Mecanismos regulatorios de defensa del medio ambiente en el sistema eléctrico. L.J. Sánchez de Tembleque

Ref.: DT 002/97

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MECANISMOS REGULATORIOS DE DEFENSA DEL MEDIO AMBIENTE EN EL SISTEMA ELÉCTRICO

Subdirector de Regulaciones Especiales y Liquidaciones Comisión del Sistema Eléctrico Nacional Septiembre de 1997

NOTA: Las opiniones vertidas son particulares y no de la CSEN, ya que este Organismo se expresa exclusivamente a través de decisiones de su Consejo de Administración.

1.

INTRODUCCIÓN

La energía, y como caso particular la electricidad, es parte de la actividad económica y de la vida social. Las actividades de generación, transporte, distribución y consumo de electricidad afectan tanto a los operadores económicos como al conjunto de la sociedad, y en especial al medio ambiente donde aquéllas se desarrollan. En particular, el sector eléctrico es el responsable del 90% de las emisiones de dióxido de azufre (SO2) y de óxidos de nitrógeno (NOx) procedentes de las Grandes Instalaciones de Combustión en España. Además, aporta el 25% de las emisiones totales de dióxido de carbono (CO2) y es responsable de la mayor parte de los residuos radiactivos producidos. Sin embargo, el precio de la electricidad no recoge actualmente la totalidad de los costes ambientales. Los precios, por tanto, no informan del verdadero coste social de las actividades del sistema eléctrico, por lo que pueden darse asignaciones ineficientes de recursos ya que no se repercute este coste sobre los agentes que contaminan, ya sea suministrando o consumiendo energía eléctrica, sino sobre la sociedad en su conjunto. Para conseguir esta asignación eficiente, es preciso internalizar los costes ambientales en el precio de la electricidad. De esta forma se podrán analizar sobre una misma base las ventajas e inconvenientes que presentan distintas opciones energéticas. Desafortunadamente, esta tarea tropieza con una seria dificultad, pues existe una gran incertidumbre en la cuantificación de estos costes, así como una escasa experiencia de mecanismos regulatorios que permitan su incorporación, de forma completa, a este precio. Por ello, este proceso de internalización, que es el objetivo que debe tomarse conceptualmente como referencia, hay que acometerlo con gradualidad y prudencia. En un entorno liberalizado, donde las actividades de generación y comercialización pueden ejercerse en competencia, la regulación económica debe tratar de paliar los fallos del incipiente mercado, referidos a la ausencia de información homogénea y a la no consideración de los costes sociales, entre los que se encuentran los medioambientales. Paliando en lo posible estos fallos del mercado, se contribuye de forma efectiva a la protección del medio ambiente. 2. LA PROTECCIÓN MEDIOAMBIENTAL EN LA REGULACIÓN ACTUAL

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parte de los costes asociados al medio ambiente. Se trata de costes incurridos en la reducción de los impactos ambientales, por lo que se trata de costes explícitos y reconocidos. Lo anterior incluye inversiones en equipos para la reducción y difusión de contaminantes atmosféricos, para la depuración de aguas, para la eliminación de residuos nucleares, en sistemas de seguridad de las centrales nucleares, etc., y de gastos operativos como combustibles menos contaminantes, caliza para la reducción de emisiones, aditivos, etc. En el sistema eléctrico español, y ésta es una característica peculiar del mismo, si se aplica el despacho económico sin más en la situación actual de precios relativos de los combustibles tratando de alcanzar el óptimo económico, aproximadamente, se obtiene también la minimización de las emisiones de contaminantes. La explicación es que los carbones nacionales son más caros y contaminantes que los carbones importados, por lo que en el despacho se seleccionarían estos últimos. Por el contrario, al introducir en la explotación la restricción de política energética de consumir como mínimo una determinada cantidad de carbones nacionales, se produce un sobrecoste de combustible y unas mayores emisiones de SO2. En estas condiciones la explotación del sistema eléctrico debe tratar de alcanzar el óptimo económico compatible con la restricción de política energética, tendiendo también en general hacia el óptimo energético y medioambiental sujeto a la citada restricción, aunque no es siempre el caso. Hasta el momento, los mecanismos de protección del medio ambiente se han instrumentado como restricciones de explotación, pudiéndose enumerar las siguientes: 1. Estándares de calidad ambiental (niveles de inmisión). 2. Estándares de emisión: límites individuales e índice de 3. Regulación de la calidad (combustibles líquidos, carbón importado, coque de petróleo, etc.) y de la utilización del combustible (mezclas carbón nacional/importado, gas natural, fuel BIA, etc.).

