TÍTULO DE LA COMUNICACIÓN: La energía eólica y el cambio de modelo energético en Galicia. Un enfoque normativo y económico.

AUTOR 1: Pedro Varela Vázquez Email: [email protected] AUTOR 2: María del Carmen Sánchez Carreira Email: [email protected] DEPARTAMENTO: Economía Aplicada UNIVERSIDAD: Santiago de Compostela (España) ÁREA TEMÁTICA: Energía, sostenibilidad, recursos naturales y medio ambiente

RESUMEN: En el ámbito energético las economías industrializadas se enfrentan a una serie de problemas de diferente índole como el medioambiental o la dependencia energética. Galicia no es una excepción, puesto que con un sector energético históricamente más importante en términos relativos que la media española, y su carácter extravertido, lo convierten en objeto de análisis por sus implicaciones en el desarrollo económico de la región. En este trabajo, se pretende analizar la evolución del sector y el marco normativo eólico -como elemento incentivador o inhibidor del desarrollo de esta tecnología y sus efectos en la economía- en Galicia por ser la energía renovable con mayor potencia instalada, mayor aporte al balance energético y mayor rentabilidad relativa en comparación con otras renovables, siendo, en definitiva, una de las claves para el cambio del modelo energético. En este sentido, se caracterizará el sector energético gallego, con especial interés por el desarrollo de la energía eólica, mediante los balances energéticos del Instituto Enerxético de Galicia (INEGA) y fuentes secundarias como el Instituto Galego de Estatística (IGE) e Instituto Nacional de Estadística (INE) para, posteriormente, analizar el marco normativo eólico y los planes empresariales eólicos a nivel autonómico.

PALABRAS CLAVE: Sector energético, Galicia, energía eólica, balance energético, marco normativo, efectos de arrastre

1. Introducción En la actualidad, la política energética gana terreno dentro de las agendas de la economía nacional, al cobrar gran interés el debate de la sostenibilidad medioambiental y económica de los modelos energéticos vigentes hasta el momento. Esta controversia no es baladí, puesto que las economías modernas se sustentan en el consumo masivo de combustibles fósiles, lo que conlleva la emisión de gases contaminantes y, en el caso de la mayoría de economías europeas, la importación de esta energía primaria que produce un efecto muy negativo en las balanzas comerciales de los países. Además del drenaje continuo de recursos hacia los países productores, esta situación hace pender de un hilo a los sistemas productivos nacionales, como se pudo apreciar en las crisis del petróleo de 1973 y 1979, puesto que la energía es un insumo primordial y estratégico. Por lo tanto, el problema deja de ser únicamente medioambiental, y se convierte en transversal, afectando a temas como la seguridad nacional. Galicia no es una excepción, puesto que depende en gran medida, como en el caso de España, de las importaciones de energía primaria, y sólo presenta datos más positivos en el campo de la dependencia energética debido a que juega el rol histórico de exportador neto de energía final dentro del Estado Español y posee, relativamente, mayor potencia instalada de energías renovables (fundamentalmente eólica). En este sentido, incentivar a las energías renovables para solucionar estos dilemas se convierte en política de Estado. De esta forma, los objetivos no sólo deben alcanzar una cota de potencia instalada o producción, sino que, en añadidura, es posible crear un tejido productivo y un empleo asociado de calidad y de alto valor añadido ligado al desarrollo de estas tecnologías. En definitiva, se trata de cambiar el modelo energético y que más agentes sociales y áreas se puedan beneficiar del empuje de las energías renovables. En este punto, en Galicia cobra gran importancia el marco normativo en el que se desenvuelve la energía eólica por ser la energía renovable con mayor potencia instalada y aporte al balance energético. La normativa funciona como una herramienta incentivadora o inhibidora del crecimiento de la energía eólica y de sus efectos positivos en la economía productiva de la Comunidad Autónoma de Galicia. La planificación eólica y sus requisitos técnicos y financieros son elementos centrales en los que gira, y girará, el desarrollo de esta tecnología y de muchas áreas de esta Comunidad Autónoma.

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2. Panorama energético gallego. 2.1. Balanza energética y la situación estructural del sector en el periodo 20002008. A modo de introducción en el sector energético gallego resulta muy esclarecedor analizar la importancia relativa del sector energético en las economías gallega y española para observar las primeras diferencias. De esta forma, en el Gráfico 1 se observa el peso que tiene dicho sector en la economía de Galicia y para el total del Estado Español en puntos porcentuales del PIB de cada economía. En este instante, se puede apreciar la importancia significativa que tiene el sector en la sociedad gallega, puesto que en la actualidad representa un punto porcentual más que en España. Sin embargo, esta evolución fue decreciente en todo el período, pasando del 4,19% del PIB gallego (en España alcanzaba el valor de 2,36%) hasta el 3,32%. 4,25 4,05 3,85 3,65 3,45 3,25 3,05 2,85 2,65 2,45 2,25

Galicia España

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Gráfico 1. Evolución del peso del sector energético en la economía gallega y española (medido en porcentaje del PIB1). Fuente: elaboración propia a partir de los datos del INE e IGE.

Este mayor peso relativo del sector energético en la economía gallega muestra que no sólo tiene la función de abastecer a la economía regional, sino que provee, en gran medida, a la economía española como se podrá ver en el análisis de los balances energéticos de Galicia y de la importancia relativas de las exportaciones energéticas al resto del Estado Español. 2.1.1. Origen de la energía primaria. En este sentido, el primer paso para un análisis detallado del sector energético consiste en el estudio del origen de las fuentes de energía primaria que es el conjunto de combustibles primarios (carbón, petróleo, gas, agua, viento y demás captación de

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Para la elaboración del Gráfico 1 se tomaron los PIB corrientes a precios de mercado de Galicia y de España (base 2000), del sector energético y del total de la economía, para luego deflactarlos por los IPC correspondientes (base 2006, serie enero 2002). Finalmente, se calculó el porcentaje del PIB total que le corresponde al sector energético.

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energía renovable) que luego se usan para la obtención de electricidad, calor, biocombustibles, productos petrolíferos y el resto de energía disponible. Este punto cobra gran importancia, puesto que existe, en general, una idea falsa en el imaginario colectivo gallego de que Galicia es excedentaria en cuanto a la energía primaria. Muy lejos de la realidad, puesto que como se comprueba en el Gráfico 2, existe una amplia brecha entre los combustibles primarios importados y los autóctonos, lo que implica la primera evidencia del sector: la alta dependencia exterior para atender las necesidades energéticas de la comunidad y de parte del Estado Español. En esta línea, la tendencia al autoabastecimiento se reduce con el paso del tiempo, derivado, fundamentalmente, por el agotamiento, y cambio por motivos medioambientales, de la fuente primaria autóctona que fue fundamental para Galicia hasta 2008: el lignito. Las energías renovables, en estos momentos, no son capaces de cubrir el hueco dejado por el carbón gallego. 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0

Total

2008

2007

2006

2005

Importada

2004

2003

2001

2002

2000

Autóctona

Gráfico 2. Evolución de las fuentes de origen de la energía primaria (en ktep2). Fuente: elaboración propia a partir de datos de los Balances Energéticos de Galicia, años 2000 - 2008; Instituto Energético de Galicia (INEGA).

