De cómo la UE redujo sus gases de efecto invernadero en 2014

Ante el comunicado de prensa de Eurostat al respecto de la reducción de un 5% en las emisiones de CO2 de la Unión Europea [UE] debidas al consumo energético en 2014 respecto de 2013, y vista la repercusión mediática del mismo así como la tendencia a atribuir el efecto a la eficiencia energética, he decidido asesorar a Ecologistas en Acción formulando lo siguiente:

  1. METODOLOGÍA. Las estimaciones provisionales de emisiones de Eurostat son avances basados en sus estadísticas mensuales sobre el consumo final interior de productos energéticos de origen fósil, exclusivamente, en los países de la UE. No incluyen las emisiones por incineración de residuos u otros focos, ni las emisiones indirectas por la transformación de combustibles importados. Tampoco cuentan con coeficientes de conversión actualizados en función del poder calorífico de cada fuente y del rendimiento de las centrales de combustión, y evalúan solamente el dióxido de carbono [CO2], que supone el 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero [GEI]. En general, las sumas mensuales de consumos suelen aparecer subestimadas y estimaciones pasadas se han revelado demasiado optimistas ante la realidad.
  2. VARIABLES. Puesto que varios factores como las condiciones climáticas, el crecimiento económico, el tamaño de la población, el transporte o las actividades industriales tienen un efecto importante en la demanda energética, así como en menor medida los precios y tasas de la energía y las medidas de eficiencia energética, es esencial comparar estas variables con los consumos en 2013 y 2014 antes de aventurarse a atribuir las disminuciones a cualquiera de ellas. Evidentemente, se habrá de focalizar el análisis en los países con mayores consumos y emisiones con el fin de sacar conclusiones más certeras. Esos países son Alemania, Reino Unido, Francia, Italia, Polonia, España y Países Bajos.
  3. HISTORIA. Según los datos de 2012 completos y consolidados de la Agencia Europea del Medioambiente, la energía fue la responsable del 77% de las emisiones de gases de efecto invernadero en la UE-28. Las emisiones de los sectores de la edificación (vivienda y servicios), muy variables en función de la climatología, supusieron un 14%. Los mayores sectores emisores fueron la industria energética (30%), que ha reducido sus emisiones absolutas un 12% respecto de 2007, y el transporte (19%), en que han bajado un 10% en el mismo período. Hasta la crisis bancaria, el aumento de GEI en ambos sectores anulaban o socavaban los efectos de la eficiencia en otros como manufactura, construcción y procesos industriales, o de la reducción de actividad en la agricultura. Podemos decir que, desde 2008 y hasta el momento, es la mala salud de esta macroeconomía del crecimiento -concebida sobre el consumo energético masivo- y sus restricciones de gastos la que facilita las disminuciones de emisiones.
  4. EFICIENCIA. Es innegable que en la Unión Europea se han promovido programas de eficiencia y reducción de GEI, tanto en la intensidad energética como en las emisiones por unidad energética y por unidad económica. No obstante, difícilmente una reducción del 5% de las emisiones energéticas de CO2 en un solo año puede deberse a las citadas mejoras, con un índice máximo en la historia reciente inferior al 3% en la reducción conjunta del ratio de todas las emisiones de efecto invernadero por unidad energética [fig.1] contando todos los sectores, y poco mayor del 4% más concretamente en los edificios [fig.2] o extraordinariamente en la industria. En lo que respecta al consumo de energía primaria por unidad final de energía, el panorama de la UE-28 es más bien desolador, al no haber mejorado la eficacia en la transformación de las fuentes.
Fig.1

Fig.1. Emisiones de GEI por unidad de energía final consumida. Todos los sectores. UE-28

Fig.2

Fig.2. Emisiones de GEI por unidad de energía final consumida. Sector residencial-servicios. UE-28

  1. CIRCUNSTANCIAS. El mayor descenso relativo anual (-7%) de los gases de efecto invernadero generados en la UE-28 se produjo en 2009, coincidiendo con una caída (-4% a precios constantes) del Producto Interior Bruto [PIB] por habitante y con una contracción (-6%) de la demanda energética final a pesar de aumentar (+2%) los grados-día de calefacción. En 2011, las emisiones habían disminuido también en parámetros interanuales (-3%) tras un repunte en 2010, casi en paralelo con el consumo energético (-5%) a pesar del alza (+2%) de la Renta per Capita [RpC]; sin embargo, el ratio de emisiones por unidad de energía consumida había crecido (+2%), resultado que eliminaba la hipótesis de la eficiencia energética. El año 2014 no se encuentra en un caso similar al de 2009, puesto que el PIB de 2014 ha sido un 1% superior al de 2013, sino más parecido a 2011. Sólo se puede explicar por la meteorología.
  2. RAZONAMIENTO. En efecto, en un continente relativamente frío la demanda de calefacción de los edificios no es despreciable. En el estudio de los parámetros que inciden principalmente en las emisiones y el consumo energético puede hallarse más paralelismo con las variaciones de los grados-día de calefacción que con las variaciones del PIB por habitante [fig.3]. Cuando apenas varían los grados-día, como en 2000, 2005, 2007 y 2009, sería la evolución de la renta per capita la que marcaría la deriva del consumo energético y de las emisiones de GEI. Este parece ser el caso general salvo la particularidad de 2006, cuando el alza de la RpC atenuó el efecto del declive de la demanda de calefacción. Tal fenómeno resulta patente dado que el consumo energético de los edificios, representado por el de los sectores Residencial y Servicios, supone el 40% del total de la energía final; en coherencia, la fidelidad entre los grados-día y sus curvas de energía final y emisiones es manifiesta [fig.4]. En lo que atañe al sector Industria, consumidor del 25% de la energía, la evolución queda más acoplada al PIB por habitante.
Fig.3

Fig.3. Variaciones interanuales en algunos factores energéticos. Todos los sectores. UE-28

Fig.4

Fig.4. Variaciones interanuales en algunos factores energéticos. Residencial y servicios. UE-28

  1. CLIMA. Se da la circunstancia de que 2014 ha sido el año más cálido registrado en Europa e investigaciones independientes entre sí han llegado a la conclusión de que el cambio climático ha contribuido significativamente a ello. Las observaciones indican que la media europea de temperaturas atmosféricas de enero a diciembre de 2014 superó en casi 0,9 grados centígrados -ºC- el promedio de 1981 a 2010, cuando la media de 2013 presentaba una anomalía cercana a +0,4 ºC [fig.5]. Mientras que el verano resultó normal, lo que posibilitó no aumentar el consumo de aire acondicionado en la franja meridional, el invierno fue el tercero más cálido desde 1950 y la primavera, la más calurosa, con la consiguiente influencia en la reducción de consumo de calefacción en las bandas central y septentrional del continente.
Fig.5

Fig.5. Media de temperaturas anuales en Europa respecto al promedio de 1981-2010 (EURO4M)

  1. HIPÓTESIS. Si todo lo anterior es cierto, debería darse una correlación entre las temperaturas invernales suaves y la bajada de fuentes finales normalmente empleadas en calefacción. Estas fuentes son en su mayoría el gas natural y la electricidad. Consecuentemente, las emisiones habrían de seguir una curva afín.
  2. OBSERVACIÓN. Alguien tenía que realizar la ardua tarea de estimar las temperaturas medias mensuales de 2013 y 2014. He obtenido las de cinco países representativos por el consumo y las emisiones -UE-5- mediante cierto número de estaciones, como Alemania (DE:10), España (ES:10), Francia (FR:10), Italia (IT:10) y Reino Unido (UK:8) con los datos ofrecidos por el servicio GISS de la NASA y el servicio NCDC de la NOAA. Los registros han sido elegidos de manera que representaran repartición norte/sur, interior/litoral, baja/alta altitud, o influencia oceánica/continental. En casos de no disponibilidad de algún dato, he recurrido a atribuirlo por asimilación matemática conforme a observaciones cercanas y a la curva de tendencia anual. Las observaciones permiten establecer, en función de los contrastes interanuales hallados, dos bloques entre los países representativos: Los del Norte (Alemania, Francia y Reino Unido) y los del Sur (España e Italia). Ciertamente, en todos ellos se observa una notable suavidad térmica de 2014 respecto de 2013 en los meses de enero a abril y noviembre, pero la diferencia es más marcada en los territorios del norte, lo cual habrá llevado a importantes economías en calefacción. En los territorios del sur, con menos necesidad de caldeo, la variación no resulta tan significativa. Al mismo tiempo, julio y agosto de 2014 fueron menos cálidos que los del año precedente, lo cual habrá redundado en menor gasto meridional en refrescamiento [fig.6]. A continuación, hemos elaborado un cálculo simplificado de grados-día mensuales de calefacción en base 18 ºC, aplicando la diferencia con la temperatura media mensual a todos los días del mes [fig.7]. Los tres países del Norte habrían pasado en promedio de 2.900 a 2.400 grados-día anuales (-18%). Los dos del Sur, de 1.400 a 1.100 GDA (-20%).
Fig.6

Fig.6. Media de temperaturas mensuales 2013 y 2014 por agrupaciones de países

Fig.7

Fig.7. Grados día mensuales 2013 y 2014 (base 18 ºC), simplificados, por agrupaciones de países

