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Antoni Martínez, Senior Advisor de InnoEnergy y coordinador del informe ‘Economic analysis of the impact of electricity regulation’

“En España falta una hoja de ruta energética que sea pública y sirva para saber hacia dónde vamos”

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Entrevistamos a Antoni Martínez, Senior Advisor de InnoEnergy y coordinador, junto con Emilien Simonot, del informe ‘Economic analysis of the impact of electricity regulation’.
“En España falta una hoja de ruta energética que sea pública y sirva para saber hacia dónde vamos”

– ¿Cuál es el impacto económico de las decisiones que toma el regulador eléctrico en España?
Lo que el estudio pretende poner sobre la mesa es la necesidad de analizar en detalle el impacto que tienen las diferentes opciones que se puede plantear el regulador. Que a veces analiza una propuesta política en el marco de la competencia y de la legislación actual, pero no se plantea medir en concreto el impacto económico en detalle, ni analizar otras alternativas, midiendo cómo afectará el precio al consumidor final, residencial o industrial; ni la transferencia de rentas del productor al consumidor, ni el impacto en el PIB. Pero eso no sólo pasa en España. En ningún país europeo se analiza con el detalle suficiente; en particular, es un asunto que debería preocupar a la Comisión Europea en su definición de las Directivas, así como a la Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER).

– ¿Qué diferencias hay entre ese impacto en España con el que se puede dar en Reino Unido y Alemania?
En el caso del Reino Unido, el impacto es muy distinto ya que vemos que un incremento del 1% en el coste de promoción de las renovables, induce un incremento del 0,005% en el precio final de la electricidad al consumidor industrial y un 0,032% en el precio al consumidor doméstico. En ese mismo país, analizando el impacto del coste de mejora de la red eléctrica, vemos que un incremento de un 1% en la inversión asociada a las actividades de red, induce un incremento del 0,29% en el precio final de la electricidad al consumidor industrial y del 0,68% en el precio al consumidor doméstico.
Si tomamos el caso de Alemania, vemos también grandes diferencias: un incremento del 1% en el coste de promoción de las renovables, induce un incremento del 0,087% en el precio final de la electricidad al consumidor industrial y un 0,034% en el precio al consumidor doméstico. Y para el caso del impacto del coste de mejora de la red eléctrica, un incremento de un 1% en el coste de red, induce un incremento del 0,46% en el precio final de la electricidad al consumidor industrial y del 0,63% en el precio al consumidor doméstico.
En el caso del Reino Unido vemos que el impacto de un incremento del 1% del coste de promoción de las renovables tiene un impacto menor que en España (que sufre un incremento del 0,304% en el precio al consumidor industrial y 0,105% al doméstico) ya que el volumen económico de apoyo a las renovables en aquel país es mucho menor que en el nuestro y ese 1% significa un valor muy distinto.
De alguna manera, cada gobierno decide cómo repartir el coste de estos dos conceptos: promoción de las renovables y costes de red, y toma decisiones políticas que favorecen más a unos u otros consumidores. El impacto, sin duda, depende de la estructura del sistema eléctrico de cada uno de los países y análisis como el que se plantea este estudio, si bien permiten análisis comparados, están más enfocados a facilitar la toma de decisiones por parte de cada país ante alternativas de inversión que presentan impactos diferenciados sobre el precio final a pagar por los consumidores.

– La herramienta econométrica del estudio, ¿puede aportar datos para decidir, por ejemplo, si es más interesante apoyar las renovables que los ciclos combinados, o la eólica que la termosolar?
La herramienta es capaz de analizar el impacto económico de la decisión de apoyar cualquier tecnología, no distingue si es renovable o no, ni el tipo de renovables; lo que analiza es el impacto en el precio final una vez definido el apoyo que se le pretende dar; si una tecnología requiere mayor apoyo que otra, el impacto será mayor.
Si en el futuro la nueva eólica, por ejemplo, no requiere apoyo y en cambio el mantenimiento de los ciclos combinados, sí lo requiere, deberá analizarse la razón de mantener los ciclos operativos y asignar a esa causa el coste correspondiente.
En el modelo, lógicamente, no se han incorporado elementos externos como podrían ser: costes derivados de no alcanzar los compromisos medioambientales a los que potencialmente el país se haya comprometido o decisiones de apoyo a un sector industrial específico.

– ¿Tiene España política energética? ¿Trabajan los gobiernos con un objetivo o van parcheando con medidas regulatorias?
Esta es una pregunta que está totalmente fuera del alcance del estudio. En mi particular opinión, en España cada gobierno tiene su propia estrategia energética pero no se traduce en un documento público (roadmap) que sirva para que el sector industrial y financiero tome sus decisiones a largo plazo, ni para que los ciudadanos entiendan por qué se toman esas decisiones y hacia dónde vamos. Parece que hay países en los que estas cosas se hacen de otra manera, como es el caso de Dinamarca, Alemania o Suecia, por ejemplo.

– ¿Cómo es posible que los costes de promoción de las renovables impliquen en España un incremento del precio de la luz que es, por término medio, más del triple que en el Reino Unido y Alemania?
Cuando hablamos el 1% de incremento del coste de promoción de las renovables, tenemos que tener en cuenta el volumen de ese 1%. En España el montante total de apoyo a las renovables es mucho mayor que en Reino Unido y, por tanto, el impacto ha de ser mayor. Asimismo, que impacte en mayor o menor medida sobre consumidores domésticos en relación a los industriales, depende en gran medida del diseño tarifario y cómo deben imputarse los costes del sistema eléctrico entre consumidores.

• Ver artículo sobre el informe ‘Economic analysis of the impact of electricity regulation’

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