En cuanto a las importaciones de energía primaria tenemos que señalar la posición dominante del petróleo, pues fue hegemónica, durante todo el período analizado, con una participación del 66,85% en el año 2008 (como se muestra en la Tabla 1). El gas natural (con un alto crecimiento presente y futuro, en detrimento de las importaciones de carbón) alcanza la segunda posición con una porción del 16,54% para el mismo año y, por outra parte, el carbón se queda con el 16%. FUENTE DE ENERGÍA

KTEP

PRIMARIA

2

PORCENTAJE SOBRE EL TOTAL

Se define la tonelada equivalente de petróleo (tep) como la energía equivalente a la producida en la

combustión de una tonelada de petróleo con un poder calorífico de 10000 kcal/kg. También como

107 kcal (41,868 GJ). [Fuente: balances energéticos de 2001 y 2000. INEGA].

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Petróleo

7337

66,85

Carbón

1755

15,99

Gas Natural

1816

16,54

Biocombustibles

67,1

0,61

Total

10.975

100

Tabla 1. Estructura de la energía primaria importada en Galicia en el año 2008. Fuente: elaboración propia a partir del Balance Energético de Galicia del año 2008 (INEGA).

Si en el caso de las importaciones el panorama es estático, salvo el crecimiento relativo del gas natural a costa del carbón, se comprueba que la estructura de la energía primaria autóctona cambió completamente entre el 2000 y el 2008 (Gráfico 3). De esta forma, en el año 2000 el carbón representaba algo más del 56% del total, seguido de la gran hidráulica con un 24%, la biomasa con un 8% y la energía eólica contaba con un exiguo 6%. Paralelamente, se aprecia que la energía primaria gallega se basaba fundamentalmente, en fuentes convencionales y que, en el caso del carbón, no renovable. No obstante, el panorama cambió sustancialmente cara a una base más fundamentada en las energías renovables debido al crecimiento de éstas y al agotamiento de las minas de lignito. Carbón Gran hidráulica 2% 35%

2%

Minihidráulica

24%

Biomasa Biocombustibles

3%

5%

RSU

25% 4%

Viento Otras fuentes

Gráfico 3. Origen de la energía primaria autóctona en Galicia, 2008 (en tanto por ciento). Fuente: elaboración propia a partir del Balance Energético de Galicia del año 2008. Instituto Energético de Galicia (INEGA).

Además, la energía eólica se convierte en la principal abastecedora superando a la suma de la gran hidráulica y minihidráulica independientemente de la pluviosidad del año. Por otra parte, la biomasa se convierte en la segunda fuente en importancia, superando a la gran hidráulica. El resto de fuentes de energía tienen una participación marginal como los biocombustibles, los residuos urbanos y las especificadas como “otras fuentes”, que

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abarcan la solar, biogás y otros residuos. El carbón, que apenas supera el 2% en el último año de análisis, desaparecerá como fuente de energía autóctona para el siguiente. 2.1.2. Consumo de energía disponible. Por otra parte, analizando el consumo gallego de energía disponible, diferenciamos tres clases: la primera es el consumo de energía eléctrica independientemente de su origen; la siguiente es el calor de congeración y combustibles para uso térmico y, por último, los productos petrolíferos para transporte, pesca, agricultura, minas y construcción. Nótese que uno de los usos de los productos petrolíferos es, además del transporte, la generación de electricidad o de calor, pero no se vuelve a contar para que no haya duplicidad.

Electricidad

43 38

Calor y combustibles de uso térmico

33

Productos petrolíferos y biocombustibles

28

20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08

23

Gráfico 4. Distribución del consumo energético en Galicia (en tanto por ciento). Fuente: elaboración propia a partir de datos de los Balances Energéticos de Galicia, años: 2000 - 2008; Instituto Energético de Galicia (INEGA).

De esta forma, analizando la evolución del consumo gallego de energía disponible desde el año 2000 hasta el 2008, encontramos una serie de patrones a lo largo del tiempo. El consumo de productos petrolíferos (añadiéndole los biocombustibles, que por legislación tienen que ir conjuntamente con los combustibles fósiles para transporte) se mantiene estable por encima del 40% en todo el período, excepto en el año 2001 y en los últimos dos años, perdiendo posiciones a favor del uso para calor, cayendo en 2008 hasta el 38,86%. Esta rúbrica es la más importante de las tres expuestas en el Gráfico 4, y, aunque pierda peso por el empuje del calor de congeración y el uso más generalizado de las calefacciones de gas natural y otras, sigue teniendo una importancia decisiva puesto que tiende a la estabilización pues la dependencia de las economías occidentales y, por supuesto de Galicia, del transporte terrestre privado es muy grande. Al contrario, los usos eléctricos de la energía disponible presentan cierta estabilidad sin apenas bajar del 25% en ningún año y sin superar el 27% alcanzado en el 2007, teniendo, en todo caso, la menor participación en todo el período.

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Para terminar con el epígrafe del consumo energético, es necesario comparar en una misma gráfica los incrementos anuales porcentuales del consumo energético y del PIB real (Gráfico 5). De esta forma, en los primeros cuatro años de análisis, se comprueba que la economía crece a mayor ritmo que el consumo energético (de media algo más de dos puntos porcentuales), por lo que para producir una unidad del PIB se utiliza menor energía que con anterioridad. Sin embargo, posteriormente sucede lo contrario: en el 2007 (en el verano de este año se empezó a percibir la crisis financiera), el consumo sube un 8,83% y el PIB real un 3,19%. Este desajuste es debido, en parte, a que las decisiones empresariales, rígidas a corto plazo, aún tenían en cuenta el contexto macroeconómico anterior al verano del 2007, que estaba caracterizado por una fuerte burbuja inmobiliaria (siendo el sector de la construcción muy intensivo en energía) y que la economía gallega estaba registrando cifras de crecimiento en torno al 4% anual. En el año siguiente, el consumo se redujo drásticamente hasta el 1,16% anual, por debajo del 2,87% que registró la economía. 9 8 7 6 Incremento anual del consumo

5 4

Incremento anual del PIB real

3 2 1 0 -1

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Gráfico 5. Comparación entre el incremento porcentual anual del consumo energético y del PIB real3 de Galicia. Fuente: elaboración propia a partir del INE, IGE e INEGA.