Todas estas restricciones están presentes directa o indirectamente en la explotación actual de sistema. Se han instrumentado generalmente a través de licencias de explotación o como resultado de procesos judiciales. Conllevan de forma implícita el coste de reducción del impacto ambiental, aunque

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principios de objetividad, transparencia, y no discriminación. Se vienen empleando, asimismo, algunos instrumentos económicos que favorecen la reducción de los impactos ambientales, como la sobrevaloración que ofrecen las fórmulas de precio de los carbones nacionales a los menores contenidos de azufre, incentivando el lavado de los mismos. Los incentivos retributivos derivados de los costes estándares (consumos específicos estándares), contribuyen generalmente a la mejora medioambiental en la medida en que se orientan hacia la eficiencia energética. Cuando en el futuro marco de competencia se oferten kWh, este incentivo continuará o incluso aumentará, porque las empresas tratarán de alcanzar su máxima eficiencia energética y económica reduciendo los costes medios de producción de sus centrales. Paralelamente a la aplicación de las medidas descritas, se han desarrollado Planes Energéticos Nacionales como manifestación de las políticas energéticas de los sucesivos gobiernos. En el PEN 1991-2000 se fijan explícitamente objetivos medioambientales más exigentes que las cuotas o topes de emisión globales establecidas para España por la Directiva 88/609/CEE.

3. EL PROYECTO DE LEY DEL SECTOR ELÉCTRICO DESDE EL PUNTO DE VISTA MEDIOAMBIENTAL Al igual que en la LOSEN, en el Proyecto de Ley del Sector Eléctrico se establece la obligación de incluir en las cuentas anuales de las empresas la información relativa a las actuaciones empresariales con incidencia sobre el medio ambiente (Art. 20), con el objetivo de integrar progresivamente los criterios de preservación del entorno en los procesos de decisión económica de las empresas. Asimismo el Proyecto de Ley (Art. 4) incluye, entre los criterios que deben informar la planificación indicativa, a la protección medioambiental. Una de las principales funciones de esta planificación indicativa ha de ser el de establecer líneas de actuación económicamente eficientes atendiendo al impacto sobre el medio ambiente. En esta planificación se podrían utilizar unas valoraciones monetarias de los contaminantes, que sirviesen para establecer el ranking de alternativas de generación y de demanda. Esto permitiría una promoción con criterios de eficiencia económica de las energías renovables (Título IV.

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Junto a estos mecanismos, en el Proyecto de Ley existen otros no menos importantes que implican conjuntamente a la regulación económica y ambiental, como son la introducción de la actividad de comercialización (Título VIII. Capítulo I) con la transmisión de precios reales a los consumidores, y la promoción de servicios energéticos o el incremento de la información a los consumidores (Artículo 17.4 Tarifas eléctricas). Además, el Proyecto de Ley otorga al Gobierno la capacidad de intervenir temporalmente en el mercado mayorista por razones de cumplimiento de los compromisos internacionales - entre ellos los medioambientales - de los que España forma parte, pudiendo imponer un despacho ambiental (Artículo 10), y la facultad de determinar las tarifas y peajes, con lo que puede establecer recargos para financiar las energías limpias o los programas de gestión de la

Sin perjuicio de lo anterior, el Gobierno, por medio de otras regulaciones, siempre podrá imponer tasas a las emisiones, a las energías primarias o a la electricidad; podrá imponer también medidas para la captura del CO2 (como es la reforestación); podrá imponer estándares más restrictivos para las emisiones, las inmisiones, las tecnologías o la calidad de los combustibles. La suma de todas estas actuaciones conduce a la internalización progresiva de los costes sociales de tipo medioambiental.

