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Sobre las medidas del gobierno para rebajar el precio de la electricidad

He de reconocer que escribir un artículo sobre los precios de la electricidad, esta temporada, parece poco original, por lo que intentaré hacer un esfuerzo en eludir los territorios comunes donde todo el mundo se encuentra y poco aportan al debate.

Comentaré las medidas más polémicas que incorpora el Real Decreto-ley 17/2021, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad desde un acercamiento jurídico pero entendible del problema. Para ello, es necesario hacer previamente una pequeña relación preambular de hechos probados que servirán para encauzar un poco mejor el resto de la explicación:

  • La electricidad es un bien de primera necesidad.
  • Cada fuente de generación tiene un coste diferente, por tanto, no todos los kWh cuestan lo mismo, siendo las más baratas las renovables.
  • Formamos parte de la Unión Europea, con una política energética y ambiental más o menos común que nos exige determinadas reglas de mercado.
  • Un porcentaje superior al 80% del sector eléctrico de este país está en manos de muy pocas compañías, a las que comúnmente denominamos por estos palos como “el oligopolio”.

Como hemos indicado más arriba, la electricidad es un bien de primera necesidad, pero ya no solo porque en una sociedad moderna debe de considerarse como un derecho universal de las personas, con capacidad económica o sin ella, sino por la afectación extraordinaria que tiene en todos los elementos de la economía. Sobre esa base parece pretender actuar el RDL 17/2021, reconociendo igualmente, que hay una serie de parámetros que hay que respetar en las fijaciones de los mercados de los precios de la electricidad, para fomentar al máximo la competencia. Pero claro, es difícil que entendamos que existe competencia cuando la cuota de mercado de las cuatro principales empresas verticalmente integradas en el sistema eléctrico español supera el 80%, tanto en la comercialización, como en la distribución y en la generación de potencia firme. Esta disfunción provoca complicaciones que inexcusablemente, el legislador tiene que intentar atemperar. En el ámbito de estas atemperaciones es donde encontraremos territorios más espinosos, que espero poder explicar a continuación.

No me detendré en las modificaciones normativas que trae el RDL referidas a la imposición fiscal que afectan a la generación y al consumo de la electricidad, pues no parece que exista contra ellas controversias importantes y tienen efectos directos en la bajada de la factura.

A partir de aquí, entraremos en el debate de las medidas de mayor controversia normativa.

El legislador fija hasta el 31 de marzo de 2022, un mecanismo de minoración del exceso de retribución causado por el elevado precio del gas en los mercados internacionales en la fijación de los precios marginales en el mercado y otro mecanismo en la misma dirección, de minoración del exceso de retribución de aquellas instalaciones no emisoras de CO2. Esto de facto, supone una limitación muy importante en los ingresos generados por las centrales nucleares, las hidráulicas y renovables superiores a 10 MW sin régimen retributivo específico, casi todas ellas, titularidad de las empresas dominadoras del sector.

Para explicarlo adecuadamente, habremos de recordar los hechos probados que definíamos al principio. La legislación europea marca algunas pautas a los Estados miembros de cómo fijar los precios mayoristas[1] de la electricidad en el mercado. De forma singular, el artículo 3 del Reglamento 2019/943 exige a los Estados miembros que garanticen que los mercados operarán en función de la oferta y la demanda. Pues bien, generalmente esa búsqueda de la eficiencia en la fijación del precio, se realiza de forma semejante en todos los países de la Unión, verbigracia del Reglamento (UE) 2015/1222, que en su artículo 36 expresa que los operadores designados para el mercado eléctrico desarrollarán, mantendrán y utilizarán los algoritmos siguientes un algoritmo de acoplamiento de precios” y que en su artículo 38.1 b) exige que el algoritmo de acoplamiento de precios utilice el principio de precios marginales según el cual todas las ofertas aceptadas tendrán el mismo precio por zona de oferta y por unidad de tiempo del mercado y facilite una formación de precios eficiente. En cualquier caso, también es relevante a estos efectos identificar, que no existe imposición europea a que este sea el único medio de mercadear los kWh. Existen otras posibilidades voluntarias de contratación que se pueden basar en la contratación bilateral entre generador y consumidor, generador y comercializador, comercializador y comercializador,…

Por tanto, la primera clave es identificar que la legislación europea exige para la fijación de los precios del mercado mayorista, un algoritmo que suponga la aplicación del precio de todas las unidades que se casen en el mercado al precio de la última central y que además, facilite la eficiencia en la fijación de los precios.

Espero no haber sido demasiado tedioso hasta el momento.

La cuestión importante es que, como hemos visto, el mercado mayorista en el que todos los generadores llevan su cesta de kWh a la plaza de abastos eléctrica, supone que todos lo que se venda en ese mercado (kWh de diferentes tecnologías), lo hará al precio de la última unidad que entre, con independencia del coste real de las unidades anteriores (recordamos que no todos valen lo mismo). En condiciones de competencia real, parece evidente que los compradores de kWh de ese mercado comprarán primero las unidades más baratas, después las menos baratas y finalmente las que queden más caras.

En este escenario de fijación de precios, dos factores exógenos a la capacidad del estado han entrado en vereda: los altísimos precios del gas natural y de los derechos de emisión de CO2 en los mercados internacionales[2]. Y estos son elementos muy relevantes por que por un lado, los ciclos combinados de gas, acostumbran a ser las últimas unidades en casar la oferta del mercado y terminan trasladando su precio al resto de unidades producidas que van a mercado, aunque el coste de generarlas sea muy inferior. Si a esto el añadimos, lo tentador que tiene que resultar para las empresas dominantes del sector de la generación organizar sus ventas de forma que el resultado final de la ecuación no vaya a favor de la competencia, sino de su cuenta de resultados, el problema está servido.

Desde luego, esto último no creo que sea algo que nos deba de sorprender, pues al fin y al cabo, mejorar el ebitda de la compañía, es una obligación de sus organismos de administración, pero desde luego no parece que exista mucha duda que esa ineficiencia debe de ser atemperada por el legislador, puesto que recordemos que, la propia normativa europea exigía que el algoritmo de acoplamiento de precios utilice precios marginales y facilite una formación de precios eficiente, circunstancia que a todas luces, está tendiendo a no suceder.

Por ello, el legislador nacional, ha decidido asomar la patita hacia su particular Rubicón con las compañías eléctricas y limitar temporal, subjetiva y cualitativamente el importe que habrán de percibir aquellas por la alta fijación marginal del precio a causa del precio del gas y de los derechos de emisión.

Las múltiples referencias a la temporalidad de la medida, a la imparable subida de los precios del gas, incluso a la dificultad de la recuperación económica a partir de la pandemia global, ya nos dan alguna pista jurídica de por dónde pueden ir los tiros: La excepcionalidad. El artículo 5 de la DIRECTIVA (UE) 2019/944 de Mercado Interior de la Electricidad, advierte que a los efectos de un período transitorio que permita establecer una competencia efectiva entre los suministradores de contratos de suministro de electricidad y lograr precios de la electricidad minoristas plenamente efectivos basados en el mercado,  los  Estados  miembros  podrán  aplicar  en determinados casos intervenciones públicas en la fijación del precio para el suministro de electricidad que irán acompañadas de un conjunto de medidas para lograr una competencia efectiva. Es cierto que ese mecanismo parece estar fijado para los procesos iniciales de transformación del mecanismo de fijación de precios, pero no parece especialmente forzado el interpretar que el principio general de no intervención en la marginalidad de los precios, pueda ser excepcionado si las circunstancias son realmente excepcionales, y se aplican con un indubitado interés general de forma transparente y proporcionada, sin alterar in aeternum los mecanismos generales de fijación de precios.