  1. COMPILACIÓN. Procedí a recopilar para cada país los consumos internos mensuales por fuentes de energía publicados por Eurostat. En lo que respecta al consumo de carbón, he seleccionado las hullas y antracitas por un lado y los lignitos, por otro. Durante 2014 se utilizó en el conjunto de la UE un 8% menos de hullas y antracitas que en 2013; sin embargo, mientras Francia, Italia y Reino Unido economizaban conjuntamente 19,1 millones de toneladas [Mt], Alemania y España aumentaban en 2,8 Mt. Los lignitos se redujeron un 3% en los veintiocho, cargando Alemania con prácticamente la mitad de las 11,2 Mt de diferencia, principalmente no suministradas a centrales termoeléctricas. Según los recuentos de petróleo, el uso de crudo se mantuvo en la UE-28 y disminuyó un 2% en la UE-5, lo que supone casi 8,2 Mt. Por cuanto corresponde al consumo de gas natural, en la UE-28 se registró un 11% menos en 2014, tanto en los usos térmicos como en los eléctricos. Finalmente, la generación de electricidad descendió un 3% en la UE-28 y en la UE-5. En este escenario, el PIB de la UE-28 y de la UE-5 ascendió un 1% de media, desde el estancamiento de Francia e Italia hasta el crecimiento de Reino Unido (+3%) y Alemania (+2%). Acerca de los precios a consumidores finales, en promedio el gas natural subió un 2% para los clientes domésticos tipo mientras que bajó un 6% para los industriales, la electricidad resultó un 2% más cara a los hogares y un 2% menos a las industrias tipo y con una caída del 9% del coste de importación del crudo, los productos petrolíferos se abarataron entre un 4 y un 6%.
  2. ANÁLISIS. No pretendo aquí recalcular las emisiones de CO2 debidas a la combustión de combustibles fósiles, sino mostrar en qué medida unas y otros pueden estar sujetas a distintas variables. Así, he confrontado el consumo no eléctrico de antracita y lignito, derivados principalmente a hornos industriales, con el Índice de Producción Industrial [IPI]. He estudiado la influencia de los precios de importación sobre la demanda de petróleo crudo, primordialmente destinado a combustibles para el transporte. Me he ceñido a los usos térmicos del gas natural a fin de hacer comparaciones coherentes con las necesidades teóricas de calefacción. He cotejado, además, la estacionalidad de la demanda eléctrica y el efecto de las precipitaciones frente al consumo de combustibles fósiles en centrales térmicas convencionales. Considero válida para conclusiones la muestra seleccionada UE-5, pues abarca tres áreas climáticas europeas (continental, oceánica y mediterránea), alcanza el 69% del PIB de la UE-28, engloba el 63% de sus emisiones de CO2 debidas a la energía y comprende una amplia mayoría de sus consumos energéticos (55% de hulla-antracita, 42% de lignito, 58% de crudo, 67% de gas natural, 64% de electricidad).
    • Carbón. Siendo una fuente marginal para calefacción, las tendencias de consumo interior de carbones para usos no eléctricos no siguen las variaciones climáticas. La serie mensual del lignito se asemeja a la gráfica mensual del IPI de todos los sectores excluida la construcción, mientras que la serie de hullas-antracitas transcurre más pareja a la evolución del IPI de los sectores minería y la manufactura.
    • Petróleo. Dado que sólo alrededor del 10% del consumo interior se debe a los sectores residencial y servicios, la tendencia respecto a la climatología es, a primera vista, inversa a la calefacción, creciendo el transporte en los meses más cálidos. Se observa un menor consumo de crudo entre abril y julio de 2014 con mayores precios de importación, y un aumento del consumo desde agosto de 2014 coincidiendo con la bajada de los precios de los productos petrolíferos, de ahí que no se puedan hacer comparaciones climáticas fiables.
    • Gas natural. Examinando el comportamiento de la UE-5 en el uso térmico estacional (excluido el eléctrico y el consumo hasta los niveles mínimos de la curva, que podrían atribuirse a la industria y al calentamiento de fluidos), se observa una característica variación con los grados-día [fig.8]. La diferencia de 2014 sobre 2013 denota una bajada del 22% en calefacción para los países seleccionados. El ahorro de gas natural estimado para la UE-28 debido a la suavidad del clima ronda 1.520.600 TJPCS (fidelidad del 96% con la curva anual de grados-día).
    • Electricidad. Al igual que ocurre con el gas natural, los picos de la generación eléctrica siguen de cerca la estacionalidad climática [fig.9]. En la UE-5, la producción casi coincidente con la demanda térmica descendió un 24% a lo largo de 2014 en comparación con la temporada anterior. El ahorro de electricidad estimado para la UE-28 debido a la suavidad del clima se aproxima a los 84.100 GWhE (fidelidad del 95% con la curva anual de grados-día). Comoquiera que esta cuantía equivale al 69% de los 122.000 GWh menos de producción térmica convencional registrados, se puede simplificar atribuyendo a las moderaciones estacionales el 69% de las reducciones de consumo final de combustibles fósiles para usos eléctricos, debiéndose el resto a la mayor producción con renovables y residuos. Esto es, el ahorro de combustibles fósiles destinados a la producción eléctrica en la UE-28 debido a la suavidad del clima se estima en 14.200 kt de hulla y antracita, 6.200 kt de lignitos y otros 227.700 TJPCS de gas natural.
Fig.8

Fig.8. Variación del uso térmico del gas natural y de los grados-día de calefacción. UE-5

Fig.9

Fig.9. Variación del uso térmico de la electricidad y de los grados-día de calefacción. UE-5

  1. CONCLUSIÓN. He tomado las mismas referencias que Eurostat para evaluar las emisiones de CO2 de las actividades de combustión de energía fósil. Los coeficientes de poder calorífico y los índices de emisiones han sido actualizados sobre el último informe de inventario de emisiones GEI de la UE. La economía de combustibles -gas natural, mayoritariamente- por la suavidad climática alcanza los 49.200 kilotoneladas equivalentes de petróleo [ktep]. Aplicados los factores de emisiones de CO2 y de oxidación a cada fuente, el ahorro de emisiones por menor uso de combustibles en la UE-28 debido a la bonanza invernal en 2014 se acerca a 134.900 ktCO2 [fig.10]. Este cómputo representa el 80,6% de la reducción de emisiones avanzada por Eurostat. Ello significa que la reducción de CO2 de la combustión fósil debida a parámetros no climáticos se acota en unos 32.500 ktCO2; esto es, que la disminución de emisiones se limita al 1% por factores ajenos a la temperatura (renovables, eficiencia, economía, precios).
Fig.10

Fig.10. Ahorro de emisiones de CO2 por la suavidad climática de 2014 en la UE-28

Desde la óptica técnica queremos alertar de que los titulares optimistas sobre las emisiones de 2014 en Europa basados meramente en los resultados estadísticos mostrados, sin entrar a valorar su carácter parcial y la importante incidencia de una meteorología benévola, son desacertados. Solicitamos se maticen los datos publicados y contextualice la responsabilidad de nuestro continente en las emanaciones mundiales de dióxido de carbono.

De otra manera, podría llevar a engaño el que un invierno menos riguroso y un verano más fresco en Europa repercutan favorablemente en la reducción absoluta de las emisiones, obviando

a) que el momento en que nos encontramos es resultado ya de un cambio climático exacerbado a nivel mundial que sufrirán más dramáticamente otras regiones,

b) que las emisiones de la industria y del transporte son prácticamente ajenas a la climatología y cualquier alza de estos sectores reduce la incidencia de las temperaturas,

c) que la creencia en una atemperación asentada providencialmente sobre nuestro continente puede relajar la concienciación sobre la eficiencia energética de edificios y equipamientos.

El ciudadano europeo podría especular ante los discursos triunfales que aún hay margen para el crecimiento, olvidar que en ese descenso de 8,8 a 7,4 toneladas equivalentes de CO2 por cabeza en veinte años se esconden en buena parte emisiones indirectas en países terceros debidas a la deslocalización de la producción de bienes que consume, ignorar que ya solamente su huella de carbono sobrepasa toda la capacidad biológica del continente.

La Unión Europea forma parte de los grandes responsables del efecto invernadero descompensado. Haber recortado eficazmente sólo 32,5 de las 29.000 MtCO2 anuales necesarias en el mundo para estabilizar el clima (DICE, 1994) es la viva muestra de cuán lejos nos encontramos del objetivo.

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¿Fiasco fotovoltaico, o infundio analítico?

Leo en el blog de Carlos Rebato una -califico tras analizarla- desafortunada publicación, titulada:

El “futurista” carril-bici solar de Ámsterdam es en realidad un fiasco

Bueno, en realidad el autor le debe mucho -casi todo- en esa entrada a un friki de los coches que escribe en Jalopnik con aires de autoridad en la materia, prefiriendo encabezar con:

That Fancy New Solar Bike Path In Amsterdam Is Utter Bullshit

(El maravilloso nuevo carril-bici de Ámsterdam es una absoluta mierda)

La cuestión es que en noviembre de 2014 abrió en fase de pruebas, que durarán tres años, el primer carril-bici solar en la localidad de Krommenie, en Países Bajos, que cuenta con uno existente cuyo pavimento ha de ser sustituido. El diseño cuenta con dos vías, una con distintos pavimentos de ensayo y otra de 1,5 m con paneles solares integrados protegidos por vidrio templado de 10 mm de espesor, cuya producción eléctrica se vierte a la red. El tramo-test, de 70 metros de longitud y que se extenderá a 100 metros, está construido con losas prefabricadas de hormigón de 3,5 m de ancho por 2,5 m de largo. La capa protectora de un módulo sufrió una rotura en diciembre y ha sido reparada. Es el primer prototipo concebido por SolaRoad, consorcio que ha contado con 3,5 M€ de financiación tanto para el proyecto SolaRoad como para otro más ambicioso, como los autobuses eléctricos, y ha invertido cinco años en investigación y desarrollo.

Me explico aquí puesto que mi comentario en su blog parece estar condenado al purgatorio de los pendientes de moderación.

Venía a decir que estoy de acuerdo en que hay que buscar la eficiencia, que no invertiríamos por el alto mantenimiento y por los riesgos de alterabilidad de este sistema a lo largo de los años, como se ha visto, pero que tampoco hay que ensañarse embrollando las cifras y debemos ser un poco serios:

1. PRODUCCIÓN

Los resultados, publicados por SolaRoad tras ese primer medio año de pruebas, son de 3000 kWh para los 70 metros de carril instalado, suficiente como para abastecer las necesidades energéticas de una casa pequeña durante un año. “Si lo trasladamos a una escala anual, esperamos que puedan producirse 70 kw por hora y metro cuadrado. Los resultados son muy superiores a lo esperado” aseguró la compañía en el momento. Las estimaciones iniciales, de acuerdo con SolaRoad, eran de 50 kW por metro cuadrado y año.

Las mediciones de 3.000 kWh a las que se enlaza presentan una curva de noviembre 2014 a abril 2015, un semestre invernal:

Producción de electricidad desde la puesta en marcha. SolaroadProducción de electricidad desde la puesta en marcha. SolaRoad Netherlands

70 metros de longitud de carril x 1,75 de anchura de carril = 122, 5 metros cuadrados. 3000 kWh en 6 meses x 122,5 m cuadrados = 24,5 kWh por metro cuadrado en 6 meses. 24,5 kWh por metro cuadrado en 6 meses x 2 = 49 kWh al año.

49 kWh es, irónicamente, lo que SolaRoad esperaba obtener en primer lugar. Y eso si no nos atenemos a los cambios estacionales, no se irradia la misma cantidad de luz solar a lo largo de los diferentes meses del año.

Según los datos de la NASA para la situación de Krommenie:

  • La media de radiación horizontal de noviembre a abril (semestre analizado) es de 1,7 kWh/m2/día.
  • La media de radiación horizontal de mayo a octubre es de 4,3 kWh/m2/día, un 250% respecto del semestre analizado.

No se trata de dos semestres idénticos. Y precisamente el medido es el de menor insolación; este parámetro esencial parece haber pasado desapercibido para los hachas de los cálculos.

Esos 70 kWh/m2/año que espera SolaRoad por 122,5 m2 son 8.575 kWh/año.
Esos 8.575 kWh esperados menos los 3.000 kWh medidos dan 5.575 kWh estimados para el semestre más soleado. Un 85% más de producción de mayo a octubre respecto de noviembre a abril, aunque éste hubiera sido más soleado de lo normal, resulta perfectamente posible.
No siempre se van a dar las condiciones de limpieza y arbolado desnudo del primer semestre como afirma el marketing, pero no es descabellado.

2. COMPARACIÓN

La cosa empeora. Cuando se compara (más datos aquí y aquí) contra estaciones solares cercanas, y haciendo cálculos que tienen en cuenta las variaciones estacionales, la salida total al año es de 100 kWh al año. El doble.

No sólo eso, los paneles solares que se colocan en tejados están orientados de un modo específico para maximizar la luz solar que son capaces de captar.

