Una planificación energética a tontas y a locas
Burbujas y rescates financieros, que siempre pagan los consumidores, han sido la tónica del sector eléctrico en España: desde la nuclear a las renovables pasando por los ciclos combinados de gas
En un somero repaso de lo ocurrido en la moderna historia del sector energético español, se puede concluir que nunca ha habido una planificación adecuada por parte de los gobiernos (salvo, y de aquella manera, en las redes de distribución y transporte) y que las inversiones se han hecho a impulsos de las empresas (grandes y pequeñas) cuando atisbaban pingües negocios o subvenciones en tecnologías de nuevo cuño. Unos proyectos sin control que, la mayor parte de las veces, terminaban inundando el mercado y chocando con periodos de crisis de demanda (algo habitual), obligando a los gobiernos a rescates en toda regla, cuyos costes han pagado siempre los consumidores en sus facturas de la luz o el gas.
Empezamos por la energía nuclear, esa que tantos reivindican ahora por su bajo coste. Esta energía hizo furor en los años 70 y tanto el régimen de Franco como la oligarquía eléctrica de la época no dudaron en abrazarla, principalmente, Iberduero e Hidroeléctrica Española -hoy Iberdrola-, que habían excluido a Endesa, entonces pública, del que iba a ser un suculento pastel. A través del Plan Energético Nacional (PEN) de 1975 (estas planificaciones obligatorias se prolongaron hasta la liberalización del sector eléctrico en 1998), se proyectaron hasta 25 nucleares, con 37 reactores, de las cuales, cinco (los dos grupos de Lemóniz, los dos de Valdecaballeros y Trillo II) fueron paralizadas y solo llegaron a funcionar una decena. Eso sí, las afectadas recuperaron con creces sus inversiones a través de la llamada moratoria nuclear que el primer Gobierno socialista decretó en otro PEN, el de 1984.
El argumento es que había que adecuar la construcción de nuevas plantas a una demanda fuertemente resentida tras la crisis del petróleo de los años 70. Esta crisis derivó en un periodo inflacionista y en problemas con el tipo de cambio, que Estados Unidos repercutió en su tecnología (los reactores Westinghouse) y acabaron por disparar los costes financieros de las eléctricas españolas. Alguna, como la catalana Fecsa, estuvo al borde de la quiebra.
La aventura nuclear costó a los consumidores españoles 5.717,91 millones de euros, de ellos, 1.334 millones en intereses, por una deuda que se pagó en 30 años, hasta 2015. El que fuese ministro de Industria desde 1993, Juan Manuel Eguiagaray, recordó en su día cómo “el sector público hubo de rescatar financieramente a las eléctricas, que se habían embarcado en un proceso de inversión faraónica derivado de una planificación delirante, en total contradicción con las necesidades de la demanda”.
Ya a principios del presente siglo, cuando el parque eléctrico español se componía básicamente de carbón, hidráulica y nuclear (las renovables estaban aún en pañales), hicieron su aparición los ciclos combinados de gas. Hubo un año, 2004, en que se llegaron a inaugurar 12 centrales de este tipo, una cada mes, según datos de Enagás. Pero, tras la crisis de 2008 y el consecuente derrumbe de la demanda y la competencia directa de las centrales de carbón (un combustible más barato que el gas) llegó el crujir de dientes de las empresas, especialmente, de Gas Natural (hoy Naturgy), propietaria de 17 de las 40 centrales en pie.
Del descalabro da cuenta el siguiente dato: en 2015, 13 ciclos funcionaron “cero horas”, según datos de Red Eléctrica y la CNMC; y al año siguiente, tan solo lo hicieron un día. Estas plantas recibieron en dos años 130,5 millones de euros en concepto de pagos por capacidad, un sistema que se limitó posteriormente y llevó a las propietarias a reclamar la hibernación para 6.000 MW, sobre un total de 24.500 MW, (que el Gobierno no vio mal, pero que no llegó a poner en práctica) e incluso el cierre de centrales. Esto último resultó un farol porque, aunque Gas Natural e Iberdrola recibieron permiso para cerrar algunas (la primera, en los tribunales) nunca llegaron a echar la llave de ninguna. Posteriormente, el cierre del parque de carbón, un negocio ruinoso por el coste de los nuevos derechos de emisión de CO2, dejó un hueco al gas. Este ha recuperado con creces aquellas pérdidas gracias al protagonismo que le está dando este año el operador del sistema, REE, tras el apagón del 28 de abril.
También en el mundo del gas hay que destacar otro fracaso de planificación: el que se cometió con la avalancha de plantas de regasificación, propiedad de Enagás (hasta siete). De hecho, una de ellas, El Musel, en Gijón, no funciona como tal, se utiliza solo de almacén, pero se le ha retribuido su inversión en la factura del gas.
Otro fallo sonado, sin culpables evidentes, fue la construcción del almacén de gas Castor, que fue sellado sin llegar a su estreno, tras los microseísmos ocurridos en la costa de Castellón en su primer llenado, y que costó a los contribuyentes los 1.350 millones de euros que se pagaron a ACS, artífice del proyecto.
Dos burbujas renovables
Pero el mayor error de no planificación y de decisiones políticas disparatadas se cometió a partir de 2001 (y aún colea), cuando el entonces Gobierno del Partido Popular, y los sucesivos del PSOE, decidieron imponer una hipoteca a la factura de la luz para subvencionar unos proyectos de renovables que crecieron como la espuma. El llamado déficit de tarifa se genera cuando esta no se incrementa anualmente en la medida en que lo hacen los costes legalmente reconocidos en la misma (esencialmente los de las primas de las renovables). Unos costes que tampoco se perdonaban, sino que se endosaban en la propia factura de manera diferida y con intereses.
La bola del déficit fue creciendo durante más de una década, hasta alcanzar una deuda de casi 30.000 millones de euros, que los usuarios terminarán de pagar en 2027. La solución al problema corrió a manos del último Gobierno de Mariano Rajoy, que decretó en 2013, junto a la titulización de la deuda, un recorte de primas retroactivo que ha supuesto un suplicio judicial para España, que arrastra desde entonces decenas de arbitrajes y laudos (en su mayoría condenatorios) por las denuncias de inversores extranjeros afectados. Amén de una nueva moratoria al cobro de primas por parte de las energías verdes.
Y cuando la tranquilidad parecía haber llegado al sector, a partir de 2021, se produjo un fuerte encarecimiento de los precios derivados de la invasión rusa de Ucrania que impulsó otra burbuja. Los proyectos verdes sin prima se dispararon, pues la alta rentabilidad se la daba el propio mercado, hasta que la situación se invirtió: tras la crisis, ya en 2024, los precios se hundieron (casi un 44% en cinco años) y la demanda retrocedió a niveles de 20 años atrás (en parte, por la mayor eficiencia y el autoconsumo) y muchas renovables se situaron al borde de la quiebra.
Solo para las redes existen planes cerrados: los del transporte (obligatorios) y los de la distribución, cuyas inversiones deben ser autorizadas por la Administración. Para el resto (sin vinculación), están las directrices del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, una exigencia de la UE que persigue recortar las emisiones de gases de efecto invernadero un 32% respecto a 1990 y que el 80% de la energía proceda de fuentes renovables, unos objetivos que se atisban complicados.
Hay quien teme la aparición de nuevas burbujas, por ejemplo, con el hidrógeno verde y las baterías. Pero esa ya es otra historia, o quizás la misma.
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