2.1.3. Exportaciones energéticas. Otro punto que es necesario estudiar por constituir una característica estructural del sector energético gallego, se refiere a las exportaciones energéticas que suponen una parte importante del total. Esta característica derivada de la gran capacidad de generación de Galicia (Doldán, 2008), provocó, históricamente, el establecimiento de industrias muy intensivas en el uso de este recurso. Primeramente, la capacidad generadora se derivó de la energía hidroeléctrica y, posteriormente, se sustentó en las centrales térmicas (Meirama, As Pontes y Sabón). En este sentido, en el Gráfico 6 se muestra el marcado carácter extravertido del sector energético gallego, puesto que en todo el periodo de análisis, el nivel de exportaciones energéticas se sitúa por encima de un tercio de toda la energía disponible en Galicia, 3

Para la elaboración del PIB real de Galicia se recompiló la serie estadística del PIB gallego a precios corrientes, deflactándola con el IPC base 2006 (serie enero 2002).

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alcanzando el 34,14% sobre el total, en 2008. Esta característica que no suelen poseer los sectores energéticos estatales (se diseñan, básicamente, para satisfacer las necesidades nacionales y sólo dedicando una pequeña fracción de la energía disponible a la exportación) es una característica distintiva de Galicia, debido al rol que desempeña, a nivel regional, en el mapa energético de España. 36,5 36 35,5 35 34,5 34

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

33,5 33

Gráfico 6. Evolución de las exportaciones sobre el total de la energía disponible en Galicia (en tanto por ciento). Fuente: elaboración propia a partir de datos de los Balances Energéticos de Galicia, años: 2000 - 2008; Instituto Energético de Galicia (INEGA).

2.2. El peso de la energía eólica en el Balance Energético de Galicia. En el Gráfico 7 se aprecia una imagen que relativiza, en la actualidad, la capacidad de la energía eólica, por si sola, de abastecer al sistema energético gallego de la suficiente energía primaria para competir contra los principales combustibles fósiles. De esta forma, en Galicia, que es una de las comunidades autónomas líderes en potencia instalada con el 21% del total, la energía eólica tiene una participación del 4,74% sobre el total de la energía primaria en el año 2008, aunque es bien cierto que el progreso, como se puede observar en la pendiente de la gráfica, es muy significativo ya que se parte en el año 2000 de un valor muy bajo: el 1,01%, es decir, más que se cuadriplicó el aporte de esta fuente (la de mayor crecimiento junto con el gas natural). Al mismo tiempo, su participación relativa viene dificultada por varios factores añadidos como pueden ser el aumento del consumo energético en la comunidad gallega y el creciente empuje de otras fuentes energéticas renovables o no renovables como el anteriormente citado caso del gas natural, que cubre el desfase entre consumo y producción provocado por el menor uso del carbón como fuente de energía primaria. Por lo tanto, son muy necesarias medidas encaminadas a potenciar e incentivar no sólo la energía eólica, sino un mix de energías renovables, capaz de sustentar un modelo energético sostenible económicamente y medioambientalmente.

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5 4 3 2 1

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

0

Gráfico 7. Participación de la energía eólica en el total de la energía primaria gallega (en tanto por ciento). Fuente: elaboración propia a partir de datos de los Balances Energéticos de Galicia, años: 2000 - 2008; Instituto Energético de Galicia (INEGA).

2.3. Indicadores de la situación estructural del sector energético gallego. Comparativa. 2.3.1. Tasa de autoabastecimiento. La tasa de autoabastecimiento se define como el porcentaje de la energía primaria que es autóctona. Consiste en una primera aproximación, aunque parcial, al problema de la dependencia energética –ligado con la seguridad nacional-, puesto que refleja en que medida depende el sector energético de las importaciones para abastecer su sector energético transformador (por ejemplo: refinerías, centrales térmicas, regasificadoras, etc.). No obstante, este índice sólo tiene en cuenta las importaciones netas de energía primaria, y no las energéticas totales, por lo que si una economía es importadora neta de energía primaria, pero exportadora de energía final, el efecto resultante dependerá de la magnitud de ambas variables. Por esto, es conveniente mostrar la tasa de autoabastecimiento por su influencia directa en la seguridad nacional como en el crecimiento económico, puesto que sin la oferta de inputs primarios es imposible satisfacer la demanda de los correspondientes outputs, es decir, ante una posible restricción a la importación de energía primaria (debido a la falta de divisas, conflictos internacionales, volatilidad del suministro y de los precios, etc.) también se contrae la potencial capacidad exportadora. Es, en definitiva, la primera restricción que se enfrenta el sector energético y, por derivación, la economía. En este sentido, la economía se enfrentaría a un problema por el lado de la oferta de inputs primarios, restringiendo la actividad económica y el nivel de exportaciones de productos energéticos y no energéticos. Esto se puede apreciar en el modelo de desequilibrio del PIB (Guisán, 2006): PIB  min( PIB d , PIB s1 , PIB s 2 ) ;

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En esta ecuación se aprecia como el PIB viene dado por el menor entre el referido por el lado de la demanda agregada ( PIB d ), de la oferta de inputs primarios en los que se incluye la energía ( PIB s1 ) y de la oferta de productos industriales, agrícolas y servicios ( PIB s 2 ) . Por lo tanto, la importancia del acceso, de una forma segura y a un precio razonable, a los recursos energéticos es de suma importancia. En este sentido, en el Gráfico 8 se muestra la evolución, para Galicia, España y la UE27, de la tasa de autoabastecimiento. De manera que Galicia y España tuvieron una tendencia muy semejante a lo largo del tiempo, pero en los dos últimos años, el sector energético gallego se caracterizó por un fuerte incremento relativo de las importaciones energéticas primarias frente a una cierta estabilización que disfrutó España alrededor del 20%. Este empeoramiento que sufre Galicia es debido al agotamiento de las minas de lignito pardo que abastecían a las centrales térmicas de Meirama y As Pontes. En el 2008, la tasa de autonomía de Galicia era del 13,80%, inferior al 19,81% de España y al 45,36% de la UE-27. Al mismo tiempo, se puede intuir que de no ser por el agotamiento de estas minas, Galicia registraría valores algo más positivos que el resto de España –alrededor de dos puntos porcentuales-, debido al aporte de las energías renovables al balance energético gallego, que es netamente superior que en el caso español. Ahora bien, estos registros son, en todos los casos, muy inferiores a los comunitarios por varias causas, que se explicarán con más detalle en el epígrafe de dependencia energética, como la mayor disponibilidad de recursos naturales en sus territorios o la implementación de políticas de ahorro energético. 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10

GALICIA ESPAÑA UE-27

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Gráfico 8. Tasa de autoabastecimiento de Galicia, España y UE-27 (en tanto por ciento). Fuente: elaboración propia a partir de Balances Energéticos de Galicia, años 2000-2008 (INEGA); “La energía en España”, años: 2000-2008 (Ministerio de Industria, Comercio y Turismo; Gobierno de España) y Eurostat.