Embridada con las anteriores medidas transitorias, que vienen cual aviso a navegantes, el RDL 17/2021 nos muestra que el gobierno convocará subastas de contratos de compra de energía, la primera de ellas antes de que acabe el presente año, donde los grandes grupos empresariales se verán obligados a ofertar energía eléctrica de forma proporcional a su cuota, y podrán adquirirla las comercializadoras independientes y reguladas, así como los grandes consumidores industriales. Esto es, pone en acción un mecanismo por el cual, tal y como está sucediendo con las nuevas centrales de generación renovable, el precio a aplicar no será en del mercado, sino el de la oferta competitiva de una subasta en la que todos los operadores no tendrán por que ser dominadores del mercado. ¿Cuál es la singularidad de esta medida que a todas luces parece oportuna? Que no es de obligado cumplimiento para los operadores, que tienen derecho a acceder al mercado para la venta de sus kWh producidos y solo de forma voluntaria los operadores que así lo decidan, venderán su electricidad en contratos bilaterales o bien, en procesos de licitación como el que incorpora este RDL. Y claro, no es fácil tomar una decisión así cuando el mercado está pagando el precio de esos mismos kWh 3 o 4 veces más caros que lo que previsiblemente obtendrán en la subasta.

Este es el verdadero motivo del órdago del gobierno, que ha trasladado una modificación normativa con carácter excepcional, para evitar una escalada de precios provocada por una ineficiencia clara en el mercado mayorista que se está produciendo en toda Europa, para que las empresas realmente detentadoras del cotarro entiendan: Hasta aquí hemos llegado.

Muy gráfico es en este sentido que, en tiempo real, una nota de prensa[3] emitida por el Foro de la Industria Nuclear Española ya ha dejado manifestado que “En el caso de que este proyecto de Ley se aprobase y entrase en vigor, el precio de venta real de la generación eléctrica nuclear, una vez minorado el precio del CO2, no debería ser inferior a 57-60 €/MWh con el nivel impositivo actual. De no ser así, sería imposible la continuidad de las centrales nucleares españolas”. Vamos, que cualquier diría que “comienza la puja”.

No soy capaz de aventurar el impacto real cuantitativamente de las medidas, pero sí el impacto real en la tensión negociadora con los principales operadores protagonistas de las disfunciones del mercado.

Se escuchan también voces críticas desde diferentes ámbitos, asegurando que esto es un ataque irreparable a la seguridad jurídica de los derechos adquiridos de las compañías titulares de las centrales inframarginales (fundamentalmente nucleares y grandes hidráulicas). En realidad, en nuestro país tenemos una excelsa experiencia en las modificaciones normativas con grados de afectación regulatoria en los operadores de energía, de hecho, seguramente sea uno de los hechos jurídicos con más resoluciones judiciales en el ámbito de la energía patria y el resultado de sus conclusiones, no se corresponde exactamente con el entendimiento coloquial del concepto. Muy sintéticamente recordaré que nuestros Tribunales han definido con claridad que, si las medidas son excepcionales, se aplican a periodos transitorios, con acuerdos con los implicados y solo se proyectan hacia adelante y no sobre retribuciones pasadas, no tiene por qué entenderse afectada ni la seguridad jurídica ni la confianza legítima de los operadores. Es más, sería perfectamente trasladable la teoría del empresario diligente, muy consolidada en nuestra Jurisprudencia, que nos llevaría a entender que ningún operador en su sano juicio pudiese haber llegado a imaginar que ante precios del mercado marginalista cuatro o cinco veces superiores a los esperados en cualquier plan de negocio estándar de su operación, no iba a sufrir alguna revisión normativa.

Otra de las medidas en las que entiendo necesario hacer algún comentario es la modificación de la Ley de Aguas para considerar el agua embalsada como un bien de primer orden social y ambiental.

En realidad, tiene que ver con el mismo problema que hemos venido describiendo con anterioridad. Los caudales hidrográficos, lejos de constituirse como dominio público a disposición de los ciudadanos, han venido pareciendo activos circulantes de las compañías que las explotan[4]. Si a esto le añadimos, que la utilización de ese recurso, cuyo coste de producción es probablemente el más bajo del mercado, podría usarse como sistema de back up para marcar precios de mercado bajos en períodos en los que no hay sol ni viento, en vez de usarse para maximizar el ingreso de cada unidad de agua que se turbina a precios diez veces más caros de su coste de producción, pues la intervención legislativa estaba servida. De hecho, lo único extraño es que no se haya hecho nada hasta ahora.

Como valoración final de las medidas, creo que leyendo el texto ya se puede anticipar mi opinión al respecto. Resolver el problema de los altos precios de la luz, no es posible conseguirlo de una forma rápida, sencilla y con la simple actuación del legislador nacional. Sin embargo, sí se pueden ir tomando medidas que vayan allanando el camino. Además, el sector energético, pese a la supuesta liberalización del mercado, sigue estando muy mediatizado por un pequeñísimo grupo de empresas que, como hemos explicado, pueden (entre otras cosas) manejar con bastante facilidad el puzle del mercado mayorista. Este es un hecho irrefutable, igual de irrefutable que es que cualquier tránsito a una nueva situación, debe de tenerlos en cuenta. Y en esa partida que se habrá de jugar, el gobierno ha decidido apretar un poco para colocarse en una situación algo más ventajosa. Que esa situación puede provocar controversia jurídica en algunos casos, indudablemente, como ha venido sucediendo en los últimos veinte años. Pero más allá de ajustes evidentes que tendrá que revisar la norma para revisar algún error de bulto, lo que tengo claro es que este tipo de medidas eran necesarias, pues la inacción en el ámbito de la fijación de precios no podía continuar, como estoy seguro que no continuará en otros muchos países europeos que sufren situaciones semejantes en la escalada de precios.

[1] Aquellos que perciben los generadores por la venta al mercado.

[2] El precio del gas natural tiene un efecto es multiplicador en el precio de la electricidad (aproximadamente, un incremento de 1 €/MWh del gas supone un incremento de 2 €/MWh de electricidad), frente al precio del CO2, cuya señal se  traslada  al  precio  de  la  electricidad  de  una  forma  más  atenuada  (un incremento  de  1  €/tCO2  supone  un  incremento  de  0,37  €/WMh  el  precio  de  la electricidad, dado el factor de emisión específico del ciclo combinado) Preámbulo RDL 17/2021.