Las comparaciones hechas en EEVblog con esas tres instalaciones cercanas inclinadas 20, 28 y 30 grados y sin sombras, aparte de evidentes, son injustas con la horizontalidad general del carril-bici y con el rendimiento de las células: La sola diferencia por el ángulo supone un incremento del 13 al 17% en la radiación solar media anual. Pero además, mientras las instalaciones citadas están realizadas con silicio policristalino (eficiencias de 14%15%) y monocristalino (16%) e incorporan estupendos inversores, los módulos de SolaRoad llevan revestimiento transúcido y son de silicio amorfo, con eficiencias que rondarán del 6 al 9%:

Luwte (p-Si, 20º): 743 kWh de noviembre a abril / 16,3 m2 = 45,6 kWh/m2
MK1o2 (p-Si, 28º): 681 kWh de noviembre a abril / 17,5 m2 = 38,9 kWh/m2
Gadgetfrank (m-Si, 30º): 812 kWh de noviembre a abril / 16,5 m2 = 49 kWh/m2

Gadgetfrank 2 (m-Si, 25º, sombras): 255 kWh noviembre – abril / 6,5 m2 = 39,3 kWh/m2
SolaRoad (a-Si, 0º): 3.000 kWh de noviembre a abril / 122,5 m2 = 24,5 kWh/m2

En este punto, debe aclararse que un daño en uno de los 28 módulos no menoscaba todo el sistema, sino que reduce un 4 – 5% la producción en tanto no se repare. En este caso, al parecer el vidrio templado ha quedado afectado por retracciones térmicas.

3. COSTE Y MANTENIMIENTO

La compañía no ha facilitado datos con los costos de instalación por metro cuadrado pero no tiene que ser precisamente baratos. Y no más baratos, en cualquier caso, que una instalación de paneles solares tradicional.

Estos paneles además, como vimos cuando hablamos del rentabilidad energética con las baterías de Tesla, se instalan con una amortización en mente. Una amortización que puede prolongarse hasta 10 años (…) En el caso de SolaRoad no es sólo que eso no ocurra sino que además obvia los costes mencionados de: mantenimiento, instalación, cuidado y reparaciones, costes que probablemente multipliquen en varios exponentes el precio final.

Bastaba con leer en la FAQ de SolaRoad, que el propio bloguero enlaza, lo siguiente:

“En la fase actual de desarrollo es demasiado pronto para hacer afirmaciones fiables sobre [costes por metro cuadrado y costes comparativos con construcciones ordinarias]. El punto de partida para el desarrollo es que el balance de costes y beneficios de la vida útil sea positivo, comparado con las superficies de viales existentes (…)”.

“El estudio de viabilidad técnico-económica indica que es posible lograr un retorno de la inversión dentro de una vida útil de 20 años. Aparte hay que decir que la producción, gestión y mantenimiento de este nuevo tipo de vía están aún por optimizar. Eventualmente, nuestro objetivo es un período de retorno de 15 años o menos“.

“En el desarrollo de SolaRoad, el punto de partida es que SolaRoad reúna los mismos requisitos que los tipos de pavimento convencionales. Durante los estudios actuales, asumimos regímenes de mantenimiento normales. Conforme a las expectativas aún cabe optimización, en la que se integrará el mantenimiento de los sistemas técnicos”.

Esto es, que el consorcio integrado por industriales, institutos y autoridades ha tenido evidentemente en cuenta los costes de mantenimiento y la rentabilidad.

Pero no está tan claro que el pavimento fotovoltaico, de células de silicio amorfo adheridas y protegidas con vidrio templado, resulte más caro que un tejado de paneles cristalinos sobre soporte anti-robo.

En cuanto a los costes materiales, puesto que el a-Si ronda los 800 $/kWp (53 €/m2) y el vidrio templado de 10mm cuesta 35 €/m2, el conjunto suma 88 €/m2 frente a los 1.400 $/kWp (156 € /m2) alcanzados por el p-Si. Con una producción anual de 70 kWh/m2 para el silicio amorfo en suelo y de 120 kWh/m2 para el cristalino en tejado, el coste de la inversión en material, repartida a lo largo de 15 años, será de 8,4 c€/kWh para el primer caso y 8,7 c€/kWh para el segundo.

Por la extensión del carril pueden estimarse 10 kWp – 9 kW, cuyo coste en material fotovoltaico sin IVA habrá rondado los 11.000 – 12.000 €.

Por otro lado, el silicio amorfo puede presentar una menor tasa de retorno energético que los cristalinos.

4. FINANCIACIÓN Y RENTABILIDAD

SolaRoad es una empresa con fondos públicos y privados que ha recibido la friolera de 3,5 millones de euros por parte de la Unión Europea.

En Holanda el precio medio del kWh al año es de 0,12 euros (12 céntimos). Ateniéndonos a los datos proporcionados tras los 3000 kWh en 6 meses (6000 kWh al año), eso supone un ahorro de unos de 720 euros al año. Pongamos que han usado un, comedido, 20% de ese dinero, 640.000 euros:

640.000 euros/720 euros al año: aproximadamente 888 años

Hace 888 años ni siquiera habíamos descubierto América. Los números tampoco salen con otros porcentajes, un 10% son 540 años, un 5% 222, incluso aunque se hubiesen dejado sólo un 1% (32.000 euros, una cifra ridícula), todavía se tardaría medio siglo en amortizar. Sin contar con costes de reparación y mantenimiento, por supuesto.

Según algunos cálculos, para que fuese rentable el metro cuadrado debería costar unos $7 dólares (y mantenimiento aparte). A día de hoy ese número está muy lejos de poder ser una realidad.

Publius Ixxii [usuario ‘escéptico’ sobre el cambio climático y el CO2]: “En el centro oeste de EEUU se pueden adquirir 70 kWh por menos de 7 dólares al detalle. Para que esto tuviera una oportunidad de viabilidad económica, los costes amortizados de instalación inicial, sustitución futura (descontada con un ratio prorrateado) y costes de mantenimiento periódico tendría que resultar en algún lugar del vecindario a 7 dólares por metro cuadrado. Me resulta difícil creer que en algún momento sea posible presentar una cifra tan baja (…)”.

Es falso que SolaRoad se haya financiado con 3,5 millones de euros de la UE. El proyecto, presentado en Interreg-IVb, es uno de los cuatro del gobierno de Holanda Septentrional, que obtuvieron casi medio millón de euros comunitarios:

“La provincia puso en marcha cuatro proyectos en el ámbito del transporte eléctrico.
Se trata de la investigación sobre el uso de renovables para la energía del transporte público, la realización de estaciones de transferencia fuera de la ciudad y una red de estaciones de carga rápida, así como un centro de conocimiento. Además de la investigación sobre los dilemas administrativos en la transición a la movilidad eléctrica.
Para estos proyectos se dispone una cantidad de 900.000 euros, habiendo recibido el Consejo Ejecutivo una subvención de 450.000 euros del programa europeo Interreg. El proyecto E-movilidad europea es un programa donde once regiones de siete países trabajan juntas para promover los vehículos eléctricos”.

La inversión de 3,5 millones de euros -de los cuales 1,5 han sido aportados por las autoridades locales– se destina a todo un proceso de investigación y desarrollo, obra civil, monitorización, mantenimiento e instalación solar, como declara SolaRoad:

“Los 3,5 millones de euros fueron invertidos por los diversos socios en el proceso de investigación y desarrollo, que ha llevado cinco largos años. El carril de ensayo en Krommenie solamente representa una pequeña parte. Optamos conscientemente por un proyecto piloto de corta longitud y que generara una pequeña cantidad de energía (electricidad equivalente a unas tres viviendas). Ello es suficiente para generar una gran cantidad de información práctica con bajos costes de ensayo de manera que podamos reservar la mayor parte de los fondos disponibles para convertir SolaRoad en un producto comercializable”.

Por otra parte, el autor considera que 32.000 euros es una cifra ridículamente baja para construir un carri-bici de 70 metros, ignorando que una única vía -en este caso hay dos- de carril-bici de hormigón tipo “5-foot wide concrete sidewalk with concrete curb” puede costar 206 $/ft (600 €/m) ella solita. Una inversión que se debe al tráfico, no al sistema accesorio de energía.

Y por si fuera poco, también es falso que en Holanda el precio medio del kWh sea de 12 c€. El cliente doméstico tipo pagó 14,7 c€/kWh sin IVA ni otros impuestos en 2014.

La fotovoltaica convencional en los Países Bajos se encuentra cerca de la paridad con la red. ¿Como se puede afirmar que sólo hay rentabilidad con costes inferiores a 7 $/m2, con o sin mantenimiento?

Generando, como se espera, 8.575 kWh/año durante 15 años en paridad con la red se habrán “ahorrado” (yo también sé hacer las cuentas de la vieja) 19.000 euros. En teoría es rentable respecto del coste material, asumiendo que la mayor parte de la mano de obra de instalación se debe al carril y no a los módulos.

5. CONCLUSIÓN

La empresa aclara que el coste de esta primera fase supone una pequeña parte del monto de la financiación y que sus objetivos económicos son una tasa de retorno de 15 años.  Es falaz atribuir a este tramo piloto la inversión entera, o siquiera un 20%, y jugar a calcular un hipotético coste del kWh, obviando que la costosa obra civil tiene un uso de tráfico -apto para camiones de bomberos- con o sin fotovoltaica. Es tan absurdo como incluir en el precio del kWh el coste de una casa solar que integra en su tejado paneles solares. ¿Por qué no hacer lo mismo entonces con las pérgolas solares del carril-bici sudcoreano que los detractores presentan como alternativa válida?

Con todo lo anterior, no pretendo justificar el proyecto ni considerar que el sistema es el adecuado, sino solamente ser más justo con los análisis y la atribución de costes. Examinar en lugar de presuponer.

Carril-bici existente en septiembre 2014. Google Maps

Carril-bici existente en septiembre 2014. Google Maps

Carril-bici existente en septiembre 2014. Street View

Carril-bici existente en septiembre 2014. Street View

El recibo de la luz, UNESA y la deshonestidad estadística

Con motivo del primer aniversario del cambio (01/04/2014) en el sistema de fijación de precios eléctricos variables de referencia para consumidores de electricidad en mercado regulado con suministro de menos de 10 kW a baja tensión, Red Eléctrica de España ha publicado la nota de prensa “La factura de los consumidores de baja tensión descendió un 5,8% en 2014“:

La factura de los consumidores en baja tensión acogidos al nuevo sistema de Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) bajó un 5,8% en 2014, con un importe medio de 708 euros anuales, frente a los 751 del año anterior. Esta cifra incluye todos los conceptos que forman parte del recibo de la luz, es decir, los términos de potencia y energía y los impuestos de electricidad e IVA. El cálculo se produce con datos homogéneos tras cumplirse este mes un año de vigencia del PVPC, una nueva metodología que calcula el coste de producción de la energía basándose en el mercado diario e intradiario, entre otros conceptos.

En los dos últimos años, la rebaja media de la factura eléctrica ha sido del 8,6%, con un ahorro medio de 67 euros para un consumidor acogido al PVPC. Los consumidores conectados a baja tensión constituyen el 60% de los casi 27 millones de contratos de suministro existentes en España.

La rebaja del recibo de la luz del 5,8% para los consumidores domésticos en 2014 ha ido aparejada de la eliminación del déficit de tarifa que se venía generando sistemáticamente cada año durante la última década. Según las estimaciones de la CNMC y del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, en 2014 se ha registrado un ligero superávit de 100 millones de euros y por primera vez desde que comenzó a acumularse déficit, el pasado año la cantidad pendiente de cobro habría pasado desde los 24.500 millones de finales de 2013 hasta los cerca de 22.000 millones de 2014.