2.3.2. Dependencia energética.

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Este índice consiste en el cociente entre las importaciones netas energéticas totales (sean en forma de energía primaria para transformar o de energía final dirigida directamente para consumir) entre el consumo total de energía (incluyendo el consumo de energía primaria y, si es el caso, las importaciones de energía final). En este sentido, la importancia de esta variable es capital, porque es un buen indicador para medir la seguridad del abastecimiento energético, factor clave para sustentar un tejido productivo en crecimiento sin depender de factores exógenos como la volatilidad de precios o conflictos internacionales. En este sentido, en el Gráfico 9, se puede apreciar una moderada diferencia entre Galicia y España, que es debida a que Galicia es exportadora neta de energía final (alrededor del 33% da energía disponible, según datos del INEGA), por lo que al calcular el índice de dependencia energética, tenemos que restar a las importaciones de energía las exportaciones. Al mismo tiempo, Galicia se sitúa en las primeras posiciones a nivel estatal en cuanto a potencia instalada de energía renovable (fundamentalmente eólica e hidráulica) lo que ayuda, una vez descontado el efecto de las exportaciones energéticas, a reducir substancialmente la dependencia con el exterior. Sin embargo, este factor no es lo suficientemente fuerte como para posicionar a Galicia en la media comunitaria. Por otro lado, el valor netamente más bajo de la UE-27 se deriva del comportamiento de los países nórdicos, los cales presentan, en muchos casos, valores negativos de este índice, es decir, son exportadores netos de energía. 85 80 75 70

GALICIA

65 60

ESPAÑA UE-27

55 50 45 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Gráfico 9. Tasa de dependencia energética (en tanto por cien) para Galicia, España y UE-27 (20002008). Fuente: elaboración propia a partir de datos de los Balances Energéticos de Galicia, años: 2000 – 2008 (INEGA); “La energía en España”, años: 2000-2008 (Ministerio de Industria, Comercio y Turismo; Gobierno de España) y Eurostat.

Este es el caso de Dinamarca (-22,3%) y Noruega (-622,3%), que además de implementar, desde hace varias décadas planes de ahorro energético y de potenciación de las energías renovables, son productores de petróleo, factor clave para tener unas cifras negativas en este índice. Además, países como Francia (51,2%) tienen valores 11

relativamente bajos debido a la importancia relativa de la energía nuclear en sus balances energéticos. La tendencia actual en el ámbito nacional y europeo camina cara al aumento de la dependencia energética, más acusado en Galicia debido al agotamiento de las minas de lignito a partir de 2007, aunque hasta ese año se comportó de forma análoga que el resto de la Unión Europea, y hasta registró cifras por debajo de ella en 2006 y en el 2007. Por lo tanto, esta reciente evolución del índice para Galicia hace pensar en fomentar aún más las energías renovables para cubrir el hueco dejado por el carbón autóctono y no perder posiciones. 3. La normativa sobre el aprovechamiento eólico en Galicia. El marco normativo en el que se desarrolla una actividad económica es de suma importancia, porque puede funcionar como un instrumento incentivador o inhibidor de la actividad económica. Además, se puede erigir como una herramienta para la consecución de ciertos objetivos que, en este caso, son la diversificación energética, el aumento del autoabastecimiento y la reducción de las emisiones contaminantes. En este sentido, según el Estatuto de Autonomía de Galicia, la regulación de las instalaciones de producción eléctrica, transporte y distribución establecidas en esta Comunidad Autónoma es competencia de la Xunta de Galicia. El interés por el potencial eólico gallego comienza a partir de 1993 cuando grandes empresas como Endesa o la sociedad IDAE/Ecotecnia empiezan a negociar con el gobierno autonómico para explotar dicho potencial (Regueiro, et al., 2010) derivado de unas condiciones climáticas y orográficas idóneas. En general, la sociedad tiende a ir siempre por delante de las leyes, y este ámbito no fue particular, puesto que se tuvo que esperar hasta el año 1997 para contar con un plan que organizase y sistematizase el aprovechamiento eólico, el llamado Plan Eólico Sectorial de Galicia (PESG). Aun así, se fueron tramitando una serie de Parques Eólicos Empresariales (PEE), anteriormente conocidos coma Planes Eólicos Estratégicos bajo el Decreto 205/1995, y se concedió una potencia total –bajo el amparo de este último decreto- equivalente al 73,3% de la potencia instalada definida en el PESG (Simón, et al., 2010). De modo que, la planificación del aprovechamiento eólico ya no tenía mucho poder, puesto que la mayor parte de los emplazamientos (10 de 18 PEE) y la potencia estaban adjudicados. En la práctica del aprovechamiento eólico en Galicia, son tres los decretos fundamentales para entender el desarrollo de esta tecnología, más una cuarta norma con 12

rango de ley que se incorporó a finales de 2009 al cuerpo normativo. El primero de ellos fue el anteriormente citado Decreto 205/19954 que fue derogado en el 2001 por el Decreto 302/20015, aunque este último no tuvo ningún efecto destacado por la disposición transitoria segunda en la que se estipulaba que cualquier Plan Eólico Estratégico que estuviera tramitándose cando entrase en vigor este Decreto, se regiría por el de 1995 (lo mismo sucede con los expedientes de solicitud de parques eólicos, al amparo de la disposición transitoria tercera). De hecho, todos los parques eólicos empresariales, hasta la actualidad son dieciocho, fueron aprobados al amparo del decreto de 1995, por lo que será la figura principal para analizar. No obstante, a lo largo de los siguientes apartados contrastaremos las diferentes normativas para analizar los puntos fuertes y débiles dentro de las principales figuras que condicionan la evolución del sector eólico. Además, en el Decreto 302/2001 existe una figura nueva que en la actualidad se pretende rescatar, los Parques Eólicos Singulares (PES) que fue un intento para integrar a más agentes de la sociedad en el desarrollo de la energía eólica. La cuarta ley es la Ley 8/20096, que deroga el Decreto 242/20077 de muy corta vida aprobado en diciembre de 2007, y que tiene como principal novedad la introducción del canon eólico. 3.1. Los Planes Eólicos Estratégicos/Planes Eólicos Empresariales. Los Planes Eólicos Estratégicos nacieron al amparo del Decreto 205/1995, como una figura encargada de la planificación, dentro del territorio gallego, de dos o más parques eólicos, eventualmente también las instalaciones de industria auxiliar, ligados a un mismo promotor. Existía la obligación de presentar a la administración un programa de inversiones plurianuales cuyo fin era presentar el “carácter innovador” del sector, al mismo tiempo, como su efecto en la planificación energética sectorial, en el tejido industrial y en el desarrollo económico regional y local. En el Decreto 302/2001 el término pasó a denominarse Planes Eólicos Empresariales –en adelante PEE-. En este sentido, es necesario señalar que un PEE no es lo mismo que un parque eólico, puesto que lo primero es una figura administrativa que, tras la aprobación, le confiere unos derechos –entre los que cabe mencionar la exclusividad de explotación eólica

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Decreto 205/1995, de 6 de julio, por el que se regula el aprovechamiento de la energía eólica en la Comunidad Autónoma de Galicia, DOG núm. 136. 5 Decreto 302/2001, de 25 de octubre, por el que se regula el aprovechamiento de la energía eólica en la Comunidad Autónoma de Galicia, DOG núm. 235. 6 Ley 8/2001, de 25 de octubre, por la que se regula el aprovechamiento eólico en Galicia y se crean el canon eólico y el Fondo de Compensación Ambiental, DOG núm. 252. 7 Decreto 242/2007, del 13 de diciembre, por el que se regula el aprovechamiento de la energía eólica en Galicia, DOG núm. 2.

