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DOCUMENTOS DE TRABAJO Y COMUNICACIONES

ENERGÍAS RENOVABLES Y COGENERACIÓN ELÉCTRICA EN LA LEY DEL SECTOR ELÉCTRICO DE NOVIEMBRE DE 1997

Enrique Domingo López

Becario de Investigación del Área de Derecho Administrativo. Universidad de Almería.

 

Resumen:

La presente comunicación expone el nuevo régimen jurídico relativo a las actividades de producción de electricidad a partir de fuentes renovables de energía y de cogeneración eléctrica, concretado en la reciente Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

Tras introducirnos en la problemática medioambiental que conlleva el consumo abusivo de los combustibles fósiles -efecto invernadero, lluvias ácidas, etc.- se presentan las energías renovables como una alternativa limpia, segura e inagotable; asimismo, los altos rendimientos energéticos que conlleva la cogeneración eléctrica permite un importante ahorro energético que se traduce en una correlativa disminución de emisiones contaminantes.

La comunicación tiene la finalidad de ilustrar a todos los interesados -autoridades, sector empresarial, entidades de financiación, investigadores...- sobre los beneficios que establece la nueva Ley respecto a las instalaciones abastecidas por energías renovables y las que utilizan sistemas de cogeneración; asimismo, se pretende explicar de un modo sencillo el funcionamiento del mercado primario de generación abierto a la competencia que se establece en virtud de la Ley del Sector Eléctrico.

No obstante, la comunicación que se presenta no tiene un carácter meramente expositivo, sino que conlleva una labor crítica respecto de algunas desafortunadas previsiones legales, así como una valoración sobre la viabilidad económica de las instalaciones tras el establecimiento de este nuevo modelo de sistema eléctrico.

 

1. Introducción.

En la actualidad, las necesidades energéticas del mundo se satisfacen, básicamente, mediante la explotación de combustibles fósiles: carbón, petróleo y gas natural; las últimas estadísticas nos muestran que estas fuentes primarias cubren alrededor del 85% de la demanda energética mundial. Junto con los evidentes beneficios económicos y sociales que estas fuentes fósiles de energía han reportado a la Humanidad en los dos últimos siglos

-o, ¿debería referirme tan sólo a los beneficios que han reportado a los países del llamado Primer Mundo?- la utilización de estas fuentes primarias conlleva graves consecuencias para la sociedad y el Planeta: daños medioambientales, desequilibrios regionales, crisis económicas e inseguridad en el abastecimiento energético han sido, y son, las fatales consecuencias de la explotación abusiva que se realiza de los recursos energéticos fósiles.

Las actuales estructuras energéticas son absolutamente incompatibles con un desarrollo sostenible de la Humanidad, más aún cuando se prevé un importante crecimiento de la población mundial y un elevado aumento en la demanda energética, debido, básicamente, a la evolución de los eufemísticamente llamados "países en vías de desarrollo". Las necesidades energéticas de los 8.500 millones de habitantes que poblarán la Tierra en el año 2.025 no se podrán satisfacer si se mantienen las actuales estructuras de oferta de energía; las reservas existentes de petróleo y gas se agotarán en un plazo no superior a 50 años; pero es más, aunque el agotamiento de los recursos fósiles no fuera una realidad a medio plazo, los problemas ambientales que su utilización conlleva harían inviable su explotación, o bien, supondrían la destrucción de nuestro hábitat natural.

Se hace inevitable buscar una alternativa a los combustibles fósiles; esta alternativa se buscó en la energía nuclear, aunque su gran peligrosidad -recordar Chernobyl- y la escasez del uranio, tampoco permiten su viabilidad; la auténtica alternativa se encuentra en unas fuentes de energía respetuosas con el medio ambiente, seguras e inagotables: son las energías renovables. Asimismo, la cogeneración eléctrica presenta importantes ventajas respecto a las técnicas convencionales de producción de electricidad, ventajas que se derivan principalmente de la eficiencia energética de estas tecnologías; los sistemas de cogeneración requieren, para producir la misma cantidad de energía útil, una cantidad de energía primaria menor que una instalación convencional, lo que se traduce en importantes ventajas medioambientales: ahorro de combustibles fósiles y reducción de pérdidas de energía, lo que implica una importante disminución en las emisiones de calor y gases asociados a la contaminación atmosférica y lluvias ácidas (SOx y NOx) y al efecto invernadero (CO2).