El texto se acompaña con un gráfico que integra el trabajo del IDAE, la CNMC y el INE y ha sido recogido por varios medios (EuropaPress, VozPopuliABC, El Economista).

 

Sin entrar por el momento a analizar las causas ni las afirmaciones, recordemos cómo en noviembre de 2014 medios como Expansión, ABC, El Economista, El Periódico de la Energía, Energynews, La Información y hasta Energías Renovables se hacían eco de una nota de prensa de UNESA y un informe contratado a KPMG donde la representatividad elegida sobre el recibo eléctrico poco tienen que ver con las cifras de REE.

En efecto, la patronal de las grandes eléctricas presentaba, en un informe plagado de errores tipográficos, ortográficos y de conceptos titulado “Contribución de las compañías que integran UNESA al desarrollo de la sociedad española” (nov 2014), flagrantes falacias como estas:


Págs. 19-20: Los hogares españoles destinan al pago de la electricidad, de media, un 2,18 % de sus ingresos [sic]

[…] un hogar paga de media en su factura eléctrica, una cantidad de 591 € para un consumo medio de 2.500 kWh al año y una potencia media contratada de 3,3 kW.

Para contextualizar esta cifra, debemos mencionar que el gasto medio por hogar en España, según el INE, es de 27.098 €. De esta cifra, 591 € son destinados para el pago de la factura eléctrica. El gasto en electricidad representa, por tanto, el 2,18 % de los gastos del hogar en España siendo uno de los gastos con un porcentaje inferior.

En España, el gasto en electricidad en el año 2013 supuso únicamente un 2,18% del total de la cesta de la compra. Esto supone que para este mismo año, los españoles han gastado de media 70 céntimos de euro al día por la electricidad consumida.

Aparte de la confusión entre gastos e ingresos en el titular, el gráfico que acompaña este texto, con el encabezado “Destino del gasto de las familias en España (euros)” especifica en trece fracciones porcentuales (y no en euros) que el gasto denominado Vivienda, agua y combustible supone un 30,9%, mientras que la Electricidad supone un 2,18% del gasto familiar. Las fuentes citadas son el Instituto Nacional de Estadística y Red Eléctrica de España.

Quienes acostumbramos a trabajar con estadísticas sabemos que el INE publica en la Encuesta de Presupuestos Familiares los gastos declarados por los hogares, desglosados por grupos, subgrupos o códigos. En realidad, el gráfico es una adaptación de la tabla original del INE con doce grupos de gasto, manipulada para segregar del grupo “4 Vivienda, agua, electricidad, gas y otros combustibles” (33,08%) el supuesto gasto en electricidad.

Sin embargo, la propia EPF desglosa específicamente el gasto eléctrico. Bastaba con querer presentar el dato en la tabla por código de gasto: En 2013, el gasto familiar “0451 Electricidad” alcanzó los 13.574 millones de euros; esto es, algo más de 745 euros por hogar (menos que en 2011 y 2012), o sea el 2,75% del total. En otros términos, 294 euros al año por persona o, parafraseando a los redactores del informe, los españoles [declaran que] han gastado de media 80,60 céntimos de euro al día por la electricidad consumida [en casa]. Puestos a hacer comparativas, es una cantidad superior a la compra de pan, cereales y aceite, o comparable a la de gas, fuel, agua, alcantarillado y basura juntos. Bajo esta óptica estadística, oficial, no como hace UNESA desagregándola interesadamente de los grandes grupos de dispendio, resulta que la electricidad ocupa, de media, el octavo lugar en los porcentajes de gasto familiar entre 117 conceptos. Se hallan diferencias por comunidades autónomas, por los diferentes climas, hábitos y niveles de vida. Y podemos suponer razonablemente que, como ocurre para todo el subgrupo 045 gasto energético, la afección de la factura eléctrica será relativamente superior a la media para los inactivos, parados y jubilados.

Diferencia estadística UNESA-INE 2013 para grupos de gasto de hogares

Diferencia estadística UNESA-INE 2013 para grupos de gasto de hogares

Pero ¿de dónde salen entonces sus 591 euros por hogar? Por el enlace a pie de página, se deduce que UNESA tampoco estaría basando el “consumo medio” de 3,3 kW y 2.500 kWh/año en sus propias cifras, sino en el simulador de REE (erróneamente indicado como CNMC), que a fecha de hoy reza “Consumo mensual de un hogar medio. Potencia media contratada por hogar: 4 kW. Consumo medio mensual: aprox. 270 kWh”. Por tanto, el consumo eléctrico anual del “hogar medio” para REE es de 3.240 kWh. Ello es más coherente con el informe Consumos del Sector Residencial en España del IDAE, donde se indica que el consumo de electricidad medio por hogar fue de 3.487 kWh en 2010. Aplicando al consumo tipo de REE los 22,73 cent/kWh de precio medio prorrateado por Eurostat (banda DC en 2013, impuestos incluidos) resultarían 736 euros anuales.

REE consumo electrico medio domestico ES

REE consumo eléctrico de un hogar medio en España

Asimismo, el simulador ministerial de conceptos tarifarios, donde se ejemplariza con 4,4 kW y  3.066 kWh anuales, muestra una factura anual de 724 euros. Y ya que estamos con simuladores, basta con introducir en el Comparador de Ofertas de la CNMC los datos precitados para obtener un listado de comercializadoras cuyos precios varían hoy de 700 a 870 euros anuales.

CNMC - Ofertas más económicas de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico con 4 kW y  3250 kWh/año sion discriminación horaria

CNMC – Ofertas menos caras de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico tipo sin discriminación horaria

CNMC - Ofertas más caras de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico con 4 kW y  3250 kWh/año sion discriminación horaria

CNMC – Ofertas más caras de comercializadoras de electricidad para cliente doméstico tipo sin discriminación horaria

En efecto, tanto la potencia contratada tipo como la energía consumida de referencia son superiores a la indicación de la patronal eléctrica, que las ha rebajado descaradamente para presentar gastos muy inferiores a los verdaderamente representativos en 2013:

  • UNESA 2013: 591 euros
  • INE 2013: 745 euros
  • REE+Eurostat 2013: 736 euros
  • MINETUR 2014: 724 euros
  • CNMC 2014: 700 a 870 euros
  • REE 2013 (21/04/2015): 751 euros

Cierta prensa que ahora publica los resultados de REE creyó a pies juntillas a UNESA. Sin embargo, no se hace ningún cuestionamiento sobre las diferencias (resultados oficiales un 27% superior a los del “informe” de las eléctricas) ni sobre la incongruencia que suponen los datos (los 708 euros de 2014 serían una tremenda subida, y no una bajada, respecto de los 591 euros citados por la todopoderosa patronal para 2013).


Analicemos ahora la página 20: Cambios en los componentes de la factura eléctrica

En los últimos años, los costes ajenos al suministro se han incrementado, pasando de representar el 27% en 2005 al 61% en 2013.

Estos costes no deberían formar parte de la factura eléctrica, pues se corresponden con costes de política social o medioambiental.

Estas afirmaciones se acompañan de un gráfico cuya fuente es… la misma UNESA, que ni ofrece definición alguna de los denominados costes ajenos al suministro, ni justifica por qué excluir lo considerado como costes sociales o medioambientales. Mero reflejo de las campañas de marketing llevadas a cabo por las dos principales empresas de negocios eléctricos implantadas en España, Endesa e Iberdrola, basadas igualmente en sendos “datos propios”, opacas y dirigidas a convencer al consumidor común de que la electricidad es cara por pagar impuestos y subvenciones a las energías renovables:

“Cómo se desglosa mi factura eléctrica”. ENDESA

  • ENDESA: “¿Cómo se desglosa mi factura de la Luz?”
    De cada 100 € que hoy paga un consumidor por su suministro de electricidad
    Sólo 44 € corresponden al suministro de la luz, e incluyen tanto el coste de producir la electricidad como llevarla hasta el punto de consumo del cliente.
    Los 56 € restantes dependen de decisiones del Gobierno y se desglosan en:
        29 € son impuestos
        27 € se corresponden con otros costes cargados en la factura eléctrica:
            Subvenciones a las energías renovables: 18 €
            Compensación del déficit tarifario de años anteriores: 5 €
            Otros conceptos: 4 €
    ◊ [derecha del gráfico, color azul, serenidad] SUMINISTRO ELECTRICO 44%
        Transporte 4%
        Distribución 10%
        Energía y comercialización 30%
    ◊ [izquierda del gráfico, color amarillo-naranja y rojos, precaución y peligro] IMPUESTOS Y OTROS COSTES EN FACTURA 56%
        Otros costes 27%
            –Subvención a renovables 18%
            -Anualidad del déficit de tarifa 5%
            -Otras cargas en factura 4%
        Impuestos 29%
            -Impuesto eléctrico 4%
            -IVA 17%
            -Impuestos municipales 1%
            -Otros 7%

“Tu factura de la luz no puede ser más transparente”. IBERDROLA

  • IBERDROLA: “Tu factura de la luz no puede ser más transparente”
    De los 51 € de la factura mensual de un hogar medio, sólo 19 corresponden a la energía kWh consumida y a las líneas eléctricas para llevarla. El resto, 32 €, son costes ajenos al suministro eléctrico.
    Así se desglosa tu factura:
    ◊ [izquierda del gráfico, color verde, positivismo] 19 €     38%
        Energía kWh consumida 25,5%
        Líneas eléctricas 12,5%
    ◊ [derecha del gráfico, color gris, tristeza] 32 €     62%
        Políticas fiscales* 30,1%
        Políticas medioambientales 19,0%
        Políticas territoriales 3,7%
        Ayudas sociales 2,5%
        Otros 6,7%
    (*) Incluye tributos repercutidos en la factura al consumidor y tributos soportados por el productor de electricidad

 

Las empresas agrupadas en UNESA siguen la estela de Eurelectric. Tales actitudes ya han sido desenmascaradas como engañosas por UNEF, ASECE, Greenpeace y la revista Energías Renovables. Y es que, a la sesgada elección del cliente residencial medio, se le añade un vicio interpretativo en los conceptos tarifarios, sin embargo reglamentados, con un grafismo manipulador.

La factura eléctrica está conformada por varios conceptos:

  • El término de potencia, abono fijo aplicable en función de la potencia contratada
  • El término de energía, gasto variable en función del consumo
  • El impuesto especial de electricidad, aplicable a los anteriores
  • El alquiler (en su caso) del contador, pago fijo aplicable en función del medidor y la tarifa
  • El IVA, aplicado a todos los conceptos anteriores (incluso sobre el impuesto eléctrico)

Una parte de tales conceptos se retribuye mediante PEAJES DE ACCESO, unas cuantías reguladas por el Estado y aplicadas a todo consumidor de electricidad sobre el término fijo y el término de energía (costes de suministro) para asumir los gastos en transporte, distribución, comercialización, operación, déficit de ingresos (reconocido sin auditoría a las sociedades de UNESA por los sucesivos gobiernos españoles), primas a energías renovables y cogeneración de alta eficiencia (régimen especial), compensaciones nucleares, compensaciones extrapeninsulares y otros.