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dentro de un plazo determinado- y una serie de obligaciones – llevar a cabo una determinada potencia, realizar ciertas inversiones en investigación eólica y promover un plan industrial propio-, es decir, es una planificación integral de los recursos eólicos dentro de una zona determinada. No obstante, la autorización de un parque eólico, que es un proceso administrativo independiente a la aprobación de un PEE, provoca la explotación directa de los recursos eólicos, siguiendo las premisas estipuladas en el PEE en el que se sitúa. En este sentido, si un agente económico quiere ser el titular de más de un parque eólico tiene que constituirse también como promotor del PEE. A continuación analizaremos los elementos fundamentales de un PEE, que se rigen, como se señaló en el apartado anterior, por el Decreto 205/1995, porque todos fueron aprobados antes o estaban en vías de tramitación cuando se promulgó el siguiente decreto sobre el aprovechamiento eólico en Galicia (disposición transitoria segunda del Decreto 302/2001). Así, se comparará con este último decreto para ver los cambios que se reflejan, fundamentalmente, en una mayor transparencia en los trámites y un mayor seguimiento de los proyectos. 3.1.1.

Derechos de los promotores de PEE.

En el Decreto 205/1995, se estipulan dos tipos de derechos para las entidades que fueron beneficiarias de las aprobaciones de PEE (articulo 8): -

Investigación del área en los términos contenidos en la aprobación administrativa del plan.

-

Derecho preferente, en el área aprobada, a la autorización de instalaciones para aprovechamiento de la energía eólica contenidas en el plan eólico estratégico, en caso de existir proyectos en competencia.

Este último derecho es de suma importancia en la posterior adjudicación de parques eólicos en Galicia, puesto que derivó en una fuerte concentración de las adjudicaciones en las manos de los promotores de PEE, aún después de caducar este derecho (la fecha de caducidad depende de cada resolución de aprobación, pero, en todo caso, no tiene un carácter vitalicio). En este sentido, un ejemplo, que puede ilustrar esta situación que se analizará posteriormente como uno de los principales defectos del sector, consiste en que en la Orden del 31 de enero de 2002 se admitieron 358,85 MW de los cuales 343,85 MW eran de promotores de PEE, alrededor del 95,82% del total de la potencia (Simón, et al., 2010).

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El primer derecho consiste en el estudio detallado del área delimitada por la aprobación del Plan, que son un conjunto de áreas poligonales delimitadas por coordenadas UTM (Sistema de Coordenadas Universal Transversal de Mercator). El principal objetivo es analizar el potencial eólico. No obstante, el resultado de estas investigaciones no puede ser apropiado por el promotor, sino que debe facilitarlas a la Xunta de Galicia. En este punto, el Decreto 302/2001 añade una novedad a mayores y un requisito en el derecho de explotación eólica en exclusiva. De esta forma, se señala que el promotor también tiene el derecho de que se le reconozcan ampliaciones o modificaciones de los PEE anteriormente aprobados. De hecho, fueron habituales las diferentes ampliaciones y modificaciones a lo largo de la vida de los Parques Eólicos Empresariales. Finalmente, este Decreto estipula un requisito que antes no existía en canto al derecho en exclusiva a la autorización de parques eólicos durante la vida del PEE: el promotor tiene que cumplir con las actuaciones previstas en el PEE y que la implantación de los parques eólicos previstos siga la planificación del plan tecnológico industrial presentando por el promotor en el momento de la aprobación. Así pues, el Decreto del 2001 profundiza más en el aspecto legal del control y seguimiento de las actuaciones de los promotores, aunque en la práctica, los incumplimientos de las obligaciones es algo cotidiano en los 18 PEE por la falta de medios e instrumentos adecuados de control. 3.1.2. Obligaciones de los titulares de los PEE. Según el artículo 5 del Decreto 205/1995, los titulares de los PEE tienen una serie de obligaciones tras la aprobación del Plan (el artículo 9 estipula que la aprobación de un PEE es vinculante tanto para el promotor como para la Administración), que giran alrededor de un programa de actuaciones, señalando las inversiones anuales, que se deben de implementar por un mínimo de dos años y un máximo de diez: -

Deben realizar investigación eólica dentro del área correspondiente a cada Plan y poner en conocimiento de la Xunta los resultados obtenidos. Al mismo tiempo, es necesario especificar las inversiones que se tienen previsto realizar y las potencias brutas que se investigarán.

-

Ligado con lo anteriormente expuesto, además de la investigación, el promotor está obligado a desarrollar una potencia determinada en MW (artigo 5.1.1.c).

-

En todas las resoluciones aprobadas de PEE se insta al promotor a ejecutar un plan de inversión, en el que un porcentaje (determinado en cada resolución y que depende del plan industrial específico de cada proyecto) sea efectuado con empresas gallegas. Al mismo tiempo, se especifica también otra porción de las inversiones en 15

componentes de los aerogeneradores que se deben de comprar a empresas radicadas en territorio gallego (Simón, et al., 2010). Es necesario señalar que este último punto, es muy importante, puesto que los componentes de los molinos eólicos tienen un alto valor añadido, y la obligación de comprarlos en Galicia se podría convertir en un instrumento de política industrial clave para la construcción de un tejido industrial especializado y puntero. Así, el problema principal en este campo, como se señaló anteriormente, es la falta de información y control para examinar el cumplimiento de las distintas obligaciones. -

Según el artículo 5.3, el promotor tiene que implementar un plan tecnológicoindustrial asociado con la actividad principal. En este sentido, se señala que se valorará positivamente el desarrollo de tecnologías propias, la creación de infraestructuras energéticas regionales y empleo directo e indirecto asociado al desarrollo del proyecto. Si el promotor del Plan correspondiente no es, a la vez fabricante de componentes, deberá asumir el plan industrial-tecnológico del correspondiente proveedor.