4. LA PROTECCIÓN MEDIOAMBIENTAL EN LA TRANSICIÓN A LA COMPETENCIA: SUGERENCIAS DE MEJORA DEL PROYECTO DE LEY. 4. 1. La planificación indicativa de las actividades liberalizadas En primer lugar, la planificación debería utilizarse como un servicio a los agentes participantes en el mercado, por el que se les proporcione una información homogénea de las posibilidades a medio y largo plazo, y que por sus propios medios no podrían obtener o la obtendrían con un elevado coste. De esta forma, la planificación se convierte en un elemento dinamizador del mercado, contribuyendo a paliar el posible fallo de la falta de información.

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del Estado para detectar los costes y beneficios sociales que el mercado no alcanza a ver. A partir de los resultados de la planificación indicativa, y si el mercado no da las respuestas suficientes, el Estado podrá analizar las consecuencias a medio y largo plazo de los instrumentos e incentivos que, en un momento dado, pueda querer adoptar respecto a aspectos como la seguridad de suministro, el autoabastecimiento, la diversificación energética, la mejora de la eficiencia, la I+D y la protección del medio ambiente. Para obtener resultados eficientes, es preciso que en la planificación indicativa se pongan en el mismo plano de decisión tanto las opciones de oferta como de demanda, valoradas ambas sobre sus costes totales (privados y sociales). Se propone, en definitiva, que la planificación indicativa pueda constituir una planificación integrada de recursos. Este instrumento se ha utilizado ampliamente en marcos regulatorios tradicionales para integrar en la planificación a las opciones de demanda y, en la medida de lo posible, los costes de impacto ambiental. La planificación integrada de recursos también se está utilizando en países con sistemas eléctricos liberalizados o en procesos de liberalización, como son EE.UU., Canadá o Australia, en la misma línea de identificar, y así poder promover, las opciones de cualquier tipo más eficientes económicamente con una valoración integral de sus costes. En definitiva, el Estado debe conservar la herramienta de la planificación para detectar los costes y beneficios sociales que el mercado no alcanza a ver. La regulación económica debe tratar que el mercado incluya tanto los bienes privados como los sociales, con el fin de que se adopten decisiones eficientes. Por consiguiente, también en un entorno de libre competencia es preciso un esfuerzo planificador global por parte del regulador. En el establecimiento de incentivos, sobre la base de cargos universales en la tarifa eléctrica que debe pagar el consumidor, será preciso definir cuál va a ser el nivel de financiación requerido a nivel global para atender los objetivos de política pública (de orden económico, energético, medioambiental, I+D, etc.). Además de lo anterior será necesario establecer el reparto de financiación entre programas de desarrollo de energías renovables, eficiencia energética y programas de gestión de la demanda. Las herramientas para ello, previstas en el Proyecto de Ley son dos: el establecimiento de las tarifas eléctricas por parte del Gobierno y el ejercicio de la planificación indicativa, por parte del Estado, con la colaboración de las CC.AA.

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En EE.UU. o en Inglaterra y Gales, por ejemplo, existen unos recargos al consumo de energía eléctrica para estos fines: “ Non Bypassable System Benefits Charge” y “ Non Fossil Fuel Obligation” , respectivamente. En los países donde existen tasas a las emisiones de CO2, SO2, NOx, o tasas a la energía, emplean estos impuestos con carácter finalista.

4.2.