[3] https://www.foronuclear.org/sala-de-prensa/notas-de-prensa/cese-de-actividad-del-parque-nuclear-si-el-proyecto-de-ley-del-co2-sale-adelante-en-los-terminos-planteados/

[4] Fundación Renovables ¿Qué hacemos con la tarifa eléctrica? https://fundacionrenovables.org/wp-content/uploads/2021/02/Que-hacemos-con-la-tarifa-electrica-Fundacion-Renovables.pdf

ALCOA, la deslocalización por omisión

El 11 de diciembre de 2014 las calles de Avilés fueron el escenario de una multitudinaria manifestación: 20.000 almas contra el cierre de la planta de aluminio que la multinacional ALCOA explotaba a orillas de la ría. Unos días antes, la empresa había comunicado el cierre de sus plantas de Avilés y Coruña dedicadas a la producción de aluminio primario y que empleaban unos 800 trabajadores de forma directa y otros 300 de forma indirecta. La principal razón que alegaba la multinacional era su incapacidad de asegurar precios competitivos para la energía eléctrica consumida por éstas plantas, lo que suponía el 40% de la materia prima utilizada en sus procesos productivos.

El pasado 28 de mayo ALCOA anunciaba el cierre de su última planta en España, la fábrica de San Ciprián en Lugo, y la intención de despedir a sus 534 trabajadores aludiendo a factores estructurales inherentes y a dificultades de “carácter permanente», es decir, al precio de la energía eléctrica. Con ese anuncio se anticipaba el fin en España de un sector: el de la fabricación de aluminio primario, con una demanda creciente a nivel mundial.

¿Qué ha pasado entre estas dos fechas, diciembre de 2014 y mayo de 2020? ¿Cómo es posible que el principal factor de deslocalización alegado por la empresa, el alto costo de la energía eléctrica, no haya encontrado solución en todo este tiempo? La reclamación, entonces y ahora, repetida de forma recurrente por empresa, sindicatos, fuerzas políticas y sociales era la de disponer de una tarifa eléctrica, predecible, estable y competitiva. Reclamación extensiva a todas las empresas electrointensivas para las que el precio de la energía es un factor determinante de producción. Un artículo publicado el 17 de junio de 2019 en el diario económico Cinco Días Fernando Soto, gerente de AEGE (Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía) daba cuenta de la magnitud del problema, y resumía así sus peticiones: “Las empresas electrointensivas integradas en nuestra organización, que suman más de 20.000 millones de euros de facturación anual y más de 186.000 empleos estables y de calidad, estamos seriamente preocupadas por el futuro de nuestra actividad, por lo que reclamamos con urgencia un Estatuto de consumidores electrointensivos que aporte certidumbre, que esté dotado económicamente y que facilite compensaciones similares a las que disfrutan nuestros principales competidores europeos. Pedimos las mismas condiciones que ellos tienen desde hace mucho tiempo».

Es forzoso recordar que la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, en sintonía con lo que ya recogía la Ley 54/1997 de 27 de noviembre, reconoce que “el suministro de energía eléctrica constituye un servicio de interés económico general (SIEG), pues la actividad económica y humana no puede entenderse hoy en día sin su existencia”. Consideración que convierte al mercado eléctrico en un mercado fuertemente intervenido, probablemente el que más, con amplias facultades a favor de la Administración para definir sus aspectos esenciales.

Por eso el caso ALCOA no es un caso de deslocalización más, resulta paradigmático de muchas cosas: de cómo se ha abordado la política industrial en España en los últimos 20 años, de los procesos de privatización seguidos al calor de la apertura de nuestra economía; de la discutida capacidad que tienen los viejos Estados nacionales para enfrentarse a las decisiones de las grandes corporaciones que operan en mercados globales con criterios de rentabilidad definidos a escala mundial, cuando muchas veces, y éste es un caso claro, las condiciones de competitividad están decisivamente influidas por factores locales.

Pero sobre todo, desde el ámbito regulatorio, ALCOA es un paradigma de cómo las ineficacias legislativas influyen de forma decisiva en la marcha de la economía. Muchos pensarán que el peculiar contexto político en el que estamos instalados determina esa ineficacia, pero visto el tiempo transcurrido y los sucesivos gobiernos implicados, es para dudarlo. Y es que el problema de la energía eléctrica en España puede resumirse en pocas palabras como el extraordinario encarecimiento de la electricidad en los últimos años, debido fundamentalmente (aunque no exclusivamente) a errores regulatorios. Este problema, como demuestra el caso ALCOA, acarrea otros, no menos graves: la pérdida de competitividad de la industria, la pérdida de atractivo de España como destino de inversión y una percepción de inseguridad jurídica con efectos muy negativos.

Para desbrozar el caso ALCOA es necesario hacer un poco de historia: ALCOA se hizo en 1998 con el grupo Inespal, empresa estatal perteneciente al INI, aprovechando el proceso de privatización puesto en marcha por el primer gobierno de José María Aznar. La multinacional con sede en Pittsburg se hacía con un grupo que daba empleo a 5.000 empleados y que contaba con trece plantas en España. Oficialmente ALCOA pagó al Estado español, a la SEPI, una cantidad próxima a los 410 millones de dólares, pero de esa cifra hubo que descontar 200 millones para afrontar la deuda anterior del grupo, debido sobre todo a inversiones, y otros 100 millones más por sendas reclamaciones del nuevo propietario. Un negocio ruinoso, reconocido por los responsables de la SEPI, que hablaron poco después de «una operación deficitaria para el Estado español». De aquel grupo industrial hoy sólo queda la planta de San Ciprián (Cervo-Lugo), sobre cuyos 534 trabajadores pesa la amenaza de cierre y despido.

El contrato de venta recogía una garantía sobre el precio de la tarifa eléctrica (el obstáculo que había impedido a ALCOA hacerse con Inespal años antes) que iría de 1998 a 2007, más otros cinco años suplementarios, hasta 2012, con cargo a las arcas del Estado, al establecerse una cláusula según la cual la SEPI pagaría el coste extra energético a partir de unas variables establecidas. Es decir, se fijaba un precio para el kilovatio durante todo ese tiempo y todo lo que pasara de esas cifras lo abonaría el Estado.

Es en 2013 cuando ALCOA tiene que empezar a pagar la energía que consume (recordemos el 40 por ciento de sus costes aproximadamente) sin el colchón de aquella “letra pequeña” que le garantizaba un ahorro multimillonario. Antes, en 2009 ya habían comenzado los problemas para el gigante del aluminio estadounidense. La Unión Europea prohibió la tarifa especial que España le ofrecía a la multinacional, denominada G4, porque daba una ventaja competitiva a las industrias beneficiarias. El gobierno diseñó un sistema para compensar a las industrias electrointensivas por  ofrecer un  servicio de  “interrumpibilidad”.

¿Qué es esto? Básicamente un sistema por el que en periodos en que la demanda de electricidad es muy alto, estas fábricas reducen drásticamente su consumo, se desconectan del sistema para permitir que la luz llegue a todos los hogares. A cambio reciben pagos millonarios. Pero en 2013, la UE manifestó su recelo a estas ayudas y con el ministro José Manuel Soria al frente de Industria se sustituyó el sistema de asignación directa por un modelo de subastas a la baja para que el reparto de estas compensaciones atendiese a las reglas de la competencia, y evidentemente para ahorrar dinero en un contexto de caída de la demanda y un exceso de capacidad instalada que, ante el menor riesgo de saturación de consumo en el sistema eléctrico, hacen menos necesario el servicio de interrumpibilidad.