Por otra parte, el Decreto 302/2001, en el artículo 7, desarrolla con más detalle las obligaciones y añade más capacidades que debe tener el promotor para que se le apruebe un PEE, como puede ser la alusión explícita a la capacidad financiera y técnica (explicando que tecnologías va a aplicar y que instrumentos en todas las fases, desde la investigación eólica hasta el plan industrial). 3.2. Principales defectos. 3.2.1. Concentración de adjudicatarios de parques eólicos. Limitación al desarrollo de ciertas zonas. En la parte de derechos conferidos a los promotores de PEE, se citó, anteriormente, el derecho de explotación en exclusiva del potencial eólico en las zonas delimitadas por la resolución de aprobación del Plan. Esto, provocó, subsidiariamente, un efecto pernicioso pues casi, en exclusiva, los promotores eran los únicos autorizados administrativamente para el aprovechamiento eólico. Además, al rematar la vigencia de este derecho, eran, principalmente, promotores los beneficiarios de las autorizaciones de parques eólicos. Esta situación provoca que pocos agentes económicos intervengan en el desarrollo de esta tecnología y participando, por lo tanto, de los beneficios. De esta forma, el fenómeno no es tan global a nivel social, ni tampoco las ramificaciones geográficas. Además, un factor clave en el crecimiento de las energías renovables que es la 16

“identificación social” (el apoyo social general al desarrollo de esta tecnología) es menor ante la falta de pluralidad, porque se percibe que el fenómeno es cosa de unos pocos seleccionados. Ahora bien, en el marco normativo se exige a los solicitantes de parques eólicos una cierta capacidad financiera y técnica para el desarrollo de los proyectos. Esta premisa tiene razón de ser para que se puedan llevar por buen camino las inversiones y se elijan para eso a los mejores aspirantes (aunque es habitual encontrarse a empresas de sectores totalmente distantes del sector eólico participando en las ofertas públicas para autorización de parques eólicos). No obstante, una desmedida concentración en las adjudicaciones provoca un ciclo vicioso en el que los mejores candidatos son siempre los ya establecidos en el sector, cerrando la puerta, por lo tanto, a nuevos aspirantes. En este sentido, los titulares de PEE representan, a fecha de septiembre de 2009, el 94,16% del total de la potencia instalada, y el 5,16% son aquellos promotores que no son titulares de PEE (Simón, et al., 2010). El restante 0,68% corresponde a los Parques Eólicos Singulares (PES), figura introducida por el Decreto 302/2001 (en la actualidad derogada). Siguiendo a los mismos autores, la tendencia para los siguientes años se encamina a una ligera reducción, para situarse por debajo del 90%. Al mismo tiempo, en los Planes Eólicos Empresariales en los que no se estaban cumpliendo las obligaciones de instalar una cierta potencia en el plazo dado, tampoco se daba opción a otros agentes para participar, lo que hizo que aparecieran las llamadas, por diversos autores, “zonas presas”: áreas en las que, debido a la dinámica empresarial o a la coyuntura económica, el promotor no realiza las inversiones necesarias, pero tampoco deja que otros participen. Este problema es más serio que la propia concentración, porque implica que a nivel agregado, la potencia instalada no aumenta, limitando el crecimiento de la energía eólica y los desarrollos industriales asociados. 3.2.2. Falta de cumplimiento de los compromisos asumidos. Los compromisos asumidos por la totalidad de los promotores de PEE fueron los tres primeros que se citaban en el apartado de obligaciones: realizar investigación eólica, comprometerse a instalar una determinada potencia en una zona específica y efectuar inversiones determinadas, una parte de ellas con empresas gallegas. El cumplimiento de estas condiciones no sólo es importante para el futuro desarrollo de la energía eólica o para lograr los objetivos fijados en la política energética (medioambientales, seguridad del abastecimiento o reducción de la dependencia energética), sino que también tienen un efecto significativo en el desarrollo industrial y 17

en la creación de empleo. En la Tabla 2 se señala una síntesis del estado de cumplimientos, en términos generales, de las distintas obligaciones a que se enfrentan los promotores de los PEE en Galicia: Obligaciones

Estado de cumplimento 

Los compromisos cuantitativos varían mucho entre promotores (en función de la superficie o de la potencia prevista).



Se debe suponer que se realizaron los estudios, porque sino no se sabría el potencial eólico.

Investigación eólica



En canto a los informes trimestrales remitidos por los promotores a la Xunta, no existe evidencia que permita la evaluación de las inversiones en esta variable.



Ninguno de los 18 promotores de PEE cumplieron con este criterio.



Ampliando el plazo estipulado en el DOG hasta la actualidad y considerando también los MW autorizados, no se llega al 100% de la

Potencia asignada

potencia estipulada en el total de resoluciones de aprobación (86,92%, septiembre 2009). 

Ninguno de los promotores llegó hasta el objetivo de inversiones globales fijado en el DOG. Corrigiendo el dato en función de la potencia instalada en septiembre de 2010 –repartiendo la inversión programada en función de la potencia instalada- tampoco cumplen.

Plan de inversiones



En cuanto a la inversión total comprometida con empresas gallegas corregido y aplicando el porcentaje del plan tecnológico correspondiente, existe un incumplimiento del -9,20%. En el ámbito de los aerogeneradores, el incumplimiento se cifra en el -7,48%.

Tabla 2. Obligaciones de los promotores de PEE y síntesis de su estado de cumplimiento. Fuente: Simón, et al. (2010): Os plans eólicos empresariais no sector eólico galego. Unha análise do seu grado de desenvolvemento, Consello Social, Universidad de Vigo.

Se aprecia, en definitiva, un incumplimiento general de los compromisos adquiridos y publicados en el DOG. El incumplimiento más importante es el referido a la potencia instalada, puesto que lastra el desarrollo del sector (con implicaciones en el sector industrial y de creación de empleo) y provoca que no se alcancen los objetivos en política energética fijados. La causa de este retraso habría que buscarla en la configuración de la planificación eólica en el territorio gallego (por ejemplo, la alta concentración de las autorizaciones de parques eólicos a promotores de PEE, que impide que entren nuevos agentes y los habituales cambios normativos que añaden incertidumbre –dos normas contrapuestas en los últimos dos años-) o en el sistema