Estructura del coste de suministro. Fuente: Energía y Sociedad

Estructura del coste de suministro. Fuente: Energía y Sociedad

En noviembre de 2014, cuando se editó el informe de KPMG, la patronal de las grandes eléctricas españolas conocía perfectamente las últimas cifras consolidadas de los peajes de acceso del sistema eléctrico, pues en mayo la CNMC había publicado la Liquidación Provisional nº 14/2013:

CNMC. Liquidación provisional nº14/2013 del sistema eléctrico

CNMC. Liquidación provisional nº14/2013 del sistema eléctrico

La suma de los gastos parciales de esta liquidación asciende a 21.107 millones de euros, a saber:

  • 9.201 M€ régimen especial (RE): 43,5%
  • 5.098 M€ distribución y comercialización (D+C): 24%
  • 2.756 M€ déficit y diferencias de gestión: 13%
  • 1.806 M€ sistema extrapeninsular: 8,5%
  • 1.604 M€ transporte (REE, principalmente): 8%
  • 421 M€ bono social: 2%
  • 129 M€ interrumpibilidad del suministro: 0,6%
  • 72 M€ moratoria nuclear y residuos radiactivos: 0,3%
  • 20 M€ CNMC: 0,1%

Puesto que la energía consumida en el período fue de 239.676 GWh (unos 69.500 GWh en BT≤10 kW), los costes regulados supusieron de media 8,8 c€/kWh asumiendo que los insuficientes ingresos generaron un nuevo déficit de 1,3 c€/kWh, pues con los 17.991 M€ de ingresos y recuperaciones, estos costes regulados significaron 7,5 c€/kWh de promedio.

Pero cada tarifa tiene unos peajes. A la fecha de publicación del informe de UNESA, la tarifa 2.0A que se toma como referencia del consumidor tipo pagaba en peajes de acceso 38,04 €/kW/año por el término fijo y 4,4 c€/kWh por el término variable. Una atribución que no penaliza suficientemente a los que más consumen y dirigida a asegurarse, vía cuota de abono, la mayor parte de los costes regulados.

Junto a los costes regulados, en el término fijo el consumidor paga 4 €/kW/año por el MARGEN DE COMERCIALIZACIÓN que va a parar en la gran mayoría de los casos a una empresa de UNESA.

Además de los costes regulados, en el término variable se agrega el COSTE DE PRODUCCIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA, con metodología propia para la factura de referencia, denominado Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) a condición de tener contratada una comercializadora de referencia que está asociada a… UNESA. En 2014, el PVPC aplicable al consumidor tipo con tarifa 2.0A fue de 7,5 c€/kWh según la aplicación Lumios. Este precio está destinado a pagar los mercados de generación, en que de nuevo UNESA aparece como agrupación omnipresente al poseer casi todas las centrales térmicas y cerca de un 40% de las hidráulicas y el régimen especial, lo que les garantiza poner en venta entre el 60 y el 66% de la electricidad producida.

Aparece el IMPUESTO SOBRE LA ELECTRICIDAD: un 5,1127% de los términos de potencia y de energía.

Por otra parte, entre los EQUIPOS DE MEDIDA Y CONTROL que las comercializadoras pueden alquilar al abonado, un simple contador sin discriminación horaria sin telegestión supondrá 6,48 € anuales.

Finalmente, se aplicará el IMPUESTO SOBRE EL VALOR AÑADIDO, que supone un elevado tipo impositivo del 21% sobre todos los conceptos anteriores.

Recapitulemos:

Para un abonado tipo, que tiene una potencia de 4 kW y un consumo anual de 3.240 kWh (REE) bajo la tarifa 2.0A contratada con una gran eléctrica, , estos son los desgloses:

  • Peajes de acceso término fijo: 38,04 €/kW/año x 4 kW = 152,16 €
  • Peajes de acceso término variable: 4,4 c€/kWh x 3.240 kWh = 142,56 €
  • Margen de comercialización: 4 €/kW/año x 4 kW = 16,00 €
  • Precio de la energía: 7,5 c€/kWh x 3.240 kWh = 243,00 €
  • Impuesto de electricidad: 0,051127 x 553,82 € = 28,32 €
  • Alquiler de contador: 6,48 €
  • IVA: 0,21 x 588,62 € = 123,61 €

Hagamos un cálculo aproximado sobre los destinos de cada pago:

  • 41,4% Peajes de acceso: 294,62 €
    • Régimen especial: 128,16 € (UNESA: 42,72 €)
    • Distribución y comercialización: 70,71 € (UNESA: 67,17 €)
    • Déficit tarifario: 38,30 € (UNESA)
    • Sistema extrapeninsular: 25,04 € (UNESA)
    • Transporte: 23,57 € (UNESA: 1,18 €)
    • Bono social: 5,89 € (abonados con dificultades o escaso consumo)
    • Interrumpibilidad del suministro: 1,77 € (grandes consumidores)
    • Compensaciones nucleares: 0,88 € (UNESA)
    • CNMC: 0,30 €
  • 2,2% Margen de comercialización: 16,00 € (UNESA)
  • 34,1% Precio de la energía: 243,00 € (UNESA: 162,00 €)
  • 0,9% Alquiler de contador: 6,48 € (UNESA)
  • 21,3% Impuestos: 151,93 €

 

La lectura que sacamos es que 369,77 euros (“sólo” un 52%) de una factura de 712,03 euros van a parar hoy a UNESA o se deben a su operación, mientras que 85,44 € (el 12%) se distribuyen en primas a numerosos pequeños productores en régimen especial (lo que Endesa denomina subvenciones a renovables e Iberdrola, políticas medioambientales) y únicamente 3,54 € (el 0,5%) sirven para retribuir a pequeños comercializadores. Otros 5,89 € (un 0,8%) compensan a millones de pequeños consumidores y las familias desfavorecidas, una solidaridad que las grandes empresas magnifican como una peligrosa política social.

Las eléctricas tienen la osadía de incluir unilateralmente en los “costes ajenos al suministro” conceptos claramente relacionados con la generación, como las primas al régimen especial -que sirven para premiar tecnologías más eficientes o fuentes autóctonas-, las compensaciones extrapeninsulares -dirigidas a reducir el precio de los caros grupos de generación fósil de las islas y ciudades autónomas- o el déficit tarifario -creado para devolver el supuesto precio de generación del régimen ordinario-,  o con medidas frente a la demanda como las compensaciones por suministro interrumpible -ideado para casos en que el sistema deba desconectar a grandes consumidores, que gozan de tarifas rebajadas-. Sin embargo, las empresas de UNESA (EndesaEGP, Iberdrola, GasNatural-Fenosa, EDP-HC, E.ON) se benefician casi en exclusiva de D+C, de las cuotas por déficit tarifario, de las compensaciones extrapeninsulares y de la moratoria nuclear, conceptos que suman 9.732 M€ (el 46% de los gastos regulados). Además, cuentan con gran número de plantas generadoras en RE y son acreedoras, junto con grandes bancos que en años pasados fueron sus socios de referencia, de parte de los 26.000 M€ de un déficit tarifario titulizado.

Comparemos la factura del consumidor medio con lo que Endesa e Iberdrola afirman:

  • Precio de la energía, alquiler de contador, margen de comercialización, transporte, distribución y comercialización: 50,5% contra 44% de Suministro y transporte según Endesa y 38% de Energía consumida y líneas según Iberdrola.
  • Impuesto eléctrico e IVA: 21,3% contra 29% inventado por Endesa y 30,1% rebuscado por Iberdrola.
  • Régimen especial (renovables y cogeneración): 18% contra 18% pero mal denominado Subvenciones a energías renovables por Endesa y 19% denominado Política medioambiental por Iberdrola.
  • Bono social: 0,8% contra 2,5% de Ayudas sociales exagerado por Ibedrola.
  • Sistema extrapeninsular: 3,5% contra 3,7% de Políticas territoriales según Iberdrola.

Lo que a las entidades de UNESA les preocupa, y de ahí el invento de los costes ajenos al suministro, es llevarse menos tajada del pastel eléctrico, máxime con unas deudas sectoriales que decuplican de largo el beneficio de sus negocios eléctricos. Pero ese mensaje de culpabilidad de las renovables en el sobrecoste de tarifa se cuela con demasiada facilidad en la prensa y cala en el público. A pesar de presentar los desgloses probablemente menos rigurosos y transparentes del mercado.

Eclipse solar e incidencia en las redes eléctricas europeas, I

El pasado mes de febrero, la red europea de gestores de redes de transporte de electricidad (ENTSO-E) publicaba una nota con el encabezado “20 March Solar Eclipse: An Unprecedented Test for Europe’s Electricity System” (Eclipse solar del 20 de marzo, una prueba sin precedentes para el sistema eléctrico europeo), del que se extrae el siguiente contenido:

Bajo un cielo claro matutino el 20 de marzo de 2015, unos 35.000 MW de energía solar, que equivalen a cerca de 80 plantas medianas de generación convencional, se desvanecerán poco a poco del sistema eléctrico de Europa para luego reinyectarse paulatinamente; todo, en el lapso de dos horas, mientras los europeos y sus oficinas comienzan un día normal de la semana ​laboral.
La gestión de este evento en la mayor red interconectada del mundo es un desafío sin precedentes para los operadores de transporte eléctrico europeos. Ya se han producido antes eclipses solares, pero con el aumento de instalaciones fotovoltaicas para generación de energía, el riesgo de un incidente puede ser serio sin las apropiadas medidas, como se señaló en el Winter Outlook Report de ENTSO-E el pasado mes de diciembre.

A la citada nota se adjuntaba una lista de preguntas más frecuentes (FAQ), con cuestiones como las siguientes:

Un eclipse solar no es comparable a un amanecer o un atardecer normales, por el hecho de que la velocidad de la variación es mayor que la de un orto o un ocaso. Ello afecta además a las prácticas operativas, como ocurre en medio de la mañana. Es como tener dos salidas y dos puestas de sol el mismo día.
Desde luego, en el pasado ya se han dado varias veces eclipses solares en Europa. El último se remonta a 1999. El eclipse de este año es diferente porque en los últimos diez años, la generación fotovoltaica ha aumentado drásticamente. Según las estadísticas europeas, la eenergía solar cubrió el 0,1% de toda la electricidad producida en Europa a partir de fuentes de energía renovables en el año 2002. Más de diez años después, esta cifra se ha elevado hasta el 10,5%. Ya solo en el área de Europa continental, la generación fotovoltaica cubre el 3% de todo el consumo de electricidad. Lo que hace del eclipse solar de este año algo tan especial es el hecho de haber ahora una cantidad nada despreciable de unidades de generación conectadas a la red altamente sensibles a las variaciones de radiación solar. Este eclipse solar será, pues, una prueba sin precedentes para el sistema eléctrico de Europa, y útil para comprender mejor la relación entre los ambiciosos objetivos de la UE y la seguridad de operación de la que dependen todos los europeos.
(…) Concierne directa o indirectamente a toda el área europea. El eclipse producirá efectos directos a diferentes niveles, al ser visible, desde Turquía hasta Groenlandia, y de España a Noruega. Indirectamente, afecta a todos los países de la región, debido a sus interconexiones.