El fracaso de ALCOA en la primera de las subastas, en noviembre de 2014, provocó la amenaza de cierre de sus dos plantas de Avilés y Coruña. A finales de 2014 se produjeron otras dos subastas extraordinarias y entonces si consiguió los paquetes de interrumpibilidad que necesitaba para operar con precios asumibles. Con ello dio carpetazo momentáneo a sus planes de clausura y los centros de La Coruña y Avilés siguieron funcionando. Aunque con la advertencia de que resultaba urgente abordar el asunto de la tarifa eléctrica dadas las insuficiencias evidentes del sistema de subastas de interrumpibilidad.

Sin embargo, en octubre de 2018 la amenaza sobre estos dos centros de producción se concretó definitivamente: la multinacional anuncia su cierre alegando una “improductividad” ocasionada por problemas estructurales, su “menor capacidad de producción, una tecnología menos eficiente y elevados costes fijos”, todo unido al sempiterno problema del coste de la energía.

El episodio que se abre a continuación, penúltimo camino de ésta novela por entregas, es más propio de la vieja picaresca española del Siglo de Oro; una buena muestra de ese capitalismo no ya de amiguetes, sino de pura y dura rapiña que aflora en los momentos de crisis de la mano de avispados empresarios de fortuna, dispuestos a repartirse los despojos de un patrimonio industrial que el Estado no ha querido o sabido defender. ALCOA abrió un verdadero “casting” para seleccionar posibles compradores para sus plantas de Coruña y Avilés y, finalmente, con todas las bendiciones del Ministerio de Industria, supervisor y garante del proceso, el 31 de julio de 2019 se las adjudicó a Parter Capital Group, un fondo de inversión suizo sin conocimiento alguno en el sector fabril del aluminio. “Un día para la satisfacción y la esperanza” en palabras de la Ministra Reyes Maroto. Pronto se agotó la esperanza: recientemente hemos sabido que Parter ya ha cedido el control de las plantas a un denominado Grupo Industrial Riesgo (el sarcasmo del nombre se las trae), nuevo propietario de Alu Ibérica (nombre con el que ahora operan las plantas de Avilés y Coruña de la antigua ALCOA) denominación comercial de PMMR 1866 SL, sociedad constituida el 9 de mayo de 2019 con 3.000 euros de capital social, sede en Benalmádena (Málaga) y carácter de sociedad limitada unipersonal. Detrás se encuentra el empresario Víctor Rubén Domenech y un oscuro entramado de sociedades. Panorama muy negro para la reactivación de estas dos plantas, que permanecen hibernadas apenas un año después de su venta con todo el aparato comunicativo oficial detrás.

Para lo que aquí interesa cabe preguntarse: y, en todo éste tiempo, ¿qué se ha  hecho para ofrecer esa tarifa eléctrica predecible, estable y competitiva, al menos en términos europeos, recurrente reclamación de las empresas que como ALCOA necesitan un alto consumo de energía en sus procesos productivos?

Con Pedro Sánchez ya instalado en La Moncloa y en plena crisis por el cierre de las plantas de aluminio primario, el gobierno aprueba el Real Decreto-ley 20/2018, de 7 de diciembre, de medidas urgentes para el impulso de la competitividad económica en el sector de la industria y el comercio en España. En él se reconoce la necesidad de dotar de especial protección a la industria electrointensiva en línea con lo que sucede en el resto de la Unión Europea. Por  ello se reconoce que es necesario y urgente arbitrar mecanismos que permitan optimizar el coste que la energía eléctrica tiene para estos consumidores y, de esta forma, mejorar su competitividad internacional. En su art. 4 se crea la figura del consumidor electrointensivo y se da un mandato al gobierno para que, “en el plazo de seis meses, elabore y apruebe un Estatuto de consumidores electrointensivos, que los caracterice y recoja sus derechos y obligaciones en relación con su participación en el sistema y los mercados de electricidad”.

El RD-Ley fue sometido a convalidación del Congreso de los Diputados el 20 de diciembre de 2018, sesión a la que asistieron los comités de empresa de ALCOA en Avilés y Coruña. Tras una intervención de la ministra Reyes Maroto que no formará parte de su mejores tardes, el RD salió adelante gracias a una mayoría de votos escépticos (111, Si; 4, No; 228, Abstenciones).

La portavoz más beligerante de aquélla sesión fue la diputada por La Coruña Dña. Yolanda Díaz Pérez, del Grupo Parlamentario Unidos Podemos-En Común Podem-En Marea, que en un pasaje especialmente vibrante le espetaba a la ministra: “señora ministra, dos de las medidas que trae usted aquí de energía y para los sectores de las industrias electrointensivas en nuestro país nos las deriva usted a seis meses. ¿Es urgente o no lo es, señora ministra? ¿Usted cree que es serio un precepto como el cuatro? Nos llevan anunciando —sin que nunca lo hagan— que España por fin va a hacer un estatuto que regule la electrointensividad y los grandes consumidores, como en Francia, en Alemania y en los países serios, y nos dice que  trae este real decreto para hacer otro real decreto dentro de seis meses. No es serio, señora ministra. Se lo digo con todo el cariño: no es serio.”

 El 25 de abril del 2019 la CNMC hace público el informe preceptivo sobre el Proyecto de RD que regula el Estatuto de consumidores electrointensivos, remitido por el gobierno el 18 de Marzo. De ese informe interesa destacar un párrafo suficientemente ilustrativo: “En este sentido, la CNMC pide analizar en mayor detalle todos los mecanismos desde la óptica de la normativa de ayudas de Estado y recomienda que se tengan en consideración las ayudas a la industria electrointensiva que otros Estados miembros han adoptado y que ya han sido autorizadas por la CE”. Hablando claramente, el organismo regulador viene a decir: oiga, copien ustedes de otros países como Francia, Italia o Alemania que forman parte de la UE como nosotros y hace tiempo que adoptaron mecanismos que les ha permitido ofrecer una tarifa eléctrica competitiva a su industria. Entre los años 2017 y 2018, el precio eléctrico final pagado por la industria española fue de 20 a 25 euros/MWh más caro que el de sus competidores franceses y alemanes, respectivamente, lo que significa un 50% mayor.

El pasado 11 de febrero de 2020, 14 meses después de que se autoconcediese un plazo de seis meses para ponerlo en marcha, el gobierno hizo público el texto del último Proyecto de Estatuto para la industria electrointensiva. Ha recibido alegaciones de todo tipo de entidades y colectivos y ha conseguido algo extraordinario en estos tiempos de polarización: unir en torno a un mismo escrito de alegaciones pidiendo cambios significativos a la Xunta de Galicia (PP), el Principado de Asturias (PSOE) y el Gobierno de Cantabria (PRC).