18

retributivo de la energía eólica (competencia estatal, que puede provocar que no sea rentable la explotación eólica). En el tema de las inversiones, como se señaló en la Tabla 2, la tecnología en este campo aumentó mucho, lo que hizo caer los costes unitarios. Esta sería la principal razón del incumplimiento de esta obligación, puesto que los costes unitarios se rigen por las condiciones de mercado y no sería positiva una intervención gubernamental en este ámbito, que podría reducir la rentabilidad. Análogamente, en cuanto a las inversiones en la investigación eólica, tenemos que suponer que se realizaron y, además, de una forma rentable, puesto que es una condición necesaria para que un parque eólico pueda explotar el potencial eólico en condiciones de mercado, ya que dependen de la cantidad de energía vertida a la red para obtener un precio por ella y alcanzar la prima o tarifa regulada correspondiente. 3.2.3. Socialización de los beneficios. Los Parques Eólicos Singulares. Desde el Decreto 302/2001, los legisladores intentaron que el impulso de la energía eólica en Galicia beneficiase a zonas geográficas deprimidas (muchas veces infructuosamente como en el caso de los PES), con poca presencia de tejido empresarial, y que englobase a todas las entidades radicadas en ellas, como pueden ser ayuntamientos, empresas o comunidades vecinales. Así, el desarrollo de esta tecnología podría ser un instrumento de política de cohesión regional y, además, mejorar la valoración social al incrementar los partícipes de los beneficios de la energía eólica. Esto, en definitiva, consiste en modificar los objetivos “productivistas” centrados en la meta de alcanzar una cifra total de potencia instalada para un año determinado y fijar otros que tengan más en cuenta sus efectos en la economía regional y el impacto medioambiental. En este sentido, los intentos de “globalizar” los réditos comenzaron con la figura de los Parques Eólicos Singulares y llegaron hasta la actualidad con el canon eólico (Lei 8/2009), figura que será objeto de debate en el siguiente epígrafe. Según el artículo 2 del Decreto 302/2001, los PES son aquellos parques eólicos que se destinan al autoconsumo de la energía producida en él, y que puede ser de titularidad municipal, doméstica, industrial o de servicios. Al mismo tiempo, también tendrán esta consideración aquellos parques eólicos que garanticen la calidad del suministro a las PYMES distribuidoras de energía en el medio rural de Galicia.

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Por otra parte, los PES tienen que reunir, en base al artículo 21, una serie de características: 

La instalación debe tener una potencia inferior a 3 MW.



En los parques destinados al autoconsumo se debe justificar que el 30% de la energía producida se dedica a este objetivo. En el supuesto de parques municipales sólo se debe acreditar el 10%.



En los parques destinados a la mejora del suministro a las PYMES distribuidoras, no se debe de superar, en más de un 50%, la producción necesaria para satisfacer a estas empresas.



La evacuación de la energía producida se deberá realizar a través de redes de tensión máxima 20/kv.

Así, la incidencia en los PES fue muy pequeña en el sector eólico gallego como se puede apreciar en la Tabla 3. Potencia instalada en MW Potencia instalada total (agosto 2010)

3303,33

Parques Eólicos Singulares

26,90

PES (titularidad municipal directa)

2,4

Tabla 3. Potencia instalada total, PES, y PES de titularidad municipal. Fuente: elaboración propia a partir de datos del RIPRE y INEGA.

En este sentido, los PES sólo representan el 0,81% del total de potencia instalada a fecha de agosto de 2010 con las cifras del INEGA y del RIPRE, este último señala toda la potencia instalada en funcionamiento por comunidades autónomas. Esta cifra muestra una imagen clara de la falta de calado de esta propuesta en el sector energético gallego, puesto que los PES estuvieron vigentes desde finales del 2001 hasta la misma fecha de 2007, año en que fueron derogados por el Decreto 242/2007. De hecho, el primer Parque Eólico Singular que entró en funcionamiento fue en el 2004 y su propietario es la empresa textil INDITEX. Por otra parte, la presencia de entes municipales de forma directa (que sería, a priori, el método con mayor impacto recaudatorio para las arcas públicas frente a la concesión o a participación en sociedades mixtas) fue aún más baja, puesto que sólo el Ayuntamiento de As Neves es titular, directamente, de un parque con 2,4 MW, que representa el 8,92% de la potencia total de los PES. Todo esto indica, a todas luces, que el objetivo de

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que participasen otros actores en el mercado de la energía eólica, diferentes que las grandes corporaciones, no fue conseguido. En este instante es necesario especificar, de una forma sintética, la razón por la que se produjo este fracaso. Fundamentalmente, está explicado por el límite de 3 MW de potencia, puesto que los parques eólicos entraron en funcionamiento sobre los años comprendidos entre el 2000 y el 2004 (entre la redacción del decreto y los primeros años de entrada en vigor) tenían, en mayoría, más de 15 MW de potencia instalada, es decir, cinco veces más que el límite fijado en el Decreto. Esto provocó que no se aprovechase las economías de escala, puesto que se fijó un tamaño máximo por instalación, netamente inferior al imperante bajo condiciones de mercado. Por otra parte, el objetivo del autoconsumo estaría siempre cumplido si los promotores de los PES conectaran las diversas instalaciones a la red de baja tensión señalada en el DOG, puesto que es la que abastece a los núcleos locales del rural. 3.3. Instrumentos de política energética-medioambiental. El canon eólico y el Fondo de Compensación Ambiental. Las mayores novedades que introduce la Ley 8/2009, es la incorporación de dos instrumentos de política energética y medioambiental –el canon eólico y el Fondo de Compensación

Ambiental-.

A

continuación,

se

analizará

estas dos figuras

complementarias, puesto que la primera es un tributo que pretende gravar las externalidades negativas que se producen por la instalación de los parques eólicos, y la segunda constituye una partida formada por las contribuciones del canon y que tiene como finalidad la reparación y la ordenación del territorio dónde se sitúan las instalaciones eólicas. 3.3.1.

El canon eólico.

En el artículo 8 de la Ley 8/2009, se define el canon eólico como un ingreso de carácter compensatorio, y como prestación patrimonial de derecho público de naturaleza extrafiscal y real (que no tiene en cuenta las particularidades específicas de cada sujeto pasivo). En esta sintonía, en el artículo 9 se cita que la suma recaudada, descontando costes de gestión, se dedicará a las áreas que se vean “afectadas” por los parques eólicos, siendo una compensación de esta actividad, llamándole a este fondo, el Fondo de Compensación Ambiental. En este punto, es necesario señalar que el canon puede funcionar, además de su carácter medioambiental, como un instrumento redistributivo a nivel regional, puesto que retraería parte de los beneficios de los promotores, en su gran