 

Además de las FAQ, se enlazaba el análisis del impacto del eclipse solar, un documento técnico que estima la capacidad instalada por países, define la duración y oscurecimiento máximo del eclipse en 23 localidades de referencia, así como la radiación en condiciones de cielos despejados, y presenta recomendaciones para evitar incidentes de suministro. Podemos extraer lo siguiente:

En 2015, la potencia fotovoltaica instalada en la región sincronizada de Europa Continental se estima alcance 90 GW, y el eclipse podría causar una reducción de la alimentación fotovoltaica de más de 30 GW bajo condiciones de cielos despejados. Tal situación supondrá un serio desafío para la capacitación reguladora de los sistemas de electricidad interconectados en términos de capacidad disponible de gestión, velocidad de regulación y localización geográfica de reservas.
Aunque un eclipse solar es perfectamente predecible, la transformación de radiación solar en electricidad se asocia a incertitudes que requieren una cuidadosa coordinación en todo el sistema de interconexión de Europa continental, incluidos los adyacentes.
(…) Impacto total del eclipse solar en el sistema eléctrico de Europa Continental: Respecto a unas condiciones de cielos claros, la contribución fotovoltaica caería 34 GW a las 9:41 UTC (10:41 CET)
(…) Se espera una reducción del 50% de la alimentación [por sistemas solares] en Alemania, y para Italia supone un21%. Ello indica que el riesgo de sobrecarga de líneas debe tenerse en cuenta especialmente en esta región.
(…) No todos los gestores técnicos de los sistemas eléctricos quedarán afectados por el eclipse en la misma escala, pero todos deberán verificar el mismo impacto en la frecuencia; a algunos países no les incumben las variaciones fotovoltaicas, pero pueden apoyar a otros gestores suministrándoles reservas. El desafío principal para estos gestores será coordinar el uso de reservas con el fin de compensar la producción en tiempo real sin crear sobrecargas en la red.
La inyección fotovoltaica depende altamente de la nubosidad. Los resultados presentados en este informe suponen condiciones de cielos despejados que podrían no darse.

 

Un suceso mediático, una llamada a las precauciones, y una evaluación de impacto máximo. Eso es todo. Los técnicos no nos hemos alarmado. Por la hora y la estación en que se produce, por la progresión al norte menos soleado, por la inestable meteorología probable, por la previsibilidad del evento, por los gradientes de variación y por la potencia de reserva, el efecto nos parecía escaso para los sistemas eléctricos. Pero alguna prensa española -no muy amiga de las renovables- ha ido a lo suyo; titulares amarillistas, rimbombantes y con contenidos faltos de rigor, de coherencia y de calidad (algunos medios han calcado prácticamente las FAQ y toman datos precisos al MW, cuando la estimación de potencia se ha hecho por extrapolación) se han extendido por internet:

ABC “Ciencia” (25/02/2015): El eclipse de marzo pondrá en riesgo el suministro energético europeo. Según un nuevo estudio, las mayores dificultades las sufrirán las regiones que dependen en buena medida de la energía solar como Italia o Alemania (…) Este fenómeno de la naturaleza puede causar más de un quebradero de cabeza a los habitantes del viejo continente ya que –según un informe presentado por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (Entsoe)- el tiempo que una Europa estará sin luz podría causar problemas de suministro eléctrico a aquellos que dispongan de determinadas fuentes de energía renovables (…) En base a los resultados obtenidos, la organización también considera factible que aquellos países con más dependencia de las energías renovables (principalmente Italia y Alemania) deberían ser apoyados por sus compañeros europeos. Y es que, a día de hoy este tipo de «combustible» no es acumulable. 

ABC, en su afán alarmista, además de ocultar que la bajada de producción citada sólo se daría con cielos claros en todo el continente, incorpora varias falsedades, como que Italia y Alemania son los países que más dependen de las renovables, o que ENTSO-E indique que los demás deben apoyarles con sus sistemas por el hecho de perder potencia solar.

ABC “Ciencia” (26/02/2015): «Los efectos reales del eclipse de marzo en la red eléctrica europea van a ser nulos». Los expertos consultados por ABC afirman que Europa no sufrirá cortes de energía el próximo día 20 por culpa de la oscuridad. Al haberse previsto con tanta antelación, no hay peligro de que Alemania o Italia se queden sin energía (…) En este sentido, el Director General de la UNEF considera también que estos «saltos energéticos» se producen habitualmente en las redes. «No sólo pasa cuando hay eclipses, suelen sucederse también cuando hay nubes, y nunca causan contratiempos», añade. Su opinión es también apoyada por Gabriel Sala –catedrático de la UPM y director del Instituto de Energía Solar, quien ha señalado a ABC que existen fuentes eléctricas de sobra para poder apoyar esta falta de luz: «Un eclipse equivale a una gran nube que tapará Alemania durante un breve espacio de tiempo, algo que suele suceder. Además, este “accidente” es fácil de solventar, ya que es mucho más previsible que una nube (la cual molesta lo mismo desde el punto de vista de la energía solar). Hay tantas fuentes de energía que simplemente se puede inyectar más en la red procedente del gas o de las centrales nucleares, las soluciones son muchísimas».

Bien, parecería que en ABC admitieron contrastar las noticias y quedarse con las opiniones de expertos, pero ante la proximidad del mediático acontecimiento prefirieron claudicar y publicar finalmente esto:

ABC “Ciencia” (17/03/2015): El eclipse solar del 20 de marzo provocará un desplome de la energía eléctrica. Como consecuencia de este fenómeno astronómico dejarán de producirse 35.000 megavatios de electricidad en la UE (…) «El 20 de marzo, en el supuesto de un cielo claro, se desconectarán progresivamente alrededor de 35.000 megavatios de energía solar, es decir, el equivalente a unos 80 centrales de generación de talla media». Afortunadamente esto sucederá durante el día, a primera hora de la mañana, según la latitud en la que se observe, entre nueve y 11, cuando la demanda de energía no está en su punto álgido, pero pondrá a prueba la capacidad de gestión de los operadores energéticos. Una situación en la que se detengan simultáneamente tantas centrales no se puede considerar un fenómeno normal.

Definitivamente, aun conociendo la previsión meteorológica a tres días vista y asumiendo finalmente que las condiciones no apuntaban a un gran efecto, en ABC demuestran un claro desconocimiento de los sistemas eléctricos, un desprecio por la coherencia profesional y que no están dispuestos a renunciar a titulares de agorero.

ABC eclipse 2015

Titulares de ABC respecto del eclipse del 20/03/2015 en el apartado Ciencia. Eso es coherencia…

 

En lugar del estilo de profeta fatídico, otros han optado por la hipérbole, definiendo como “plan de emergencia” lo que son meras recomendaciones propuestas (proposed recommendations, en el informe de ENTSO-E), contando como hechos excepcionales las corrientes operaciones de los gestores o bien, simplemente, ignorando cómo se gestionan las instalaciones de autoconsumo:

El Economista (15/03/2015): La UE diseña un plan de emergencia para evitar apagones por el eclipse. El eclipse solar del próximo 20 de marzo supondrá un reto para el sector eléctrico europeo. El fuerte crecimiento de la energía fotovoltaica puede suponer un quebradero de cabeza para los operadores técnicos del sistema que tendrán que afrontar una caída de la generación de hasta 33.501 MW solares -prácticamente la misma energía que consume España- frente a los 89.335 MW de potencia instalada fotovoltaica existente en Europa (…) Las salas de control de todos los operadores europeos permanecerán durante todo el eclipe interconectadas a fin de vigilar en todo momento la evolución y las contramedidas que puedan ser necesarias. En países como Alemania, existen cuatro operadores del sistema y no hay un control de la energía fotovoltaica instalada, ya que una parte importante corresponde a instalaciones de autoconsumo.

Y hay quien, además de dar gracias por los problemas e insistir en el caos y la emergencia, considera la energía solar, directamente, una amenaza, como Opinza en su noticia “Europa espera graves problemas de electricidad gracias al eclipse solar” (20/03/2015):

El eclipse solar que se vivirá esta semana en Europa ha generado mucha preocupación al sector eléctrico y compañías de varios países han coordinado planes de emergencia para combatir los problemas que se proyectan, especialmente en Alemania, España e Italia (…) El panorama caótico que quieren evitar las autoridades se da ante la amenaza que representa la energía solar que es 100 vez más utilizada que en el último eclipse solar registrado en 1999.

Hemos repasado la información y la desinformación previas al eclipse. En el siguiente post analizaremos las consecuencias en los sistemas de gestión de la demanda.

Del ridículo al esperpento

Los negacionistas del cambio climático y anti-renovables ya no saben qué inventarse para acusar de todos los males del mundo a las fuentes de energía de orígenes distintos del fósil o del nuclear.

Hace unos días, Mark Duchamp se volvía a retratar en uno de sus blogs con el post “Renewable energy kills 900 jobs – two Alcoa plants to close in Spain” (Las Renovables matan 900 empleos. Dos instalaciones de Alcoa cierran en España), que traduzco:


Alcoa cierra dos instalaciones en España. El alto coste de la energía tiene la culpa.”Los precios de la electricidad española para Alcoa podrían llevar a su cierre” (A menos que se concedan subvenciones). Ver el artículo: Los precios de la electricidad española.

Un medio de noticias español así lo publicó: “El cierre de Alcoa en España levanta a la industria contra el alto coste de la energía”. En el artículo se puede leer: “[Alcoa] ha anunciado un despido colectivo que supone, de hecho, el cierre de dos de sus seis fábricas en España, la de Avilés (Asturias) y A Coruña.” Leer más: El cierre de Alcoa en España

Nuestros comentarios: Se mostraron las protestas en la televisión española anoche y se mencionaron en el periódico regional La Voz de Galicia Pero como de costumbre, los medios españoles NO QUISIERON aludir al alto coste de la energía renovable, responsable de este nuevo fiasco… La ofuscación reina y acusarán a los culpables de siempre: las corporaciones multinacionales, las compañías energéticas, el capitalismo… [sic]

Alcoa ha cerrado otras instalaciones en Australia e Italia, países cuya carestía de energía renovable no puede competir contra la industria china en expansión, basada en la barata y abundante energía del carbón. Ver: Reuters on Alcoa Australia


De nuevo, el gurú anti-renovables acude a justificar las energías fósiles, defender la industria devoradora de energía y exculpar a las grandes empresas… en nombre del lema “salvar las aves”.

Pero, como siempre, no hay ninguna demostración de sus aseveraciones. Únicamente tres enlaces como referencias:

 

# El primero, de 11/12/2014, dirige hacia una cabecera de metal-pages.com que reza “Alcoa’s Spanish power costs could lead to closures” (Los costes de la electricidad española para Alcoa pueden llevar a cierres). Sin acceso al desarrollo, el texto no tiene ningún valor argumental. Humo.


# El segundo lleva a un artículo de elconfidencial.com (08/12/2014) con el titular “El cierre de Alcoa en España levanta a la industria contra el alto coste de la energía“. En este medio liberal se toma por cierta la versión sobre el plan de despidos de Alcoa, gigante norteamericano del aluminio, quien pretende justificarse aduciendo pérdidas en sus cuentas sobre la electricidad, vector energético que la industria metalúrgica consume en grandes cantidades y con muy poca eficiencia y -dice- pesa enormemente en sus cuentas, de ahí que tanto la patronal siderúrgica como los sindicatos reclamen la modificación de las retribuciones del mercado eléctrico.