Puede que finalmente el ansiado Estatuto vea la luz, aunque si no hay cambios significativos su utilidad parece muy dudosa. Máxime tras asistir al último paso de éste largo vía crucis: la comparecencia el pasado martes ante la Comisión para la Reconstrucción Social y Económica del Congreso de D. Andrés Barceló, secretario de la Alianza por la Competitividad de la Industria Española y Director General de la Unión de Empresas Siderúrgicas (Unesid), quien calificó la última propuesta del gobierno para la industria electrointensiva como un “insulto”: ”si sale como el último borrador que nos presentaron, que lo dejen. Ya que si para el principal sector industrial, que es el siderúrgico, la rebaja contemplada en el último marco regulatorio propuesto era de 56 céntimos por Megavatio/hora… Eso es un insulto. No tiene otro nombre”. Sin pelos en la lengua. Los trabajadores de ALCOA que estos días pelean por mantener las instalaciones de San Ciprián en Lugo y sus 534 puestos de trabajo, último reducto del sector del aluminio primario en España (recuerden, esto empezó con 5000 empleos), agradecerán esta sinceridad.

Desde diciembre de 2014, fecha del primer anuncio de deslocalización de ALCOA, se han celebrado siete procesos electorales de alcance nacional. En todos ellos la promesa de una tarifa eléctrica singular para la industria electrointensiva (predecible, estable, competitiva…) ha formado parte del corazón de las propuestas electorales de todos los partidos, muy especialmente de los que lideraban el gobierno en aquella fecha o lo hacen ahora.

Procesos traumáticos como los de ALCOA o de la planta de Nissan en la Zona Franca de Barcelona obedecen seguramente a múltiples factores, algunos de ellos derivados de complejas estrategias globales. Pero, en el caso ALCOA, su lento y paulatino proceso de deslocalización ha estado marcado por una reivindicación de sobra conocida; no hay sorpresa ni amenaza nueva. Lo que sí ha habido es una omisión flagrante por parte del Estado; la omisión de la diligencia debida en lo que es su principal obligación en el ámbito económico: generar un entorno competitivo para que la actividad empresarial, en este caso industrial, pueda desarrollarse plenamente. Aquí ha fallado el entorno regulatorio, pues todo lo demás España lo tenía: instalaciones, procesos, tecnología, personal cualificado… Sólo faltaba la regulación y, ahí, con haber copiado a nuestros vecinos europeos, hubiese sido suficiente. Pero ha faltado voluntad política, ese arcano que opera intramuros del Consejo de Ministros y que ha estado presto para apoyar a otros sectores. Desde luego, no a la gran industria, la que curiosamente ofrece el empleo más cualificado, más estable y de mayor calidad.

Sólo me queda una curiosidad, ¿qué pensará de todo esto aquélla enérgica diputada gallega que en el pleno del Congreso le espetó a la ministra de Industria aquello de: “esto no es serio, ministra”? ¿Seguirá pensando lo mismo, ahora que comparten asiento en el Consejo de Ministros y ella es titular, nada menos, que de la cartera de Trabajo?

El coste de la electricidad y sus responsables: la culpa no es del sol

A veces parece que todo el problema del coste de la electricidad deriva del alto coste de las energías renovables. Pero la verdad es que la culpa ha sido una regulación inicial absurda y sus irresponsables modificaciones. Con ella se ha conseguido al mismo tiempo menoscabar gravemente la seguridad jurídica, dañar un sector en el que éramos líderes, y pasar a ser uno de los países con la electricidad más cara de Europa. ¿Cómo se ha “logrado” esto en menos de 10 años? Con una extraordinaria combinación de ignorancia, incompetencia y prepotencia de los gobiernos de Zapatero y Rajoy. Mientras que en incompetencia no me atrevo a pronunciarme, en ignorancia gana el primero y en prepotencia el segundo.

  1. Ignorancia inexcusable: el RD 661/2007

La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico establecía el marco general de la regulación eléctrica, y distinguía el “Régimen Ordinario” de producción de energía y un “Régimen Especial” para favorecer las renovables. Como relata el laudo del CIADI que condena a España y que se comentó aquí, en los años 1998, 2002 y 2004, España adoptó una serie de decretos para regular y facilitar la producción a partir de fuentes renovables. Considerando que hacía falta un mayor estímulo, se dictó el Real Decreto 661/2007 que garantizaba “prioridad en el acceso” asegurando que la totalidad de la producción podría introducirse a la red y además permitía a los productores elegir anualmente entre una tarifa fija por unidad de producción (la “Opción de Tarifa Fija”) y una prima adicional al precio de mercado por cada unidad (la “Opción de Prima”). La prima implicaba un pago muy superior al precio normal de la energía durante toda la vida útil de la instalación. El art. 44.3 del Decreto garantizaba que las revisiones de tarifa no afectarían “a las instalaciones cuya acta de puesta en servicio se hubiera otorgado antes del 1 de enero del segundo año posterior al año en que se haya efectuado la revisiónEl problema no fue tanto que la prima fuera alta sino que el RD no fijó límites a las instalaciones, aunque en el plan de energía el objetivo para los próximos 10 años era una instalación de 300 MW. La consecuencia fue que a los pocos meses después ya se habían solicitado instalaciones por más de 3 veces el objetivo, y en el 2008 se había superado en un 1000% como se ve en este gráfico.

El error es totalmente imperdonable: bastante antes del 2007 se sabía que la energía fotovoltaica parecía seguir la llamada Ley de Moore (originalmente aplicada a los microprocesadores), en el sentido de que el coste de producción de un MW disminuye de manera exponencial, como se ve en el siguiente. La curva de hecho ha seguido en la misma línea siendo el coste actual del vatio solar inferior a 1 dolar.

En estas condiciones es evidente que la instalación de este tipo de energía debe realizarse de manera muy escalonada. La mezcla de ignorancia y demagogia (ya saben que Zapatero creía que la tierra solo pertenecía al viento… )  fue el origen de este desaguisado.

La consecuencia es que se produjo una sobreinstalación de energías renovables con tecnologías caras y primas excesivas. Aparte de los excesos de la fotovoltaica, el laudo expone que España tiene instalada el que decir que España en este momento tiene el 59 por ciento de la instalaciones termosolares de todo el mundo.

El aumento de los costes se empezó a repercutir en el consumidor, de manera que pasamos en poco tiempo de tener una energía barata a tener de las más caras de Europa: en 4 años pasamos de pagar un 20% menos de la media a un 20% de la media de la UE, con lo que eso supone de coste para las familias y de pérdida de competitividad para las empresas en lo peor de nuestra crisis.

 

  1. Las reformas posteriores: palos de ciego… a la seguridad jurídica

En 2008 un nuevo Real Decreto redujo la prima para las instalaciones no acogidas al de 2007, pero como eso no era suficiente para reducir el llamado déficit de tarifa, en 2010 se dictaron el  RD 1565/2010 y el RDL 14/2010 que limitaban la percepción de la tarifa regulada a la vida útil de las plantas fotovoltaicas y las horas anuales a las que se podía aplicar. Los cambios siguieron con el gobierno de Rajoy: la Ley 15/2012 estableció un impuesto de 7% sobre la producción de energía y redujo la posibilidad de utilizar gas en el proceso de generación; el Real Decreto Ley 2/2013 eliminó totalmente la Opción de Prima; y el RDL 2/2013 canceló también el mecanismo para actualizar las tarifas reguladas de conformidad con el Índice de Precios al Consumidor, sustituyéndolo por un índice diferente e inferior al IPC.