La producción en régimen especial

Experiencias en sistemas liberalizados. En los países con sistemas eléctricos liberalizados o en proceso de liberalización, se incentiva las energías renovables y la cogeneración para disminuir o estabilizar sus emisiones de CO2, diversificar sus fuentes energéticas, consumir recursos autóctonos, o promover el desarrollo regional. Los instrumentos de promoción que se barajan son: • Selección de alternativas a partir de la planificación integrada de recursos (EE.UU., Canadá o Australia) • “ Portfolio” o porcentaje mínimo de energías renovables (EE.UU., Canadá o Australia) • “ Green pricing” o tarifa verde (EE.UU. o Canadá) • Financiación (EE.UU., Canadá, Australia, Suecia, Noruega o R.U.) • Información (EE.UU., Canadá, Noruega o R.U.) Tal como señala el libro verde de la Comisión de la U.E., son varias las razones por las que deben fomentarse las fuentes de energía renovables. Su desarrollo corre parejo con el objetivo de proteger el medio ambiente y reducir las emisiones de CO2 a nivel global, y los precursores del ozono, partículas y metales tóxicos a nivel regional. Las fuentes renovables son fuentes de energía autóctonas y pueden contribuir así a reducir la dependencia de las importaciones energéticas y a estabilizar los precios. Asimismo, el desarrollo de las fuentes de energía renovables puede contribuir activamente a la

Producción en Régimen Especial y en Régimen Ordinario. Ya en la LOSEN se establece la Producción en Régimen Especial diferenciadamente del Régimen Ordinario, para promocionar la primera como consecuencia de una serie de razones de carácter medioambiental, de ahorro

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de instalaciones por los siguientes conceptos: a) Su capacidad de “ autodespacho” , es decir, la posibilidad de que viertan al sistema su producción o adquieran su demanda sin someterse a los mecanismos de precedencia económica que se hayan establecido. El sistema eléctrico se obliga a adquirir sus excedentes de energía y los productores de este Régimen reciben el precio que se determine en el mercado. b) La recepción de ayudas económicas - bien mediante primas o bien mediante otros mecanismos económicos que se determinen - que se sumarán al precio de mercado (determinado por su componente horario, diario, etc.). c) Las dos características anteriores justifican el hecho de que exista un procedimiento administrativo de autorización para hacerse acreedor a las ayudas económicas (a diferencia del resto de instalaciones de generación en que la CSEN propugna la supresión de la autorización administrativa previa, al desarrollarse en un régimen liberado). d) El carácter regulado de las ayudas, en base a una serie de requerimientos específicos que deben cumplir las instalaciones, hace que deba definirse un procedimiento de inspección y sanción apropiado.

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cuidarse la temporalidad de este apoyo, sobre todo, una vez que se analiza el ritmo de crecimiento de estas tecnologías en los últimos años y el alcance actual de su potencia instalada (más de la mitad de la potencia de régimen especial). La determinación de las ayudas. El apoyo a determinadas tecnologías de generación, que permite la creación de un Régimen económico y administrativo Especial, debería realizarse mediante el proceso siguiente: a) Establecimiento de los criterios que deben sustentar la promoción de determinadas tecnologías (medioambientales, de ahorro y eficiencia energética, de nivel de tensión en el que se produce la conexión, del coste de los desarrollos tecnológicos, del período de maduración de la inversión, etc.). Estos criterios son los que van a servir para determinar los costes y beneficios sociales de cada uno de los procesos de generación de electricidad. Esta determinación debería hacerse mediante procedimientos analíticos objetivos en forma cuantitativa, o en su defecto, en forma cualitativa. b) Una vez determinados los costes y beneficios sociales, se deben fijar los grupos y subgrupos de tecnologías a los que se destinarán las medidas de fomento. Por ello, esta clasificación, a nivel de Ley, debería ser muy genérica, del tipo de: 1) Renovables (los subgrupos dentro de esta categoría podrían ser la minihidráulica, eólica, solar, biomasa de cultivo energético, etc.; 2) Residuos (con subgrupos de

