El oscuro negocio de la luz en Reino Unido

Reino Unido se ha convertido en el país europeo del capitalismo por excelencia donde se concentran algunas de las mayores fortunas del mundo. Su centro financiero, la City, ha ganado cada vez más relevancia frente a los de París y Fráncfort, y ya supone el 10% de su PIB. Una opulencia que no llega a más de 1,6 millones hogares que este año se han enfrentado a un crudo invierno sin apenas ingresos para pagar la cada vez más elevada factura energética.

Mientras todo esto sucede, el Gobierno paga a las eléctricas millones y millones de libras para que éstas apaguen sus centrales de producción de energía. ¿Qué sentido tiene pagar cifras astronómicas por dejar de generar energía mientras la subida del recibo de la luz se mueve en los dos dígitos?

Según las cifras que maneja la organización Energy Bill Revolution, más de un millón y medio de hogares dedican más del 10% de sus ingresos a la calefacción. Esta situación ha propiciado lo que en Reino Unido se denomina Fuel Poverty (Pobreza de Combustible) y que ha llevado a que muchos hogares tengan que decidir entre una complicada disyuntiva: comer o calentarse, en un país donde fácilmente la sensación térmica en las horas centrales del día en invierno ronda los cero grados centígrados o menos aún.

Las perspectivas de mejora no son precisamente optimistas, pues las previsiones hablan de que las tarifas energéticas se incrementarán cerca de un 25% en los próximos tres años, lo que desembocaría que en que la pobreza energética superaría con creces los 3 millones de hogares. Si el precio medio de la factura anual de gas y electricidad ronda actualmente las 1.400 libras (1.600 euros) para 2015 podría fijarse en las casi 1.800 libras (2.100 euros). Las visiones más pesimistas hablan, incluso, de subidas de hasta un 150% en los próximos 8 años, saltando hasta las 3.000 libras (3.500 euros).

Mark Todd, director de energyhelpline.com, no duda en afirmar que “estamos ante una situación espantosa, pero como las compañías operan en el libre mercado y persiguen el máximo de beneficios, los usuarios tienen escaso margen de acción”. En esta misma línea, Marc Gander, fundador del Consumer Action Group, afirma que “es una vergüenza que los clientes tengan que hacer frente a estas facturas mientras las compañías continúan aumentado sus beneficios desmesuradamente”.

Frente a estas acusaciones, fuentes de compañías como Iberdrola, que proporciona energía a más de 5,6 millones de hogares británicos a través de su filial Scottish Power –adquirida en 2007 por 11.600 millones de libras (casi 13.600 millones de euros), apuntan que “es incorrecto decir que la compañías obtienen “grandes beneficios” puesto que el margen de beneficio para el negocio retail típicamente está en el orden del 5%, similar al que obtienen los supermercados. En todo caso, las compañías necesitan ser rentables, si no será imposible llevar a cabo las importantes inversiones que el mismo gobierno británico estima para construir nuevas plantas de energía en el país”.

Un margen de beneficio que choca con las cifras que maneja el organismo regulador, Ofgem, que estima que en los próximos doce meses el margen de beneficio para las compañías energéticas se situará en las 115 libras (135 euros) por cliente, es decir, más de un 35% más que las actuales 85 libras (99 euros), considerando una factura anual de 1.420 libras (unos 1.600 euros). Eso explica, en parte, la fiesta de dividendos que viven las eléctricas en Reino Unido: el año pasado, las seis grandes compañías energéticas entregaron 7.000 millones de libras (casi 8.200 millones de euros) a sus accionistas, mientras el precio de la factura subió de media 140 libras (164 euros) al año.

Complejo eólico de Cruach Mhor de Scottish Power (Iberdrola)

Los resultados anunciados este mismo mes por Scottish Power arrojan un incremento de sus beneficios de un 35%. De hecho, si a finales del año pasado Ignacio Sánchez Galán, presidente de Iberdrola, aseguraba que la compañía perdía dinero con su filial británica y se barajaba la posibilidad de vender parte de ella, a día de hoy esa opción ha quedado fuera de la mesa. Tanto es así que la filial estrenará nueva sede para 2015: un edificio de 20.500 metros cuadrados en pleno Charing Cross en Glasgow, con capacidad para 1.900 empleados. Su coste: 80 millones de libras (más de 93 millones de euros).