 

2. Energías renovables y cogeneración eléctrica en la normativa anterior a la vigente Ley del Sector Eléctrico.

El gran problema con que se enfrenta el desarrollo y la penetración de las energías renovables en los mercados energéticos son las altas inversiones asociadas a las tecnologías de transformación de estos recursos, lo que impide a estas instalaciones competir con las centrales eléctricas convencionales, que producen electricidad a precios muy inferiores.

En este sentido, la producción de electricidad a partir de energías renovables y sistemas de cogeneración ha necesitado de incentivos económicos que permitieran su desarrollo y la viabilidad económica de las empresas del sector. La primera normativa que establece un régimen de beneficios en favor de estas instalaciones fue la Ley 82/1980, de 30 de diciembre, sobre Conservación de la Energía y, especialmente, el Real Decreto 907/1982, de 2 de abril, sobre fomento de la autogeneración de energía eléctrica, dictado en desarrollo de la anterior Ley. Se establece la obligación de compra, por las compañías eléctricas, de los excedentes energéticos generados, así como una retribución privilegiada respecto a las centrales eléctricas convencionales -se paga el kwh a un precio superior-.

A partir de 1995 y hasta finales de 1997, la normativa reguladora de la generación de electricidad a partir de energías renovables y de la cogeneración eléctrica estaba contenida en la Ley 40/1994, de 30 de diciembre, de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional (LOSEN) y en el Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables; tanto la Ley como el Real Decreto que la desarrollaba tenían la finalidad de incentivar estas actividades en pos de la consecución de los objetivos de ahorro energético, diversificación de fuentes primarias y protección del medio ambiente establecidos en el Plan Energético Nacional 1991-2000.

En relación con estas instalaciones se estableció, como condición necesaria para su integración en este régimen de producción de electricidad, que su potencia no excediera de 100 MW, excepto las centrales hidráulicas, cuya potencia no sería superior a 10 MW.

Al igual que la anterior Ley sobre Conservación de la Energía, se garantizaba a las instalaciones anteriores la compra de sus excedentes energéticos y una retribución privilegiada respecto al resto de instalaciones de producción.

 

3. La Ley del Sector Eléctrico de noviembre de 1997.

3.1. Funcionamiento del mercado de generación.

El pasado 11 de diciembre de 1996, el Ministerio de Industria y Energía y las empresas eléctricas integradas en UNESA firmaron un "Protocolo para el establecimiento de una nueva regulación del sistema eléctrico nacional". A través del anterior documento, el Ministerio de Industria y Energía manifestó su "decidida voluntad" de modificar el marco normativo del sistema eléctrico con la finalidad de asegurar la competencia entre las empresas y propiciar una mayor liberalización, siendo el objetivo último de estas actuaciones, garantizar un menor coste de la energía eléctrica para el conjunto de la economía española -conseguir un Kwh al menor precio posible-. El desarrollo y la efectiva implantación del modelo de regulación del sistema eléctrico previsto por el Protocolo requerían la modificación de la LOSEN. En cumplimiento del anterior requisito se ha aprobado la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (LSE), que deroga a la LOSEN.

En virtud de la LSE se crea un mercado primario de electricidad al que, de un lado, los centros de generación verterán la energía producida mediante ofertas de venta y, de otro, las empresas distribuidoras, comercializadoras y los consumidores cualificados, acudirán para la adquisición de la energía necesaria para cubrir su demanda.

El orden de funcionamiento de los diferentes grupos de generación se establecerá en función de la ofertas de venta que efectúen; la prioridad en la compra de energía eléctrica a las empresas generadoras estará determinada por el precio ofertado por las mismas; primero entrará a funcionar la empresa cuya oferta contemple el precio más bajo; en el momento en que la demanda de electricidad sea superior a la energía ofertada por esta primera empresa -centro de producción-, entrará a funcionar la empresa cuyo precio de oferta sea el siguiente más barato, y así sucesivamente.

El siguiente esquema muestra, de modo simplificado, el funcionamiento del mercado:

 

 

OPERADOR DISTRIBUIDORES

PRODUCTORES--------> DEL <---------- GRANDES CONSUMIDORES

MERCADO COMERCIALIZADORES

 

 

(Ofertas de venta --> MERCADO <------- (Demandas de electricidad)

de electricidad)

 

Entrada en funcionamiento de las instalaciones: orden de mérito económico.

Central Precio Oferta Orden de funcionamiento

(ptas./KWh)

A 1 1ª

B 2 2ª

C 3 3ª

D 4 4ª y última

En un mercado de generación como el que contempla la nueva Ley, las empresas de generación se verán obligadas a competir día a día y hora a hora para poder vender su electricidad; las empresas cuya electricidad se oferte a los precios más altos quedarían excluidas del despacho, con lo que no obtendrían retribución alguna.