Un momento. ¿Hemos dicho “retribuciones“? En efecto, la gran industria está sujeta a contratos con servicio de interrumpibilidad; esto es, a la posibilidad de que REE le requiera reducir el consumo -y con ello, baje la actividad- ante desequilibrios técnicos entre generación y demanda o, con la nueva Orden, cuando resulte menos costoso frente a otras gestiones de suministro. Esta restricción les es compensada económicamente, mediante subasta a la baja, a estos clientes industriales, que además gozan de un precio reducido para la electricidad consumida.

Esperen. ¿Hemos dicho “precio reducido de la electricidad” a las industrias? Pues sí, según Eurostat, en 2014 (primer semestre, provisional) el precio medio de la electricidad para una planta industrial que consume más de 150.000 MWh anuales en España fue de 5,40 c€/kWh (de los cuales 0,26 c€ son impuestos no recuperables), cuando al consumidor doméstico medio le salió a 22,52 c€/kWh (incluidos 4,81 c€ de impuestos). Los precios a grandes clientes industriales en España son cercanos a los de Polonia o Bulgaria, y menores que en la importadora Italia -donde las rebajas al sector fueron consideradas subsidios ilegales por la Comisión Europea en 2009- o que en Reino Unido, cuya electricidad se produce principalmente con combustibles fósiles y nuclear.

Podemos observar en la Encuesta Industrial de Empresas que publica el INE, cómo la subagrupación Metalurgia (CNAE 24), en la que se inscribe Alcoa Inespal, compraba electricidad por un valor de 1.146 millones de euros en 2008, de 1.238 en 2012 y de 1.102 en 2013; apenas variable. En paralelo, obtuvo subvenciones a la explotación por 33 M€ en 2008, que repuntaron a 164 en 2009 para descender progresivamente a 89 en 2013. Desde luego, si comparamos el gasto eléctrico de 2013 con el total de los 28.352 M€ de gastos de explotación, el resultado es de un 4%. Aunque la media de toda la actividad metalúrgica no tenga que corresponderse forzosamente con la situación de Alcoa, difícilmente la influencia del gasto eléctrico superará la de otros, como la compra de materias primas, que ronda los 17.243 M€ (61%).

INE. Metalurgia española: Gastos de materias primas, servicios exteriores, personal y electricidad

INE. Metalurgia española: Gastos de materias primas, servicios exteriores, personal y electricidad

En la misma EIE, seleccionando más concretamente el sector Producción de metales preciosos y de otros metales no férreos (CNAE 24.4) puede verse que, si bien los gastos de explotación han crecido de 9.206 a 10.402 M€ en el período 2008-2013, se debe esencialmente al alza de las compras y subcontratas (7.177 a 8.478 M€). Puesto que no se especifica el gasto en electricidad (incluidos en “resto de gastos de explotación”), se han de cruzar los datos con la Encuesta de Consumos Energéticos del propio INE para el mismo sector, que precisamente redujo su gasto eléctrico de 413 M€ en 2009 a 381 M€ en 2011 (del 5,5 al 3,7% de los gastos de explotación). De nuevo, analizamos la media del sector en que se inscribe Alcoa y no la propia empresa, pero cuesta muchísimo imaginar el consumo eléctrico como el principal detonante de los despidos.

INE. Metalurgia no férrea española: Gastos de materias primas, servicios exteriores, personal y "resto" (energía y otros)

INE. Metalurgia no férrea española: Gastos de materias primas, servicios exteriores, personal y “resto” (energía

En su Annual Report 2013, Alcoa asume cerrar complejos ineficientes o de alto coste energético; afirma que sus costes de electricidad representan de media un cuarto del precio de producción del aluminio primario, y en general contrata precios eléctricos a largo plazo:

Para aumentar la rentabilidad de nuestro negocio del aluminio, estamos incrementando la productividad de las fundiciones y cerrando o recortando aquéllas cuya curva de costos es elevada debido a altos precios de energía o a su tecnología ineficiente. [pág. 3]
Mediante el proceso Bayer, Alcoa refina alúmina a partir de bauxita; a partir de la alúmina, produce aluminio mediante electrolisis, que requiere enormes cantidades de electricidad. Las cuentas energéticas suponen aproximadamente el 25% de de los costes de producción en el refino de alúmina para el total de la empresa. La electricidad supone aproximadamente el 26% de los costes de producción de aluminio primario de la compañía. A nivel mundial, Alcoa genera alrededor del 20% de la energía empleada en sus propias fundiciones y generalmente adquiere el resto con acuerdos a largo plazo. [pág. 19]

Encontramos en eleconomista.es algo de luz con la redacción de “Alcoa quiere 40 millones para evitar cerrar las plantas de La Coruña y Avilés” (10/12/2014), describiendo los pormenores de la operación fallida de Alcoa en una primera subasta de retribuciones y se anota:

La compañía recibió 190 millones en 2013 y se apuntará del orden de 150 millones en 2014 después de que el presupuesto para la interrumpibilidad se haya reducido dentro de la reforma energética del Gobierno desde los 677 millones de 2013 a los 550 millones de 2014 y la misma cantidad para 2015 (…)

Alcoa consume 6.000 GWh al año aproximadamente, lo que supone un 20 por ciento de los 30.000 GWh que utilizan las 150 industrias interrumpibles existentes en España. Según cálculos aproximados realizados por expertos consultados por este diario, la industria interrumpible paga alrededor de 60 euros/ MWh, lo que supone que para el conjunto de esta industria el recibo eléctrico ascendería a cerca de 1.800 millones, de los que a Alcoa le corresponderían alrededor de 360 millones.

Agradecemos el dato de consumo, aunque será variable en función de la actividad y aun si para ese gigantesca demanda de 6.000.000 MWh se debe aplicar la baratísima tarifa media industrial que describimos más arriba: 5,40 c€/kWh (54 €/MWh). El gasto eléctrico de todas las plantas españolas de Alcoa en 2014 se aproxima a 324 M€, de los que se restan las millonarias retribuciones por interrumpibilidad asignadas y que el consumidor paga vía tarifa. En definitiva, el balance de adquisición de electricidad de Alcoa Inespal para sus tres instalaciones en 2014 se estima en 170-180 M€.

Si la capacidad de La Coruña y Avilés es de 180.000 toneladas anuales, al parecer se encuentran produciendo al 60%, y el consumo eléctrico medio es de unos 20 MWh/t, ambas industrias pueden estar consumiendo 2.150 GWh/año. Con tarifa en la banda IG, la suma de consumo eléctrico de las plantas sobre las que pesa la amenaza de cierre habrá rondado los 116 M€ en 2014. Los ingresos en retribuciones por interrumpibilidad se habrán situado por los 50 – 60 M€. Cuando la empresa anuncia que producir una tonelada de aluminio primario en Avilés se encarecerá 500 euros por tonelada en 2015 está, sencillamente, atribuyendo el sobrecoste a los subsidios dejados de percibir por no haber logrado conseguir cupo en la primera subasta de grandes bloques para 2015.

Retomamos el Annual Report 2013 de Alcoa para analizar la situación de la empresa respecto del marco español:

Europa – Electricidad. Las fundiciones de Alcoa en San Ciprián, La Coruña y Avilés, España, adquieren electricidad mediante acuerdos bilaterales. Estos contratos, iniciados en mayo 2009, cesaron a 31/12/2012 y se sustituyeron por otros nuevos a partir del 01/01/2013. Los de las fundiciones de San Ciprián y Avilés se prolongan por 4 años hasta el 31/12/2016. El de la fundición de La Coruña, inicialmente por un año, se ha prorrogado por otro año adicional que expira el 31/12/2014. Antes del establecimiento del suministro energético mediante contratos bilaterales, Alcoa se sujetaba a una tarifa regulada. El 25/01/2007, la Comisión Europea anunció que había abierto una investigación para establecer si las tarifas reguladas que España garantizaba cumplían con las normas de la UE sobre ayudas estatales. Alcoa estuvo operando en España durante más de 10 añs con una estructura de suministro aprobada por el gobierno en 1986, bajo una tarifa equivalente de 1983. La investigación se limitaba a 2005 y se centró tanto en los consumidores intensivos de electricidad como en las empresas distribuidoras. Alcoa entiende que el sistema tarifario español de electricidad está en conformidad con todas las leyes y regulaciones aplicables, y por lo tanto no se halla ninguna ayuda estatal en este sistema de tarifas. Si la investigación de la CE concluyera que las tarifas eléctricas reguladas para las industrias son ilegales, Alcoa tendría la oportunidad de impugnar la decisión ante los tribunales europeos. El 04/02/2014, la CE anunció una decisión sobre este asunto, afirmando que las tarifas eléctricas garantizadas por España para 2005 no constituían ayudas estatales ilegales. Dada la situación de alto costo de las fundiciones de La Coruña y Avilés, añadida al aumento de los precios de materia prima y a la caída de los precios del aluminio, a principios de enero de 2012, Alcoa anunció su intención de recortar parcial y temporalmente sus fundiciones de La Coruña y Avilés, en España. Las reducciones parciales finalizaron en el primer semestre de 2012. Como resultado de una modificación en el régimen de interrumpibilidad actualmente en vigor en el mercado eléctrico español, en el primer trimestre de 2013, Alcoa recuperó para Avilés y la Coruña una parte (25.000 toneladas primarias anuales) de la capacidad restringida previamente en el primer semestre de 2012, en cumplimiento de los requisitos del régimen de interrumpibilidad modificado. [pág. 22]

Podemos leer en laopinioncoruna.es un artículo más avezado sobre el asunto titulado “Alcoa, un futuro a media luz” (09/12/2014), donde se reproducen declaraciones de la propia Asociación Europea del Aluminio justificando la pérdida de competitividad del sector en toda la UE por el sometimiento al control de políticas de coste eléctrico, y se hace un poco de historia:

(…) hay representantes del sector que aseguran que el resultado de la puja es solo una excusa y que el abandono de sus fábricas en España se produciría tarde o temprano, en cuanto dejase de percibir esas retribuciones que rebajan considerablemente su factura eléctrica.

(…) El gigante mundial del aluminio adquirió la entonces Inespal (antes Endasa) en 1998. Según fuentes del sector, fue un “chollo” para los americanos. El Estado vendió Inespal por unos 400 millones de dólares, pero 200 se cancelaron como deuda y el acuerdo incluyó un contrato de electricidad que ataba a las arcas públicas durante años y que se fue prorrogando hasta 2013, previas advertencias de la aluminera. Así las cosas, la multinacional recibió cuantiosas bonificaciones para ver rebajada su factura de la luz, que supone más o menos el 40% de sus costes de producción. Cuando se acabaron las vacas gordas, llegaron los truenos. “Cerraremos las plantas de España si no hay acuerdo satisfactorio para la tarifa eléctrica”, aseveró en una entrevista en 2012 el entonces presidente de Alcoa en España, José Ramón Camino de Miguel. Hubo un nuevo “parche” y la puerta de Alcoa permaneció abierta. Pero con la pérdida de sus bonificaciones eléctricas en la subasta de interrumpibilidad de noviembre la luz roja se encendió de nuevo.