Aunque estas reformas se han salvado en los Tribunales españoles e incluso en los extranjeros (caso Charanne), suponían la modificación de unas reglas que el Estado se había comprometido a no cambiar. Esto tiene un enorme coste más allá de que nos condenen o no en los tribunales internacionales, pues se atenta contra la seguridad jurídica del país y esto reduce la confianza de los inversores nacionales y extranjeros. También el efecto sobre el desarrollo del sector fue demoledor, pues la incertidumbre paró toda inversión, perdiéndose la ventaja de know-how que -a un alto coste- habíamos obtenido.

  1. La madre de todas las reformas y su factura: 4000 millones

Como el déficit de tarifa no se resolvía del todo, se llegó a la conclusión de que nada mejor que cambiar de manera total el sistema. Las reformas del 2013  ( el RDL 9/2013, la Ley 24/2013, el RD 413/2014 y la OM IET/1045/2014), sustituyeron el sistema de tarifas y primas por un régimen totalmente distinto. La retribución ya no se basa en pagar una tarifa por la producción,  sino en una retribución que se fija para otorgar una rentabilidad razonable para una hipotética inversión “tipo” en plantas hipotéticamente “eficientes”, con retribución circunscrita a una vida operativa de 25 años.

Son estas reformas las que han sido declaradas contrarias al trato equitativo que impone el Tratado de la Carta de la Energía por el CIADI, que ha condenado a España a pagar 128 millones de euros a unos concretos inversores. Como expliqué en este post el CIADI admite que los Estados realicen modificaciones en el régimen -como en el caso Charanne comentado aquí-: el problema es que en el 2013 se cambia totalmente el sistema, sustituyéndolo “por un sistema normativo sin precedentes y totalmente diferente, basado en premisas totalmente diferentes”. El tribunal es crítico además con el propio concepto de “fundar el nuevo régimen regulatorio en los costos hipotéticos de una planta “eficiente” hipotética”. Si las demandas pendientes siguen esta doctrina, la factura podría llegar a ser de 4000 millones de euros, que según se ha anunciado terminarán repercutiendo, de nuevo, en el precio de la electricidad. En este caso se añade -como dicen los ingleses «adding offense to injury»- el insulto al daño, pues esto se pagará a los inversores extranjeros que son los que pueden acogerse a ese Tratado, mientras que los españoles que confiaron en su Estado perderán su inversión.

La reforma se podía haber hecho de otra forma. Debía haberse partido de una negociación transparente con el sector afectado, y es difícil pensar que un acuerdo no hubiera sido mejor que el caos posterior. Si esto hubiera fallado, se debían haber estudiado minuciosamente las experiencias anteriores y haber realizado las reformas dentro de los límites que ya marcaban numerosos casos resueltos en cortes internacionales de arbitraje.  Además, puestos a reducir el déficit eléctrico, la reforma debía haber abarcado a todas las fuentes de producción, y no solo las renovables. En la  evaluación del programa nacional de reforma y del programa de estabilidad de España para 2012 la Comisión Europea había señalado que existía “una compensación excesiva de algunas infraestructuras, tales como centrales nucleares y grandes centrales hidroeléctricas, ya amortizadas.”

Pero las reformas se hicieron sin pactar con el sector, cambiando de manera total el sistema, y a costa de los consumidores y de las empresas de energías renovables como se explica en este artículo del blog Nada es Gratis (aquí). Solo de manera marginal afectaron a otras fuentes de energía, cuando son precisamente algunas de estas últimas —nuclear, hidroeléctrica— las que obtienen mayores beneficios y utilizan más recursos de dominio público. Quizás tenga algo que ver que son las grandes eléctricas las que dominan estas últimas fuentes de energía -y las que tienen en sus Consejos de Administración a tantos ex políticos- mientras la propiedad de las renovables está muy atomizada. Como vemos, la incompetencia y prepotencia van acompañadas del tercer jinete de la mala gestión pública, el clientelismo -el cuarto es primo de éste, la corrupción-.

Igual que el gobierno Zapatero decidió que iba a ser más ecologista que nadie, el de Rajoy pensó que era el más listo y que no hacía falta pactar -ni estudiar en profundidad- como hacer la reforma. El daño ya está hecho y es difícil de remediar. Pero el perjuicio puede ser aún mayor si pensamos que el problema no ha sido la mala regulación sino las renovables. Las mejoras tecnológicas han llegado al punto de que ahora pueden competir con las fuentes tradicionales sin primas ni tarifas especiales -como han demostrado las últimas subastas- de manera que pueden contribuir a reducir el coste de la electricidad y la contaminación al mismo tiempo. El próximo reto probablemente sea impedir que las grandes eléctricas consigan ahora poner trabas a su instalación, como se ha hecho con el llamado impuesto al sol o se pretendió hacer con los gravámenes a las baterías de acumulación de energía.

 

La regulación de las energías renovables: incompetencia y prepotencia (a nuestra costa)

La ignorancia e irresponsabilidad al establecer la retribución de las renovables en 2007, seguida por la incompetencia y prepotencia en su reforma han logrado  que nuestra electricidad pase a ser de las más caras de Europa, que se degrade nuestra imagen como destino de inversión, y ahora, que tengamos que indemnizar  a los inversores extranjeros. Hoy me ocupo solo de esto último.

De momento el Estado ha sido condenado a pagar 128 millones de euros a unos inversores en plantas termosolares por el laudo de 4 de mayo (Caso CIADI No. ARB/13/36). Hasta ahora, las sucesivas reformas del sistema establecido en 2007 habían conseguido sortear las reclamaciones ante el TS ( sentencia 12 de abril de 2012) el TC (48/2015, 105/2015,  106/2015, 28/2015,)  e incluso ante otro tribunal arbitral en un laudo (caso Charanne) que ya comenté aquí. El laudo del CIADI juzga de acuerdo con la misma normativa que el anterior, que no es la española sino el Tratado Internacional de la Carta de la Energía (TCE), al que sólo pueden acudir los inversores extranjeros. Entonces,¿Por qué cambia el resultado ahora?

Dejando a un lado las cuestiones de forma que el CIADI desestima (pueden verlas en este excelente artículo de El Pais) la cuestión de fondo es la misma en los dos laudos: determinar si las reformas de la tarifa eléctrica suponen la infracción del trato justo y equitativo que impone el art. 10.1 TCE. La diferencia es que enjuician normas distintas, ya que el sistema de tarifas y primas que estableció el RD 661/2007 para favorecer las energías renovables ha cambiado varias veces. El laudo del 2016 evalúa las modificaciones del RD 1565/2010 y RDL 14/2010, que limitaban la percepción de la tarifa regulada a la vida útil de las plantas fotovoltaicas y recortaban las horas susceptibles de retribución con esa tarifa.

En este caso, en cambio, se reclama  contra la Ley 15/2012 -que estableció un impuesto de 7% sobre el valor total de toda la energía- y contra las reformas de 2013  ( el RDL 9/2013, la Ley 24/2013, el RD 413/2014 y la OM IET/1045/2014), que sustitueron el sistema de tarifas y primas por un régimen totalmente distinto. La retribución ya no se basa en pagar una tarifa por la producción,  sino en una retribución que se fija para otorgar una rentabilidad razonable para una hipotética inversión “tipo” en plantas hipotéticamente “eficientes”, con retribución circunscrita a una vida operativa de 25 años.