La energía generada en cada período de programación será retribuida al coste marginal del sistema eléctrico basado en la oferta realizada por el último grupo de generación cuya puesta en marcha haya sido necesaria para atender la demanda.

Siguiendo con el ejemplo anterior, la retribución básica de todas centrales que vendieron la energía generada al sistema (A,B,C y D) será el precio de oferta de la última instalación que entró en funcionamiento (coste marginal), así:

 

Retribución por la venta de la energía eléctrica producida.

Coste marginal= precio de oferta de la última central que ha entrado en funcionamiento.

 

Central Precio de Oferta Retribución

(ptas./KWh) (ptas./KWh)

 

A 1 4

B 2 4

C 3 4

D 4 4

 

 

3.2. El régimen especial de producción de electricidad en el nuevo modelo de sistema eléctrico.

La LSE establece un régimen jurídico especial en relación con la producción de electricidad basada en energías renovables y sistemas de cogeneración.

 

3.2.1. Potencia máxima de las instalaciones que pueden acogerse al régimen especial.

Establece la Ley del Sector Eléctrico (art. 27.1):

 

"La actividad de producción de energía eléctrica tendrá la consideración de producción en régimen especial.... cuando se realice desde instalaciones cuya potencia instalada no supere los 50 MW...".

La nueva Ley reduce el ámbito de aplicación del régimen especial únicamente a instalaciones de potencia instalada no superior a 50 MW, de forma contraria a la LOSEN, que permitía la inclusión en este régimen a instalaciones de hasta 100 MW de potencia, excepto las centrales minihidráulicas que tendrían una potencia máxima de 10 MW.

Tal reducción no conlleva sino una disminución en las posibilidades de desarrollo de grandes centrales, al no poder las de más de 50 MW de potencia instalada obtener los beneficios previstos para el régimen especial.

A las instalaciones de más de 50 MW de potencia instalada les será de aplicación el modelo de ofertas competitivas. Por tanto, las centrales de esta potencia que pretendan vender sus excedentes de energía al sistema, deberán competir en precio con las grandes centrales convencionales; sólo en la medida en que puedan ofertar precios suficientemente competitivos -más bajos que los de las instalaciones convencionales-, sus excedentes energéticos podrán ser despachados. 

Con esta medida se pone fin a la obligación impuesta al sistema de absorción de los excedentes de energía eléctrica producida por estas centrales, derecho reconocido desde 1980, en virtud de la Ley 82/1980, de Conservación de la Energía, y ratificado tanto en la LOSEN (art. 29.2.a.) como en el RD 2366/1994 (art. 7º.1.d.).

Al igual que el resto de las centrales de generación que actúen en el mercado, la energía vendida será retribuida al coste marginal que resulte de la oferta realizada por el último grupo que haya cedido su energía a la red.

No obstante, el Gobierno, previa consulta a las CC.AA., podrá determinar el derecho a la percepción de una prima que complemente el régimen retributivo de aquellas instalaciones de producción de energía eléctrica que utilicen como energía primaria, energías no consumibles y no hidráulicas, biomasa, biocarburantes o residuos agrícolas, ganaderos o de servicios, aun cuando las instalaciones de producción de energía eléctrica tengan una potencia instalada superior a 50 MW (art. 30.5).

El nuevo modelo, según la Asociación de Autogeneradores de Energía Eléctrica, impedirá todo posible desarrollo de grandes instalaciones de cogeneración y energías renovables, dado que éstas, en el actual estadío tecnológico no pueden competir en precio con las instalaciones generadoras convencionales, con lo que no podrán dar salida comercial a sus excedentes energéticos en un mercado competitivo.

La generación alternativa a estas escalas deja de ser negocio, lo que implicará, a su vez, una recesión en las inversiones de las empresas en actividades de I+D. La nueva regulación conlleva el peligro de inducir a un círculo vicioso: dado que las instalaciones de estas dimensiones no son, en el nuevo modelo, rentables, se desincentiva la investigación con lo que se pone en peligro un futuro desarrollo tecnológico de estas instalaciones y con ello su potencial competitividad. Se hace necesario ampliar de nuevo el ámbito de aplicación de la normativa, dando la oportunidad a más centrales y, sobre todo, a centrales de más capacidad, a acogerse a los beneficios previstos, como contraprestación de los beneficios que estas instalaciones reportan al Sistema Eléctrico, a la consecución de los objetivos de la política energética del Estado y, en general, a toda la sociedad.

