas que han ido desde el momento cero a mercado.

Esta regulación, de socialización de pérdidas y privatización de beneficios, es la que existe actualmente en el mercado eléctrico español. Centrales nucleares y grandes hidráulicas, completamente amortizadas y con costes de operación de entre 10 y 20 EUR/MWh, están, estos días de altos precios, cobrando 80, 90 y hasta 100 EUR/MWh, igual que el resto de centrales de generación no amortizadas. Dicho de otra forma, todos los consumidores estamos pagando hasta 10 veces el coste de operar de esas centrales que entre todos, mediante pagos regulados, hemos ayudado a amortizar.

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Mitos sobre la importación de electricidad en España

Carlos Bravo – Coordinador del Secretariado técnico de Alianza Mar Blava

Hace unos días, en una entrevista que me hicieron en un periódico extremeño sobre la necesidad o no de construir un Almacén Temporal Individualizado de combustible gastado en la central nuclear de Almaraz, el periodista me preguntó si sería posible cerrar esa central en 2020 (cuando acaba su actual permiso de explotación) teniendo en cuenta que “España es un país que tiene que importar mucha electricidad del extranjero”.

Evidentemente le dije que eso no era verdad, que es uno de esos falsos mitos sobre la electricidad que han logrado arraigar en la opinión pública española, fruto de las mentiras interesadas difundidas intensamente durante años por el lobby de la industria nuclear, entre otros.

Una mentira que, lamentablemente, unas veces deliberadamente y otras por pura desinformación, se ha repetido hasta la saciedad, sobre todo en momentos de mayor debate energético acerca del cierre o la continuidad de tal o cual central nuclear.

Lo que sí es cierto es que España es, desde hace muchos años, exportadora neta de electricidad. En conjunto, vendemos más electricidad a nuestros vecinos que la que les compramos. Sólo hace falta ir a los datos oficiales de Red Eléctrica de España (REE) para comprobarlo.

Los datos disponibles más recientes de un año completo, los del informe “El sistema eléctrico español 2015” de Red Eléctrica Española, nos muestran que ese año se exportaron 11.725 GWh y se importaron 11.578 GWh, de modo que el saldo neto de intercambios internacionales de electricidad fue exportador y ascendió a 147 GWh (gigavatios-hora). Es decir, en 2015 exportamos más electricidad que la que tuvimos que importar, al igual que sucede desde 2006. De los últimos 10 años, el 2012 fue el año en que tuvimos el saldo neto exportador más alto (11.187 GWh) y este 2015 el más bajo.

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REE, informe 2015

España está conectada eléctricamente con Portugal, Marruecos, Andorra y con Francia. Además, a través de las interconexiones existentes entre nuestro sistema eléctrico y el de Francia, intercambiamos electricidad con diversos países europeos (incluida Francia, claro está).

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Dependencia energética: donde hay patrón…

Por Hugo Morán – Exdiputado

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Europa viene a gastar del orden de mil millones de euros diariamente para cubrir sus necesidades energéticas. Si consideramos que más del 50% de los recursos que precisa son importados (un 90% del petróleo y un 66% de gas natural), ello supone que los países que integran la Unión dedican anualmente unos doscientos mil millones de euros al capítulo de importaciones de combustibles fósiles. 

La Unión Europea depende del exterior para poder atender con cierta normalidad la demanda de los hogares, el funcionamiento de su industria, la movilidad de sus ciudadanos, la tranquilidad de sus calles o la fiabilidad de sus comunicaciones. Esto es tanto como saber que los europeos han de desembolsar cada día quinientos millones de euros para comprar fuera una cuota nada despreciable de seguridad.

A lo largo de milenios las sociedades hicieron girar sus destinos alrededor del “patrón oro”. Nada había que no pudiese ser comprado con oro; el oro era el motor que movía el mundo conocido. En la medida en que un país era capaz de acumular grandes cantidades del metal dorado, se incrementaban sus posibilidades de dominación, y así cuanto más territorios eran ocupados más metal llenaba sus arcas y mayor era su poderío. Con el oro se pagaban los ejércitos, y con los ejércitos se construyeron inmensos imperios.

Poco podían imaginar aquellas milenarias civilizaciones que un material tan noble, arquetipo de la perfección y sinónimo de belleza, habría de ser sustituido un día por una sustancia viscosa, negruzca y maloliente. Con la irrupción del “oro negro”  se quebró la única forma en que la humanidad había entendido sus juegos de equilibrios de poder; de ahí la pronta adaptación a la era del nuevo patrón. Cambió el color y la textura, pero no cambiaron las formas, aunque eso sí, los equilibrios universales comenzaron a mudar.

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