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producciones eficientes (para dar cabida a las celdas de combustible, por ejemplo). c) Determinación de los procedimientos para el cálculo de las potencias máximas que podrán ser incentivadas dentro de cada categoría y, con ello, obtención del monto de las ayudas máximas correspondientes. La Planificación Indicativa, entendida como una planificación integrada de recursos que sitúa en el mismo plano las opciones de oferta y demanda, y todas ellas con sus costes y beneficios sociales, podría establecer este marco general de máximos. Sin embargo, en una primera etapa, se podría omitir este apartado, que debería funcionar siempre como “ red de seguridad” . d) Una vez que se dispone de la potencia máxima a incentivar, se deberá realizar la simulación del expediente de tarifa, a nivel plurianual, para determinar las disponibilidades económicas que efectivamente se podrán otorgar en conceptos de ayudas. e) Finalmente, se deben establecer los mecanismos de promoción que permitan concretar las potencias surgidas de la planificación indicativa. Estos mecanismos son numerosos y no mutuamente excluyentes. Por ejemplo: 1) Primas sobre los precios del mercado otorgadas de forma fija (como en la regulación actual), o en base a procedimientos concurrenciales; 2) Establecimiento de un porcentaje mínimo de energías incentivables dentro de la cartera de producción de cada productor o de venta de cada comercializador; 3) Información al consumidor; 4) Establecimiento de tarifas verdes; 5) etc. Sugerencias de mejora del Proyecto de Ley Respecto al texto del Proyecto de Ley, pueden hacerse las siguientes propuestas de mejora: a) Se consideran de régimen especial las instalaciones de energías renovables (minihidráulica, eólica y otras), biocarburantes, residuos no renovables y los autoproductores con instalaciones de elevado rendimiento, todas ellas con unas ciertas limitaciones de potencia que en principio parecen adecuadas (inferiores a 50 MW instalados, salvo la minihidráulica que se limita a 10 MW). En todo este colectivo se incluye aparte de las renovables, instalaciones que consumen

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residuos no renovables e incluso, instalaciones termoeléctricas de elevado rendimiento (cogeneración y otras), que, aun presentando ventajas de eficiencia energética, no presentan las ventajas de las energías renovables pero que sin embargo, no contemplan a las pilas de combustible, por ejemplo. Por ello, con el fin de obtener un marco jurídico más flexible y abierto, se debería efectuar una clasificación muy genérica, en función de la energía primaria utilizada, renovables o residuos, o sobre las instalaciones de producción eficientes, y sobre la autoproducción termoeléctrica mediante cogeneración u otras tecnologías termoeléctricas de elevado rendimiento. b) El Proyecto de Ley establece como criterios para la determinación de las primas los siguientes: 1) el nivel de tensión de entrega a la red, 2) la contribución efectiva a la mejora del medio ambiente, 3) el ahorro de energía primaria, 4) la eficiencia energética y 5) los costes de inversión. Como la mayor ventaja de las energías renovables es su contribución a la mejora del medio ambiente este criterio sobre el resto, si lo que de verdad se quiere primordialmente es promocionar este tipo de energías. Estos criterios deberán utilizarse para la determinación de los costes y beneficios sociales de las distintas tecnologías de generación, bien en forma cuantitativa (mediante procedimientos analíticos más menos precisos) o bien en forma cualitativa. c) Aparte de los criterios que ofrece el Proyecto de Ley para la determinación de las primas, se debería indicar que entre los procedimientos de cálculo podrá utilizarse la planificación indicativa con las características de la que se propone en este epígrafe, es decir, poniendo en el mismo plano las opciones de oferta y demanda y considerando conjuntamente los costes privados y los sociales. Se trata, pues, de un mecanismo eficiente para la determinación de la potencia máxima o del montante máximo que podría otorgarse en forma de primas o instrumentos económicos equivalentes que puedan corresponder a la generación en régimen especial. Las señales de esta planificación indicativa se deberían llevar a la práctica cuando sea posible, mediante sistemas concurrenciales respecto a la concesión de las primas. d) Parece adecuado que no se limite la percepción de primas de las energías renovables a la potencia de 50 MW, con la excepción de la minihidráulica, pero se deberá cuidar en el desarrollo de la Ley, o en el