(…) Bonificaciones similares a las españolas las había también en otros países, como Italia. Pero el Tribunal de Justicia de la UE confirmó en 2013 que Italia debía recuperar 295 millones de euros en ayudas ilegales concedidas a Alcoa consistentes en una tarifa preferencial de electricidad. La respuesta de la multinacional aluminera estadounidense fue inmediata: el cierre de las plantas de Portovesme (Cerdeña) y Fusina, ambas de aluminio primario, y la reducción de la producción de nuevo en A Coruña y Avilés, que están funcionando a poco más del 60% de su capacidad.

La caída de la producción es una táctica de mercado de Alcoa, según fuentes del sector: “Para subir el precio del metal, Alcoa redujo producción de modo que la oferta sea menor y suban los precios. Las fábricas de A Coruña y Avilés han subsistido por la energía eléctrica barata, primero por los acuerdos de precios especiales y después como consecuencia de la compensación por la interrumpibilidad. La producción de aluminio básico tiene como principales materias primas la bauxita y la energía eléctrica. En países con recursos hidroeléctricos, como Canadá o Islandia, producir es barato. Pero han ido cerrando las plantas donde la electricidad es cara, como es el caso de Italia”.

(…) Fuentes del sector aluminero reconocen que “no es normal” que se apliquen esos incentivos eléctricos a las grandes consumidoras cuando España “produce un 30% más de electricidad de la que consume”.

En efecto, el cierre de las plantas de La Coruña y Avilés está premeditado desde tiempo atrás. Un vistazo a reuters.com y su publicación “Alcoa tiene en el punto de mira fundiciones europeas de alto costo” o a la crónica “La crisis europea fuerza pérdidas en Alcoa” de ft.com (09/01/2012) nos retraen al cierre de la contaminante fundición italiana de Portovesme y de instalaciones inactivas en Tennessee y Texas, así como a un plan de reducción parcial y progresiva en la producción de esas dos instalaciones en España, justificando la invariabilidad de un bajo precio de venta del aluminio al tiempo que consideran elevados los costes eléctricos europeos. La estrategia seguida fue la misma: amenazar con cierres poco antes de la negociación de precios eléctricos, presionar para obtener subsidios y retrasar la presentación de los resultados del cuarto trimestre.

Días después de las amenazas, los titulares de prensa se hacían eco de la continuidad de Alcoa: “Alcoa descarta los despidos de Avilés y La Coruña“, “Alcoa mantiene las plantas de Avilés y A Coruña al menos este año“, “Alcoa retira los ERE de las fábricas de La Coruña y Avilés tras obtener un precio bonificado de la luz“, “Alcoa retirará el despido colectivo de Avilés y A Coruña“, “Alcoa da marcha atrás con los despidos en A Coruña y Avilés“. Curiosamente al fin, la empresa había logrado en la repesca de la subasta de interrumpibilidad unas retribuciones suficientes para reducir el gasto energético en ambas plantas.

En enero de 2015, Alcoa publicaba sus buenos resultados económicos del cuarto trimestre de 2014.

De modo que la razón de las plantadas patronales en España no es un alto precio de la electricidad, como aseguran Duchamp o algún medio extranjero, desconocedores del mercado eléctrico español, sino el mal resultado para Alcoa de la primera subasta de retribuciones (o compensaciones, o ayudas, si así lo desean) por interrumpibilidad eléctrica, error de gestión que venía a empeorar una situación de crisis mundial para la maximización de los beneficios del capital esta empresa.


# El tercer enlace del bloguero dirige al artículo de reuters.com “Alcoa completa el cierre de la fundición de aluminio en Australia” (31/07/2014),  del que extraemos los siguientes textos traducidos:

Alcoa Inc cerró el viernes su poco rentable fundición de aluminio Point Henry en Australia, lo  que subraya las extremas condiciones de mercado que enfrentan los productores en medio de una avalancha de nueva capacidad china (…)

Alcoa anunció en febrero su intención de cerrar progresivamente las operaciones ede la fundición de 51 años, al determinar, tras una revisión de dos años, que no había manera de rentabilizar la instalación (…)

Aunque Alcoa y otros productores cierran viejas instalaciones que ya no pueden competir, la industria china del aluminio se está expandiendo, aunque a un ritmo mucho más lento que en la última década.

Morgan Stanley (…) señala que, desde abril, el ratio de funcionamiento diario de China ha caído por debajo de los niveles pico de 2013, en parte debido a sus tarifas de consumo de electricidad.

No sé ustedes, pero en ningún lugar leemos que la industria china del aluminio se expanda porque el carbón le garantice menores precios eléctricos frente a una “carestía de energía renovable” en Australia e Italia, sino que la obsoleta planta de Alcoa no era rentable por las condiciones de operación. Basta con leer en wsws.org el análisis “Alcoa Australia anuncia cierre de fundición y despido de 1.000 trabajadores” (19/02/2014) para darse cuenta de las reales causas del cierre:

En medio de una crisis económica mundial que empeora, y al final del auge de la inversión minera que ha sostenido el crecimiento económico en Australia tras la crisis financiera de 2008, cada pocos días se presenta un anuncio empresarial de nuevo cierre de  planta o de despido masivo (…)

Ejecutivos de Alcoa en EEUU afirmaron que una revisión, iniciada dos años antes, determinó que la fundición y dos trenes de laminado “no tenían visos de resultar financieramente viables“. La instalación Point Henry fue iniciada en 1963, y la compañía rehusó durante años invertir en los recursos necesarios para modernizar las operaciones, que estaban entre los menos eficientes a nivel internacional (…)

La producción mundial de los países capitalistas avanzados se está desplazando hacia Oriente Medio y Asia, principalmente para incurrir en menores costes de energía. La reestructuración se está acelerando por un exceso de oferta de aluminio en los mercados mundiales, esencialmente por la ralentización de la demanda china. Los precios del aluminio han caído desde cerca de 3.200 dólares por tonelada en 2008 a unos 1.800 $/t.Todos los grandes productores están cerrando sus plantas menos rentables. Alcoa está construyendo la fundición de menor coste del mundo en Arabia Saudita, empleando electricidad generada a partir de las baratas reservas de petróleo nacionales, mientras cierra fundiciones en EEUU, Italia, España y ahora Australia. La compañía también está amenazando con cerrar sus tres plantas en Quebec, Canadá, tras el aumento de sus costes de electricidad.

Efectivamente, la transnacional se deslocaliza a países sin política regulatoria de ayudas de estado, sin vigilancia ambiental y sin planes de eficiencia energética. “Alcoa quiere ser gigante en Oriente Medio“, leemos en laopinioncoruna.es.

No hay de dónde sacar que Alcoa cierra en Australia porque le resulta más rentable la electricidad del carbón; en la página 21 del Annual Report 2013 de Alcoa se cita que la propia fundición Point Henry se autoabastece en un 40% desde una central de lignito con contratos de explotación a largo plazo y adquiere el resto a la red, pero desde 2014, la planta debía suministrarse en un mercado nacional de precios variables, que no interesa a la compañía. La afirmación de Duchamp es tanto más absurda cuanto se sabe que Australia genera el 72% de su electricidad con carbones.

Por otro lado, desconocemos qué fuente le ha iluminado para estar al tanto de los precios de la electricidad industrial en China, ni siquiera se conocen a ciencia cierta en los mercados. En wantchinatimes.com se cita: “Es imposible saber con exactitud cuántas tarifas de electricidad existen en China continental, según un informe que dice que ni los funcionarios del gobierno que supervisan las compañías eléctricas ni siquiera las personas que trabajan allí tienen una respuesta firme“. Si, como reproduce ese medio, las tarifas para grandes usos industriales fueron de 0,10 $/kWh en 2010, desde luego resultaron superiores a las europeas.

Por cierto, si Alcoa está presente en Noruega, Islandia o Canadá, es porque sus sistemas, fuertemente basados en energías renovables, gozan de precios muy competitivos.

La enésima conclusión vuelve a ser clara y tajante: Resulta absolutamente falso que la espantada de la contaminante Alcoa se deba a las energías renovables. Y a cada publicación, la palabrería de estos embaucadores se va desvelando irremediablemente, pasando del ridículo al esperpento.

 

Respaldo térmico, I

Entre ciertas soflamas anti-renovables se encuentra la aseveración de que las fuentes eólica y solar provocan una duplicación del consumo de gas en las centrales de ciclo combinado. Estas atribuciones se basan en dos grandes errores de concepto:

  1. Confunden el factor de operación o las horas equivalentes con el rendimiento de la central, esto es, creen que por el mero hecho de que la producción de una central concebida para 6.000 horas anuales se reduzca a la mitad, el rendimiento térmico vaya a seguir el mismo camino y, por ende, el consumo y las emisiones se dupliquen.
  2. Consideran que solamente las renovables no gestionables inciden en la carga de las CTCC y que éstas son únicas garantes de su respaldo, obviando que las mismas son más bien flexibles a los cambios de demanda, y que hay multitud de centrales capaces de responder a las fluctuaciones climáticas de una manera inmediata y fiable gracias al CECRE.

Basta con obtener para la Península los datos oficiales de REE sobre producción de energía eléctrica y los del MINETUR sobre consumo de combustible en centrales termoeléctricas para desbaratar tales imputaciones.

CTGN-EOL_horas

Con datos reales, desde 2000 hasta 2011 la penetración de eólica y solar en el sistema generador español ascendió del 2 al 19% de participación, mientras que el consumo de gas natural en las centrales térmicas se situó de forma variable entre 1,46 y 1,64 millones de termias por cada GWh eléctrico que generaron. Esto es, estas renovables aumentaron más de 8 veces su peso en la red, mientras que el consumo del gas sólo ascendió un 12%.

Sobre el parámetro de las horas equivalentes de funcionamiento, habría incoherencias entre el prolongado funcionamiento de 2006 y un pico de consumo de gas, y si acaso se quiere advertir un ligero aumento al final de la serie, se explica por un buen año hidráulico (2010) y porque el carbón entró de nuevo en escena de la mano ministerial (2011).

 

Como se evidencia, no hay verdadera correlación entre el peso de eólica y solar y el consumo y emisiones de las CTCC en un sistema tan complejo como el peninsular español.

 

Al hilo: El mito del respaldo térmico a la eólica, o cómo obviar la demanda

De interés: Effects of wind intermittency on reduction of CO2 emissions: The case of the Spanish power system

Eólica atípica

Parece que la retención de la aportación eólica al sistema eléctrico español peninsular ha sido severa y larga en los ventosos y húmedos días festivos a caballo entre marzo y abril de 2013, pero que además se ha recurrido a esta tecnología para cubrir los picos de demanda en un escenario de menor consumo y abundantes lluvias que incluso ha llevado a reducir la participación nuclear. Interpretando las curvas de potencia de REE entre el 28 de marzo y el 2 de abril, se han ordenado no solamente las típicas paradas drásticas, sino también escalonamientos y subidas graduales hasta lograr una importante contribución en las horas de mayor adquisición para forzarla a bajar de nuevo al ritmo de descenso en el mercado, efectos que no se habían observado hasta ahora en conjunto. Esto es, ni rastro apenas de aleatoriedad en la incidencia del viento, sino pura y dura programación que debe de haber costado enormes pérdidas de retribuciones al sector.

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