Indemnizaciones por apagar las turbinas
Si resulta chocante para un ciudadano medio entender por qué las eléctricas incrementan de manera tan notable sus precios, dejando pasar frío a millones de hogares, mientras sus ingresos se disparan, más complicado de encajar es el hecho de que el Estado pague a las compañías para que dejen de producir energía.

Desde hace años, en Reino Unido existe lo que se denomina ‘constraint payment’, esto es, una especie de indemnización que el Gobierno abona a las compañías energéticas para que éstas dejen de producir energía en momentos en los que la demanda disminuye o la red nacional no es capaz de absorber toda la electricidad generada.

Desde la red nacional, la National Grid, sus responsables me indican que “nosotros únicamente somos los dueños y operados de la transmisión, somos los encargados de distribuir la electricidad y no elegimos de dónde procede ésta, si de energía eólica, carbón o nuclear”. Lo que sí es su función es elegir qué fuente de energía es la que ha de dejar de producir para no saturar la red nacional y, según explican, “en algunos casos la eólica puede ser más rentable limitar la eólica”.

¿Realmente es así? En realidad, no se sabe con precisión, al menos desde un punto de vista público, porque si el modelo británico suele presumir de transparencia, en todo lo que se refiere al ‘constraint payment’, todo es opacidad. Tanto es así que desde el think tank The Renewable Energy Foundation (REF) se denuncia que en ocasiones los pagos que se hacen a las eléctricas superan hasta en 20 veces el coste real de producir la energía. De hecho, mientras la National Grid admite los pagos por el exceso de generación de energía, el discurso del organismo regulador, Ofgem, es muy diferente: “la razón más común es porque se están produciendo obras de mejora en la red eléctrica y los generadores no pueden conectarse en ese momento. Eso significa que a ciertos lugares no se pueden transmitir electricidad hasta que el trabajo no está terminado”.

En sus orígenes, cuando mayoritariamente se aplicaba el sistema a las centrales térmicas, éstas incluso ganaban más dinero puesto que al ahorro de no tener que consumir materia prima (carbón) se sumaba la indemnización del Estado o, lo que es lo mismo, el pago por una energía que nunca se generó. Por el contrario, hacer parar las turbinas de un parque eólico supone pérdidas para la compañía propietaria. ¿Por qué? Porque con cada MWh de energía limpia que producen reciben ayudas del Estado a través de subsidios como el Renewable Obligation Cetificate (ROC) o el Climate Change Levy Exemption Certificate. Entonces, ¿se justificaría en esos casos el pago de esa indemnización? Son muchos los expertos que así opinan, pero en lo que no están de acuerdo es que en ocasiones los pagos que se realizan por esa energía no producida son de 220 libras (258 euros) por MWh cuando, en realidad, el subsidio perdido tan sólo era de 55 libras (64 euros).

Así, no sorprende que sólo el último año Escocia, que es dónde se concentra la mayor parte de los parques eólicos, la National Grid haya pagado a las eléctricas más de 15 millones de libras (17,5 millones de euros) para que en algún momento apagaran sus aerogeneradores. 12 de esos millones de libras (14 millones de euros) se los llevaron sólo tres compañías: Scottish Power (Iberdrola), Scottish and Southern Energy y npower.

La cifra aún es mayor, puesto que posteriormente se ha hecho público el pago a plazo de otros 18,6 millones de libras (21,7 millones de euros), lo que dispara el total por encima de los 34 millones de libras (39,8 millones de euros). Desde la REF, su director de Planificación, Lee Moroney exige “una mayor transparencia” en todo cuando gira alrededor de estos pagos que, incluso, se producen antes de que las turbinas sean desconectadas. Y es que cuando desde la National Grid se prevé que habrá mucho viento y, por tanto, exceso de energía, se realiza el pago.

En esta vorágines de indemnizaciones se dan circunstancias tan curiosas como el récord de haber pagado 890.000 libras (1 millón de euros) por detener las turbinas durante sólo 6 horas o las 300.000 libras (351.000 euros) pagadas a Iberdrola sólo en lo que se refiere a los paros durante abril de 2012 en su parque en Whitelee (uno de los más grandes de Europa).