 

3.2.2. Régimen retributivo.

En cuanto a la retribución de la energía cedida por las instalaciones acogidas al régimen especial previsto en la LSE, el "precio base" que las empresas distribuidoras-comercializadoras o comercializadoras tendrán que abonar a los productores en régimen especial por la energía eléctrica entregada, se formulará mediante la suma de los siguientes conceptos retributivos:

a) Precio de las ofertas competitivas de generación.

Es el coste marginal del sistema, basado en la oferta realizada por el último grupo de generación cuya puesta en marcha haya sido necesaria para atender la demanda.

b) Primas, en caso de que la instalación tenga derecho a ellas.

De este modo, el incentivo económico que obtienen las instalaciones que operan en este régimen especial se concreta en las primas que reciban y que a continuación analizamos.

 

1º. Autoproductores que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas.

a) Instalaciones de entre 26 y 50 MW de potencia instalada.

No se les reconocen ningún tipo de primas.

El sistema permitiría, en principio, la viabilidad y el desarrollo de la cogeneración en cuanto que mantiene la garantía de compra de sus excedentes energéticos sin necesidad de entrar en el mercado competitivo; no obstante, las perspectivas de rentabilidad económica de estas actividades, dado que la retribución base es la misma que la que se establece para las instalaciones convencionales, va a estar condicionada por la evolución del precio de los recursos primarios, especialmente del gas natural; se espera una bajada importante del mismo, lo que conllevará una notable reducción en los costes de la cogeneración eléctrica, teniendo en cuenta que este input supone un 60% del coste total de la cogeneración.

b) Instalaciones de potencia instalada igual o inferior a 25 MW.

Las instalaciones que produzcan electricidad de forma asociada a actividades no eléctricas y las instalaciones de cogeneración recibirán primas durante un período transitorio, hasta el año 2007, si bien el Gobierno puede reducir este período.

Las primas que se establezcan durante el período transitorio para estas instalaciones tendrán en consideración: 1. Nivel de tensión de entrega de la energía.

2. Costes de inversión, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero.

A estas centrales no se les reconoce -o retribuye- ningún beneficio en relación con la protección del medio ambiente ni con el ahorro de energía primaria o la eficiencia energética, a diferencia de las instalaciones que utilizan energías renovables. En este sentido, se puede afirmar que el régimen de primas establecido es discriminatorio respecto a estas instalaciones.

 

2º. Instalaciones que utilizan como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, cualquier tipo de biocarburante o residuos.

La producción de energía eléctrica mediante energías renovables no hidráulicas, biomasa, así como por las centrales hidroeléctricas de potencia igual o inferior a 10 MW percibirán una prima que se fijará por el Gobierno, de forma que el precio de la electricidad vendida por estas instalaciones se encuentre dentro de una banda porcentual comprendida entre el 80% y el 90% del precio medio de la electricidad que se calculará dividiendo los ingresos derivados de la facturación por suministro de electricidad, entre la energía suministrada. Excepcionalmente, el Gobierno podrá fijar para la energía solar una prima por encima de los límites anteriores.

La previsión de que la retribución de la energía se encuentre dentro de una banda porcentual respecto al precio medio de la electricidad persigue dos objetivos fundamentales:

a) de un lado, se traslada a las instalaciones que actúan en el régimen especial el esfuerzo de eficiencia que va a desarrollar todo el sector eléctrico y que tiene como finalidad básica la reducción del precio de la energía para el consumidor final -estableciendo un beneficio máximo del 90%-.

b) de otro lado, se dota de estabilidad y de seguridad al sector, incentivando la inversión a través de la garantía de una retribución mínima -extremo inferior de la banda porcentual-, fundamentalmente, a efectos de financiación de proyectos por terceros.

Las primas que se establezcan para las energías renovables considerarán:

1. Nivel de tensión de entrega de la energía a la red.

2. Contribución efectiva a la mejora del medio ambiente, al ahorro de energía primaria y a la eficiencia energética.

3. Costes de inversión en los que se incurra, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales.

El sistema permite, en principio, la viabilidad y el desarrollo de la producción con energías renovables, en cuanto que mantiene la garantía de compra de sus excedentes energéticos sin necesidad de entrar en el mercado competitivo; no obstante, las perspectivas de rentabilidad económica de estas actividades, dado que la retribución base es la misma que la que se establece para las instalaciones convencionales, va a estar condicionada de forma importante por la cuantía de las primas que les corresponden, que serán finalmente determinadas por el Gobierno.