El CIADI rechaza la reclamación en cuanto al impuesto sobre la energía porque el art. 21 TCE excluye de su aplicación las normas tributarias. Considera que el impuesto “posee características típicamente asociadas con un impuesto legítimo: fue establecido por ley, impone obligaciones a una clase definida de personas, genera ingresos que van al Estado…” y que no puede considerarse expropiatorio.

Por tanto, el problema se centra en el cambio de regulación de 2013. El CIADI en principio admite que los Estados realicen modificaciones en el régimen: “los tratados en materia de inversiones no eliminan el derecho de los Estados a modificar sus regímenes regulatorios para adaptarse a circunstancias y necesidades públicas cambiantes”. En esto coincide con laudo del caso Charanne, que cita para explicar después porque la solución es distinta, dando razones conceptuales (o cualitativas) y económicas (o cuantitativas).

La diferencia cualitativa es que en 2013 se cambia totalmente el sistema, sustituyéndolo “por un sistema normativo sin precedentes y totalmente diferente, basado en premisas totalmente diferentes”. Cita las reservas previas a esa reforma que manifestaron tanto nuestro Consejo de Estado como la Comisión Nacional de Energía (“no se tiene constancia de que exista un modelo retributivo similar en ninguna jurisdicción de la Unión Europea… no aporta justificación para gran parte de los cambios introducidos”). Se apoya también en el laudo Charanne que dijo que los cambios de régimen no podían llegar a “suprimir de manera imprevisible y repentina las características esenciales del marco regulatorio existente”. El tribunal es crítico además con el propio concepto de “fundar el nuevo régimen regulatorio en los costos hipotéticos de una planta “eficiente” hipotética”, y lo distingue de otro caso (AES c. Hungría) en que la normativa tenía en cuenta las circunstancias plantas individuales y que por ello no se consideró una violación del tratado.

En cuanto al aspecto económico, la diferencia es que mientras que en Charanne se reducía la rentabilidad un 10%, aquí considera probado que se ha destruido de manera casi total el valor de la inversión. El estado alega que el nuevo régimen es equitativo pues permite obtener una rentabilidad razonable, y que si en el caso concreto de esas plantas no era así es porque la inversión se hizo con costes de construcción y financiación excesivos. El CIADI rechaza estos argumentos; primero porque el sobrecoste deriva de unas modificaciones hechas en el proyecto para obtener una mayor producción -lo que tenía sentido en el sistema de tarifas subvencionadas y no en el nuevo régimen-;  y después porque la financiación estaba dentro de lo que era habitual en ese tipo de inversiones.

La conclusión es que “Este nuevo sistema fue profundamente injusto e inequitativo en el modo en que se aplicó a la inversión existente de las Demandantes, despojando a estas de prácticamente todo el valor de su inversión.”

Una vez que establecido que se ha infringido la obligación de trato equitativo, la discusión se centra en el importe de la indemnización, optando por el “cálculo del valor presente de los flujos de caja que se alega se perdieron como consecuencia de las medidas controvertidas”. Tras valorar la prueba ofrecida por las partes, acepta básicamente los cálculos de los inversores, aunque reduce la compensación por entender que no hay que indemnizar por el impuesto ni por los daños anteriores a la última reforma, y porque la vida útil de las plantas debe considerarse de 25 y no de 40 años.

La resolución anuncia un mal escenario para las reclamaciones pendientes, en las que nos jugamos más de 4.000 millones: el voto de los tres árbitros ha sido unánime  y el tribunal no discrepa del laudo Charanne, sino que aplica los mismos principios a las reformas de 2013, llegando a una solución distinta porque las normas eran muy diferentes. La buena noticia es, paradójicamente, que la defensa del Estado ha sido claramente mejorable (ver aquí y  aquí ): no se intentó la negociación, las pruebas y los peritos fueron poco convincentes, se cambió la línea de defensa, etc… Dado que el laudo no crea jurisprudencia y que la indemnización depende de las circunstancias de cada proyecto, se puede aprender de los errores y presentar mejor el caso, reduciendo la indemnización.

En cualquier caso es triste que tanto la elaboración de la normativa como la defensa ante el CIADI revelen la incompetencia y la prepotencia que nos han llevado hasta aquí: por poner un ejemplo, a la primera solicitud de negociación de los inversores el Estado les contesta que la envíen en español -quizás porque iba dirigida al Presidente…- , y cuando la reciben -en español- ni les contestan.

Otra sorprendente -y deprimente- conclusión de los dos laudos es que si usted va a invertir en España, debe hacerlo a través de una sociedad extranjera. Los tribunales españoles han cerrado la puerta a las reclamaciones de los inversores nacionales, pero todos los contribuyentes vamos a indemnizar a los inversores extranjeros (y a los españoles más listos que lo hicieron a través de empresas de Luxemburgo, por ejemplo).

Finalmente, hay que preguntarse si, aparte de los contribuyentes, alguien debe responder por todo este desaguisado, pero lo dejamos para otro post.

Algunas reflexiones sobre Garoña

Agradezco la oportunidad que se me brinda para plantear unas reflexiones dado el impacto mediático que ha tenido la resolución del Consejo de Seguridad Nuclear sobre la continuidad de la explotación de la central nuclear de Santa María de Garoña.

Una primera reflexión que quiero compartir es la necesidad que hemos comentado en muchas ocasiones los funcionarios que trabajamos como técnicos expertos en estas complejas cuestiones: en nuestro país existe un excesivo distanciamiento entre el mundo científico-técnico y el jurídico. Este importante vacío que apreciamos entre ambos territorios se debe a razones culturales y a un desarrollo compartimentado del conocimiento. Los nuevos tiempos llevan a poner en valor la diversidad de planteamientos y de culturas, de forma que el currículo profesional ya no esté tan focalizado. Quizás haya llegado el momento de formar mejor a los técnicos en el conocimiento de sus responsabilidades jurídicas y profesionales, aportándoles además un mayor sentimiento de servicio a la sociedad; y también, de dar más conocimientos científicos a los que toman las decisiones con trascendencia jurídica, para que conceptos como los de incertidumbre y su cuantificación, riesgo o probabilidad, tengan adecuada consideración en tales decisiones.

Otra reflexión que quiero plantear es la que se deriva del accidente de Fukushima de 2011. Three Mile Island en 1979 generó un enorme cambio en la regulación de la energía nuclear, y en Estados Unidos sacaron enseñanzas a este respecto, creando esa figura de regulador independiente que garantizase las buenas prácticas y el adecuado control del riesgo real. Chernobyl se quedó en un debate que reconocía la falta de democracia y de control regulador como las causas que lo originaron. Se mejoraron las regulaciones internacionales para notificar sucesos con daño ambiental grave, pues la población sufrió mayores consecuencias de las que se habrían producido con una gestión adecuada de la emergencia, pero más allá de eso, no generó un cambio sustancial de conciencia reguladora.