Carrera eólica
Paradójicamente, no sólo los consumidores continúan pagando más por la energía sino que, a pesar de que la red de distribución no soporta más suministro de electricidad, las solicitudes para construir más parques eólicos crecen sin parar. Sólo desde mayo de 2007, ha habido más de 5.500 solicitudes de planes de parques eólicos. Y es que si Alex Salmond, el primer ministro escocés que vive días de gloria con la convocatoria del referéndum de independencia para el 18 de septiembre del año que viene, pretende que para 2015 la mitad de la energía de Escocia venga de las renovables y 2020, el 100% de la energía.

Camión transportando material para la ampliación del parque Whitelee (Iberdrola)

En este sentido, Moroney reclama al Gobierno que “se replanteé la escala y el ritmo de desarrollo de la energía eólica antes de que los costes de gestión sean intolerables y la escala de malgasto escandalosa”. En 2009, el presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, inauguraba junto a Salmond el parque de Whitelee (140 aerogeneradores, 539 MW), al que en junio de 2010 se pagó 2,1 millones de libras (2,5 millones de euros) por apagar sus turbinas 19 días; en un solo día de junio de 2011, el pago fue de más de 375.000 libras (439.000 euros). Y a pesar de ello, para finales de 2016 o principios de 2017 la compañía inaugurará el parque de Kilgallioch, al suroeste de Escocia), que con sus 96 turbinas y 288 MW dará electricidad a 170.000 hogares.

Las otras opciones son, claro está, encontrar el modo de almacenar el excedente de energía eléctrica que la red nacional no es capaz de absorber en la actualidad o acelerar el ritmo de mejora y crecimiento de ésta última. En lo que a la primera se refiere, Carlos Veganzones, profesor titular de Ingeniería Eléctrica en la Universidad Politécnica de Madrid, especializado en generación eléctrica con energía eólica, explica que “hoy en día la única forma de aprovechar esa energía es almacenándola en forma de energía potencial, empleándola en bombear agua de un embalse emplazado en una cota determinada a otro embalse situado a una altura superior en centrales hidráulicas reversibles”.

A medio plazo, el experto espera que “se pueda almacenar en las baterías de vehículos eléctricos que, como cuando más excedente eólico hay es por las noches, en esas horas suelen estar estacionados y precisan carga para el día siguiente”... siempre y cuando el parque de este tipo de vehículos sea lo suficientemente grande, circunstancia que hoy por hoy no se produce. En esa misma línea, un portavoz de Iberdrola indica que “la investigación actual se centra en almacenar energía eólica utilizando grandes baterías”.

Proyecto Western Link, que conectará Escocia con Inglaterra bajo el mar.

Así las cosas, la segunda de las opciones es acelerar el desarrollo y mejora de la actual red nacional de distribución, equilibrando la velocidad a la que se construyen parques eólicos con el transporte de la energía que producen. National Grid, en estrecha colaboración con otra de las filiales de Iberdrola, trabajan por ejemplo en el tendido de un cable submarino que comunique Escocia con Inglaterra, el Western Link, para el que sólo el año pasado se adjudicaron obras a Siemens y Prysmian por valor de 1.000 millones de libras (1,17 millones de euros). Este nivel de inversiones es precisamente es una de las razones con las que el portavoz de Iberdrola justifica la subida de sus tarifas: “las compañías necesitan ser rentables, si no será imposible llevar a cabo las importantes inversiones que el mismo gobierno británico estima para construir nuevas plantas de energía en el país”.

Por otro lado, fuentes de la National Grid ven una tercera posibilidad de aprovechamiento del excedente energético: “la mejora de la interconexión con el continente Europeo y, así, poder exportar todo ese superávit de energía”, surgiendo así el recelo por parte de asociaciones de consumidores: ¿se primará este negocio, más rentable que el de mejora de la red nacional que en teoría vendría acompañamiento de un abaratamiento del coste final de electricidad como consecuencia de que ya no se desperdicia nada?

Y mientras llega la respuesta, llegó la primavera a Reino Unido, con máximas de 2ºC y mínimas de 0ºC en Londres.