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E N E R G Í A Y M E D I O A M B I E N T E<br />
y se introdujeran en el sistema. En 2012 los<br />
ciclos combinados funcionaron únicamente al<br />
18,8% de la disponibilidad de las centrales,<br />
lo que en principio hubiera supuesto una<br />
inversión ruinosa para sus propietarios.<br />
Incentivos a la inversión<br />
De acuerdo con los datos y la legislación<br />
publicada por la Administración, cada MW de<br />
capacidad de los ciclos combinado se ha retribuido<br />
con 23.400 euros/año hasta la reforma<br />
del sistema eléctrico, independientemente de<br />
la producción de la central, durante sus diez<br />
primeros años de funcionamiento. Después<br />
de la reforma se paga a 10.000 euros/año<br />
cada MW, pero durante 20 años. El concepto<br />
es “incentivos a la inversión” por potencia<br />
instalada.<br />
La factura eléctrica diferencia dos conceptos<br />
básicos: el precio de la energía, donde se<br />
incluyen los pagos por capacidad y las restricciones<br />
técnicas del sistema, y los costes<br />
fijos: primas de las renovables –a la generación<br />
y no a la potencia instalada–, el pago a<br />
la red de distribución, el pago al gestor del<br />
sistema (Red Eléctrica de España), el pago<br />
de los intereses y de la deuda acumulada<br />
por los déficits de tarifa –empezaron antes de<br />
tener generación renovable en España– o los<br />
pagos por moratoria nuclear, a la minería y al<br />
carbón. Es decir, el saco donde entran todos<br />
aquellos costes que en teoría hacen funcionar<br />
el sistema.<br />
Rentabilidades desorbitadas<br />
El déficit de tarifa se crea en el momento en<br />
que el Estado establece una contabilización<br />
diferente de sus componentes y liberaliza la<br />
generación eléctrica y la comercialización, pero<br />
no la distribución, que está regulada. La liberalización<br />
en la generación eléctrica permite<br />
que todas las centrales de generación entren<br />
a competir al mismo precio, independientemente<br />
de si la instalación está amortizada o<br />
no. Instalaciones hidráulicas de gran potencia,<br />
que pertenecen por concesión a las grandes<br />
compañías y casi todas amortizadas, obtienen<br />
rentabilidades por encima del 1000 %. También<br />
están amortizadas las centrales nucleares,<br />
algunas de las cuales han visto ampliado<br />
su periodo de funcionamiento o vida útil sin<br />
ninguna contrapartida para el sistema. Estas<br />
centrales obtienen rentabilidades por encima<br />
del 200 %.<br />
Las inversiones en ciclos<br />
combinados en España<br />
sobreestimaron la demanda<br />
actual<br />
Antes de la Ley del sector eléctrico de 1997,<br />
este tipo de centrales (gran hidráulica y<br />
nuclear) recibían un pago fijo por cada MWh<br />
entregado al sistema, lo que les garantizaba<br />
una rentabilidad suficiente para amortizar<br />
dichas centrales. A partir de entonces entran<br />
a competir con el resto de centrales de generación,<br />
con la ventaja de ser instalaciones<br />
donde el coste variable es prácticamente nulo,<br />
frente a otras centrales donde éste es muy importante<br />
(GN en ciclos combinados, carbón) y<br />
están prácticamente amortizadas.<br />
Las centrales de ciclo<br />
combinado cuestan a los<br />
españoles entre 1.000 y 1.500<br />
millones de euros al año, pero<br />
como mucho se utiliza el 10%<br />
de su capacidad<br />
Las nuevas centrales de generación de energía<br />
renovable tienen un coste de operación muy<br />
reducido. Pero hasta que sean amortizadas<br />
necesitan ingresos estables, como los tuvieron<br />
las hidráulicas y nucleares en su momento. El<br />
Gobierno debe trabajar para crear un marco<br />
de competencia justo que equilibre las reglas<br />
de juego para lograr la mayor eficiencia y<br />
ahorro posibles.<br />
INFOINDUSTRIAL IV TRIMESTRE 2013 29