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mayoría son grandes corporaciones con pocas conexiones locales, y los invertiría en diversas infraestructuras necesarias en los ayuntamientos. No obstante, los problemas aparecen, fundamentalmente, en el hecho imponible (suceso por el cual nace la obligación de pagar el tributo), la base imponible (la cuantificación monetaria del hecho imponible) y el tipo de gravamen (porcentaje aplicable a la base imponible para alcanzar la cuota íntegra). En este sentido, el hecho imponible es la instalación de parques eólicos, lo que provoca un impacto medioambiental, fenómeno que en la actualidad crea consenso, puesto que además del impacto visual de los propios molinos de viento, hay que añadir el impacto terrestre de las pistas de acceso, tendido eléctrico, infraestructuras de medición y de control y, en general, todas las zonas de servidumbre, etc. Así, la base imponible sólo se constituye por el número de aerogeneradores, sin tener en cuenta las construcciones complementarias, unido a que el tipo de gravamen es creciente con el número de molinos, lo que provoca que no se tengan en cuenta que los daños al medioambiente de todo tipo de modificaciones del contorno, excluyendo los molinos, son muy similares en una instalación con 7 molinos y en otra con 10 (“costes fijos medioambientales”). Por ejemplo, si un parque cuenta con 3 aerogeneradores, su cuota íntegra es cero, pero si son 4, tiene que pagar 2300 euros por aerogenerador – es decir 9200€ anuales-, y no por lo que exceda del tercero (así sucede, sucesivamente, a lo largo de la escala de gravamen, causando que por un incremento marginal en la potencia total de un parque, se pague una cantidad total, en comparación, muy superior que anteriormente). No obstante, para mitigar este hecho se tiene en cuenta el efecto positivo de la repotenciación (sustituir total o parcialmente los aerogeneradores instalados por otros de mayor potencia unitaria que dé, como resultado, una reducción del número de molinos) mediante una bonificación en la base (artículo 16). Esta bonificación consiste en que, si la reducción no provoca cambio de tramo de la base, se aplicará una reducción que será el resultado de multiplicar por 5 el número de aerogeneradores que se eliminaron. La repotenciación cobra gran importancia en la actualidad, porque la tecnología eólica es escenario de grandes cambios tecnológicos, en los que el crecimiento de la potencia unitaria y la reducción de los costes unitarios, son significativos. Finalmente, es necesario señalar que a lo largo del desarrollo normativo del canon eólico se señalan las externalidades negativas, básicamente el impacto medioambiental, pero no se hace referencia al impacto neto, es decir, si la energía eólica crea,

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globalmente, una externalidad positiva o negativa. En este sentido, está globalmente reconocido, a nivel mundial, sus efectos netos positivos, por lo que la existencia de un canon no tiene razón de ser, y sólo crea ineficiencia en el mercado de la energía eólica, perjudicando el futuro desarrollo. Al mismo tiempo, es necesario añadir que las administraciones están enviando incentivos contradictorios, puesto que, por una parte, el gobierno estatal paga una prima o tarifa regulada por la energía vendida y, por otro lado, la administración autonómica grava la actividad mediante un canon. Por lo tanto, en todo caso, es necesario modular el valor de la prima, para tener en cuenta todos los efectos, y así distorsionar lo menos posible el mecanismo de asignación del mercado. 3.3.2.

El Fondo de Compensación Ambiental.

En los artículos 23, 24, 25 y 26 de la Ley 8/2009 se regula el Fondo de Compensación Ambiental. Este se nutre con el canon eólico y tiene como finalidad los ayuntamientos en los que se sitúan parques eólicos. En esta línea, las actuaciones principales en que se centra el Fondo de Compensación son la preservación de la biodiversidad y su puesta en valor y, el impulso de la eficiencia y la utilización sostenible de las energías renovables. Por otra parte, el efecto desincentivador del canon eólico hace que se deban buscar alternativas para que las economías locales se beneficien del desarrollo eólico. La solución no pasa por redirigir, vía tributos, parte de los beneficios, sino que es necesario convertir en actores principales de la explotación eólica a los agentes locales (propietarios de los terrenos, ayuntamientos, empresas de tamaño medio-pequeño, etc.) para que puedan, con sus recursos y conocimientos, ayudar al cambio de modelo energético y crear un tejido empresarial en áreas que hasta ahora no lo tenían. 4. Conclusiones. El sector energético gallego se caracteriza por su excesiva dependencia de los combustibles fósiles, lo que provoca una baja tasa de autoabastecimiento, alrededor del 13% sobre el total de energía primaria. Este valor es netamente inferior al registrado por la media de la UE-27 (45,36%), e incluso de los bajos registros conseguidos por España (19,81%). Esta situación da como resultado una mayor dependencia frente al exterior, una reducción en la seguridad del suministro, una restricción en el futuro crecimiento económico y una contaminación atmosférica significativa debido al transporte de toda esta energía primaria y su posterior transformación en energía disponible. En esta línea, otro criterio estructural y diferenciador con respecto al resto del Estado Español, es su fuerte carácter extravertido (las exportaciones alcanzan el 33% de toda la energía disponible) debido a su papel de abastecedor del tejido productivo español, lo 23

que provoca una fuerte reducción de la dependencia energética con respecto a los valores estatales al contabilizarse las importaciones totales netas. Por otro lado, la energía eólica, por su aporte al balance energético de Galicia, tiene un papel predominante dentro de las energías renovables en este territorio. De esta forma, es de suma importancia contar con un cuerpo normativo de planificación que incentive esta tecnología para poder suplir a las energías de origen fósil. En este sentido, se confeccionaron una serie de decretos que en sus primeros momentos (Decreto 205/1995) se tuvieron en cuenta los posibles efectos positivos en la economía gallega (obligatoriedad de los promotores de PEE de comprometer parte de las inversiones con empresas gallegas y, sobre todo, en el campo de los componentes de los aerogeneradores) y se programaron las áreas en donde se explotaría el potencial eólico mediante los Parques Eólicos Empresariales (PEE). No obstante, la falta de transparencia y de instrumentos de control permitió, únicamente, un cumplimiento parcial en estas materias y derivó en una excesiva concentración de los adjudicatarios de los parques eólicos en las manos de los promotores de PEE. En el Decreto 302/2001 se introduce la figura de los Parques Eólicos Singulares (PES) para que se diversifiquen los actores presentes en el mercado eólico –incrementando la aceptación social-. La medida cosechó escaso éxito. Finalmente, las últimas medidas que están configurando el desarrollo eólico son el canon eólico y el Fondo de Compensación Ambiental (Ley 8/2009). Esta disposición adolece de varios fallos, porque la introducción de un gravamen a la explotación eólica sólo crea incentivos contradictorios (es una fuente de energía que crea externalidades netas positivas), penaliza excesivamente los incrementos marginales en el número de aerogeneradores y no tiene en cuenta los “costes medioambientales fijos”. Por lo tanto, es necesario implementar otro tipo de medidas que hagan participar directamente a más actores en el negocio eólico (propietarios de terrenos, empresas, ayuntamientos, etc.). 5. Bibliografía. Burgillo Cuesta, M.; del Río González, P. (2008): “La contribución de las energías renovables al desarrollo rural sostenible en la Unión Europea: pautas teóricas para el análisis empírico”. Tribuna de Economía, nº845, p.149-165. Calvo Silvosa, A. (2010): “Comportamento enerxético de Galicia durante o período 2001-2006 a partir dos seus balances enerxéticos”, Revista Galega de Economía, nº19, p.57-76. Chas Amil, M. L. (2010): “Elaboración de estatísticas enerxéticas. Comparación do balance enerxético galego e doutras comunidades autónomas”, Revista Galega de Economía, nº19, p.41-55.

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