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medioambientales y tecnológicos que deban adoptarse acerca de las primas a la producción con residuos no renovables, considerando que: • No se debería efectuar una transferencia de rentas desde el sector eléctrico a otros sectores de los que proceden los subproductos. • No se debe ir, en este caso, más allá del Protocolo, en el que las primas se limitan a instalaciones de potencia inferior a 50 MW. • El incremento de las subvenciones al carbón y al régimen especial, presiona en contra de la reducción de precios y por tanto, de la elegibilidad efectiva de los consumidores. • Los residuos no renovables no tienen las virtudes (medioambientales, combustibles autóctonos, etc.) de las energías renovables. En concreto, determinadas regulaciones medioambientales han provocado que ciertos contaminantes se concentren en los residuos procedentes del refino o del lavado de carbones. No tiene sentido subvencionar ahora la combustión de estos residuos, a no ser que ésta se realice de forma idónea desde el punto de vista medioambiental. No obstante, el procedimiento propuesto para la determinación de las ayudas a otorgar, determinará las ventajas efectivas de la generación con residuos en términos de coste/beneficio social, y de la planificación indicativa se obtendrá el nivel máximo de promoción que deba efectuarse. e) Las primas se deben otorgar para un horizonte tal, que ofrezcan la adecuada estabilidad financiera a los productores, teniendo siempre en cuenta el límite de crecimiento del régimen especial determinado por la planificación. f) No se deberían cerrar a nivel de Ley otras posibilidades de promoción de las energías renovables aparte de las primas, por lo que se debería permitir también la utilización de otro tipo de instrumentos económicos equivalentes a ellas y que en el futuro se puedan desarrollar. g) También deberían caber en el Proyecto de Ley, otro tipo de actuaciones respecto a la promoción de las energías renovables y de las fuentes de generación eficientes como son: la al consumidor y la posibilidad de aplicar tarifas verdes voluntarias.

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h) Se deberían minimizar las obligaciones de las instalaciones de producción en Régimen Especial puesto que deberán estar establecidas en las autorizaciones previas, y se debería dejar abierta , por su complejidad y casuística. Ambos aspectos están incluidos en el

i) El Proyecto de Ley otorga al Gobierno la capacidad temporal de intervenir en el mercado y de suprimir los derechos de la producción en Régimen Especial para preservar la garantía de suministro. Asimismo, se podrán suprimir estos derechos en función de “ las condiciones del mercado” . El Proyecto de Ley debería ser más explícito en este punto, otorgando al Gobierno la facultad de suprimir del sistema. j) Como ya se ha indicado, el Proyecto de Ley trata de la misma forma las energías renovables y la cogeneración e instalaciones de elevado rendimiento, con la particularidad de limitar el período de devengo de las primas en este último colectivo. En la Disposición Transitoria octava se determina el régimen transitorio para el devengo de primas a estas tecnologías: un máximo de 10 años para potencias iguales o inferiores a 25 MW. Sin embargo, no se establecen suficientes criterios para la determinación de las primas o mecanismos equivalentes. Por otra parte, en dicha disposición se ofrece un régimen transitorio máximo de cinco años, de carácter voluntario para las instalaciones de producción de energía eléctrica que a la entrada en vigor de la Ley estuvieran acogidas al régimen de explotación previsto en el Real Decreto 2366/1994. 4.3.

Los programas de gestión de la demanda

Experiencias en sistemas liberalizados. En los países en procesos de liberalización, se observa una clara tendencia programas de eficiencia y de ahorro energético, ya que además de considerarse una ventaja social desde el punto de vista ambiental, supone una mejora de la eficiencia energética del país.