En cambio, cuando llegó Fukushima, en un país con democracia y con un regulador formalmente independiente, se han puesto de manifiesto notables carencias que han dado lugar a debates respecto al papel de los reguladores. En este sentido, se necesita un examen profundo, con autocrítica, de los procesos que se están desarrollando. El Organismo Internacional de Energía Atómica y otras organizaciones han publicado múltiples informes respecto a las lecciones a aprender derivadas de este accidente. Merece la pena echar un vistazo al informe que hicieron los propios japoneses sobre qué falló en el regulador.

https://www.nirs.org/wp-content/uploads/fukushima/naiic_report.pdf

Con este debate surge en nosotros, funcionarios públicos que hacemos inspecciones y evaluamos las instalaciones nucleares de nuestro país, una conciencia sobre nuestra responsabilidad y nos preguntamos de forma crítica si lo estamos haciendo bien y si no debemos reforzar determinadas variables. El OIEA hizo una inspección al CSN en el año 2008, antes de que ocurriera Fukushima (se llama IRRS en sus siglas en inglés – Servicio Integrado de Examen de la Situación Reguladora) en la que, desde nuestro punto de vista, no se abordaron algunos aspectos de la actividad del CSN con suficiente profundidad. La próxima inspección será en 2018, y nosotros queremos trabajar para ser parte activa en esas mejoras que entendemos necesarias, y que deben plantearse con la máxima transparencia.

Es evidente que, dada la complejidad del tema, no resulta fácil hacer una crítica rigurosa del sistema establecido, y que procede en algunos casos de planteamientos anteriores a la democracia, como se encarga de recordarnos esa Ley de Energía Nuclear de 1964. En este sentido, sería interesante realizar un análisis interno de cultura de seguridad en nuestro regulador nuclear, considerando nuestra historia y la realidad existente, pues no hay que olvidar que partimos de aquella Junta de Energía Nuclear de la etapa franquista en la que se pusieron en marcha los procesos de licenciamiento de nuestras instalaciones nucleares. También para este análisis deben hacerse encuestas de clima laboral que permitan conocer si el factor humano tiene la motivación adecuada y si sus inquietudes profesionales están siendo debidamente canalizadas, como se hace en la Nuclear Regulatory Commission de los Estados Unidos de forma pública y transparente.

https://www.nrc.gov/reading-rm/doc-collections/insp-gen/survey/volumes.html

En lo que respecta a la central nuclear de Santa María de Garoña, el Pleno del CSN no estableció de forma precisa el alcance de las evaluaciones a realizar, puesto que si se hubiera hecho público un documento sobre los aspectos que se iban a considerar  en esta revisión, podríamos también conocer los ámbitos que no se estimaron necesarios. Véase por ejemplo aspectos del diseño de hace 50 años que ahora, tras Fukushima, podrían haberse revisado, como la contención (edificio que rodea el reactor y que supone el “contrato con la sociedad” como lo describió Luis Echávarri en un curso en la Universidad Politécnica); o una revisión integral de la capacidad de todos los componentes y estructuras, con su actual envejecimiento, frente a un terremoto como el de Lisboa de 1755. El Cuerpo Técnico del CSN ha hecho 167 informes pero no sabemos si no tenían que haber sido 250, por decir una cifra.

La transparencia ha brillado por su ausencia, pues los informes internos se han mantenido solo accesibles para los evaluadores, y cada uno de ellos solo ha podido consultar lo que era de su directa responsabilidad. Esta falta de transparencia interna provoca que no se apliquen los principios que deben estar asociados a la cultura de seguridad del regulador, donde el debate es clave y la diversidad de opiniones es un valor insustituible, no debiendo nunca concentrarse la decisión en una sola persona. En la actualidad, la mayoría de las decisiones (y Garoña no ha sido una excepción), las toma en exclusiva el Director Técnico, muchas veces en contra de las conclusiones de los informes de sus subordinados, y son asumidas por un Pleno que carece de la preparación técnica e independencia necesarias para discutir tales decisiones.Y no sólo en relación al expediente de Garoña. Desde hace unos años en el CSN se viene produciendo una mayor atomización del trabajo de los técnicos, que trabajan en islas independientes sólo conectadas por la decisión de muy pocas personas. Un ejemplo palmario de esto ha sido la nueva redacción del“Manual de la Inspección Residente”, cuyo único objeto parece haber sido el limitar las comunicaciones entre técnicos del CSN, tal y como ya denunciamos.

http://www.astecsn.es/comunicados/COMUNICADO DE ASTECSN DEL 18/01/2017

En el informe favorable aprobado la pasada semana por el CSN no figura una fecha límite para implantar las acciones requeridas. De la misma forma, tampoco se indica una fecha límite de operación de la planta (equivale a un informe con aceptabilidad “sine die”). Como antecedente a Garoña, en el caso de la central nuclear de José Cabrera (en Zorita, Guadalajara), cuando se emitió el informe favorable por parte del CSN en 2002, se indicaba una fecha límite de operación que, en la práctica, supuso que no se abriera dado que el tiempo para amortizar las inversiones no era suficiente. En el caso de Garoña surge esa pregunta: ¿se puede emitir un informe favorable sin condicionamiento temporal alguno?  ¿qué efecto jurídico puede tener una resolución así? Sería bueno que esto se hubiera analizado y conociéramos ese informe jurídico previo al dictamen.

Pero algunos nos hacemos más preguntas: ¿tiene sentido emitir un informe favorable para una autorización a la vez que se imponen condiciones que implican que a día de hoy no se cumplen los requisitos necesarios para hacer aceptable la autorización?  Una autorización se puede emitir cuando se sabe que se puede introducir el combustible en el reactor y ponerlo en marcha. Si eso no se puede hacer, estaríamos fuera de lo autorizable y en ese sentido la pregunta es¿no sería mucho más lógico emitir ese informe favorable cuando esos requisitos ya se cumplan?

Realizar cambios normativos “por la puerta de atrás” o, como ha ocurrido en el caso de Garoña, aplicando regulación que no ha sido debatida ni aprobada oficialmente, sin el debido análisis de las consecuencias que se derivan de ello, significa una desregulación encubierta. Esta política reguladora, con un parque nuclear envejecido, implica unos riesgos que, en nuestra opinión, no son aceptables para la sociedad actual.

Parece claro que, para asimilar esa actitud crítica que entendemos necesaria ante los nuevos retos que tiene la energía nuclear, el regulador nuclear español debe cambiar a sus líderes por personas que cumplan dos requisitos fundamentales: (1) Ser capaces de formarse su propio criterio técnico en todas las materias, fundamentado a partir de un debate pormenorizado de todas las variables, para lo cual se necesita tener conocimientos técnicos y científicos suficientes como para abordar sin miedo la responsabilidad y el debate público que exige la sociedad; (2) Ser capaces de actuar con la independencia y la transparencia necesarias, de forma que se atienda a todas las opiniones técnicas, y se evite la captura reguladora, dando soporte a la toma de decisiones con la suficiente capacidad normativa y el rigor exigibles. Las variables económica y política son sin duda aspectos a tener en cuenta pero teniendo muy claro que el nivel de seguridad aceptable lo marca la sociedad y nunca la industria regulada.