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• Selección de alternativas a partir de la planificación integrada de recursos (EE.UU. o Australia). • Comercialización: servicios energéticos e información al consumidor (EE.UU., Canadá, Australia o Noruega). • Subvenciones a fabricantes (EE.UU., Canadá, Australia, Suecia, Noruega o R.U.). • Estándares de calidad (Nueva Zelanda, Australia, Suecia, Noruega o R.U). • Información del mix de generación y de las emisiones asociadas (California). • Diseño de tarifa más eficiente (British Columbia). Actuaciones de protección del medio ambiente desde el lado de la demanda. El mecanismo básico de gestión de la demanda es de precio real al consumidor. En la actualidad, este precio refleja costes de carácter privado, aunque se tiende también a incluir tímidamente los costes sociales. Sin embargo, dada la difícil determinación de estos últimos se hace incierta su internalización. No obstante, cabe una primera actuación, como se va a realizar en California a partir del próximo año, en el sentido de proporcionar a los consumidores información acerca de los impactos en el medio ambiente de la energía que consumen, incluyendo en la facturación a los consumidores, además de los precios de la energía consumida (coste privado), el “ mix” de producción que se ha empleado para generarla y las emisiones que han producido (señal indirecta del coste social). Una vez definido este principio, junto a esa propuesta concreta, a continuación se analizan posibles actuaciones de protección del medio ambiente que se deberían promocionar. Varias de ellas están contempladas en el Proyecto de Ley: a) Una estructura tarifaria adaptada a los costes reales, con sistemas de medición de energía adecuados y de comunicación de las señales de precio en tiempo real. Con ello los consumidores, elegibles o no, podrían efectuar una buena gestión de su demanda, favoreciendo además la eficiencia en el consumo y el ahorro energético. En este sentido, parece adecuado subvencionar en una primera etapa, los equipos de medida y de comunicación, tanto centrales como los de determinados consumidores “ piloto” .

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b) Un correcto diseño de los comercializadores, para dar la posibilidad de agrupar a clientes actualmente cautivos, favoreciendo el establecimiento de contratos bilaterales. Así, se daría la oportunidad también de repercutir los costes reales, incentivándose la información a los consumidores y la eficiencia en el consumo. Con ello se acabarían por constituir las comercializadoras en empresas de servicios energéticos. En este contexto todos ganarían: las empresas ampliarían su campo de actuación, los consumidores verían reducida su facturación, y la sociedad y el medio ambiente mejorarían su situación por el consumo más eficiente y por la disminución de pérdidas. El único que perdería sería el despilfarro. Por ello, sería deseable, en una primera etapa, promocionar el asesoramiento a los consumidores domésticos y las PYMES para que orienten sus pautas de comportamiento hacia el ahorro. c) Las subvenciones para disminuir las barreras de entrada de determinados desarrollos y nuevas tecnologías de ahorro y de uso eficaz de la energía. Las líneas de actuación deberían seleccionarse en base a una evaluación global utilizando la planificación indicativa. Con ello se promocionará como en la actividad la iluminación eficiente, los reguladores eléctricos de velocidad de los motores y las bombas de calor. Se dejarían de promocionar los programas que pueden gestionarse en el mercado, por ejemplo, acumuladores (según el precio del mercado). d) Las compras voluntarias de energía por parte de los consumidores a precios superiores a los del mercado competitivo. Con ello, se posibilitaría la financiación de renovables (tarifa verde). e) En otro orden de cosas y simultáneamente, se deberían impulsar otros mecanismos: • Programas de formación (colegios y asociaciones de consumidores) e información (publicidad favorable al ahorro y eficiencia energética). • Respuestas negociadas entre los sujetos del sistema o entre éstos y las Administraciones.

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Combustibles. 1997.- Subdirector de Regulaciones Especiales y Liquidaciones de la Dirección de Regulación de la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional (CSEN). 1996.- Subdirector de Medio Ambiente de la Dirección Técnica de la CSEN.

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1995 - 1989.- Subdirector del Departamento de Compensaciones de OFICO. 1985 - 1988.- Jefe del Área de Combustibles y Medio Ambiente de OFICO. 1983 - 1984.- Ingeniero de proyecto en INYPSA. Análisis de tuberías y soportes de la central nuclear de Ascó.

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