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LA ENERGÍA EÓLICA EN ARAGÓN. IMPACTO SOCIOECONÓMICO Dr. José Aixalá Dr. Jaime Sanaú Dra. Blanca Simón Universidad de Zaragoza Mayo 2003
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LA ENERGÍA EÓLICA EN ARAGÓN. IMPACTO SOCIOECONÓMICO
Dr. José Aixalá Dr. Jaime Sanaú
Dra. Blanca Simón
Universidad de Zaragoza
Mayo 2003
ÍNDICE
Introducción ........................................................................................................3
I. El desarrollo del sector eólico ..................................................... ..........4
I.1 Las energías renovables en el sector eléctrico español............................4
I.2 Marco legislativo de las energías renovables. El régimen especial.........9
I.3 Tendencia de las energías renovables en la cobertura de la demanda,
energía vertida y precios.........................................................................12
I.4 Algunos aspectos económicos de la energía eólica.................................21
I.5 La energía eólica y el medio ambiente...................................................28
I.6 Presencia y proyección de la energía eólica en el sector
eléctrico español............................................................................... .....32
I.7 Presencia y proyección de la energía eólica en Aragón........................36
II. Estimación del producto y el empleo generado en Aragón por la inversión
en parques eólicos y por la generación de energía eólica............... ...39
II.1 Modelo Input-Output (MIO)...................................................................39
II.2 Aplicación del MIO para la estimación del producto y empleo
generados por la inversión en parques eólicos.......................................52
II. 3 Aplicación del MIO para la estimación del producto y empleo
derivados de la generación de energía eólica..........................................70
III. Contribución a los ingresos locales y efecto de las infraestructuras
eléctricas instaladas............ ....... ....... ...................................................78
IV. Resumen y conclusiones............. ................ ..........................................82
V. Referencias bibliográficas......................................................................92
2
INTRODUCCIÓN
Este trabajo pretende cuantificar el impacto que la construcción de parques eólicos y la
producción de energía eléctrica generan en el empleo y actividad aragoneses. Se trata de un encargo
de las empresas de la Asociación de Promotores de Energía Eólica de Aragón a tres profesores de la
Facultad de Ciencias Económicas y Empresariales, plasmado en un contrato con la Oficina de
Transferencia de Resultados de Investigación de la Universidad de Zaragoza.
La información y los datos básicos para su realización han sido facilitados por las empresas
promotoras, y se refieren no sólo a su balance, cuenta de pérdidas y ganancias y otros estados
contables y financieros, sino también a multitud de aspectos relacionados con su actividad
productiva. Dicha información ha sido convenientemente examinada, contrastada, evaluada y
procesada. Debido a su diferente estructura organizativa, no todas las empresas promotoras han
facilitado los mismos datos, por lo que ha sido preciso estimar ciertas magnitudes; no obstante, las
principales conclusiones del estudio no varían sustancialmente por este hecho.
Dado el objetivo de esta investigación, el estudio analiza, en primer lugar, los factores
explicativos del desarrollo de esta energía renovable, así como su evolución reciente en el mercado
eléctrico español. En segundo lugar, tras una exposición sobre la metodología input-output, se
procede a la estimación del producto y el empleo generado en Aragón, tanto por la construcción de
parques eólicos y otras infraestructuras conexas como por la generación de energía eléctrica.
Posteriormente, se analiza la contribución de la energía eólica a la renta de los municipios donde se
instalan los parques, así como a las mejoras de las infraestructuras eléctricas regionales. Finalmente,
el último apartado recoge las conclusiones más relevantes.
3
I. EL DESARROLLO DEL SECTOR EÓLICO
El desarrollo de la energía eólica en Aragón ha ido en consonancia al avance de las energías
renovables en España y a las disposiciones en materia energética, factores ambos que han
acentuado las ventajas económicas y medioambientales de la energía eólica. Estos y otros aspectos
centrarán nuestra atención en la primera parte del trabajo.
I.1. LAS ENERGIAS RENOVABLES EN EL SECTOR ELECTRICO ESPAÑOL
La evolución de la demanda eléctrica ha aumentado progresivamente en España desde 1996 a
un ritmo mayor que el del PIB (Gráfico 1). Según estimaciones del Ministerio de Economía, las
energías renovables representaban en 2001 el 6,5% del consumo total, con un considerable peso de
la hidráulica (Cuadro 1 y Gráfico 2).
GRAFICO 1. EVOLUCION DE LA DEMANDA ELECTRICA Y EL PIB
FUENTE: IDAE
4
GRAFICO 2. CONSUMO DE ENERGIA PRIMARIA POR FUENTES. AÑO 2001
FUENTE: IDAE
CUADRO 1.
Fuente: Ministerio de Economía, Metodología : A.I.E.
5
El Plan de Fomento de Energías Renovables de diciembre de 1999 fijó como objetivo, para el
2010, que las energías renovables representaran el 12% del consumo de energía primaria española1.
Se trata de una meta ambiciosa, puesto que exige incrementos anuales medios del 7 por ciento,
superiores a los que se alcanzan en la Unión Europea. Baste señalar que en el período 1990-1999
pasaron de significar el 5 por ciento de la energía primaria demandada en la Unión al 5,9 por ciento.
Dentro de las renovables destacan, a nivel comunitario, la biomasa (63,5%) y la energía hidráulica
(31%). En cambio, la eólica y la solar tienen menor importancia (1,5% y 0,5%, respectivamente),
pero registran un mayor crecimiento en los últimos años según la European Environment Agency.
Ha de recordarse que la Unión Europea es una economía relativamente vulnerable en materia
energética, ya que importa el 50% de los recursos energéticos y este porcentaje podría pasar a un
70% en 2030, si no se toman medidas que influyan en el comportamiento de la demanda y en el
desarrollo de las energías renovables. Por su parte, España tiene un grado de dependencia mayor,
debido a que su estructura energética se basa en los combustibles fósiles y, en especial, en los
productos petrolíferos. Según el Libro de Verde sobre la Seguridad de Abastecimiento Energético,
el grado de autoabastecimiento en 2001 apenas suponía el 26,3 por ciento (Cuadro 2). El avance
respecto al 25,5 por ciento del año anterior se explica por el crecimiento de las energías renovables.
Como es conocido, las energías renovables se producen de forma continua y son inagotables a
escala humana. Son, por otra parte, fuentes de abastecimiento más respetuosas con el medio
ambiente que las energías no renovables. Entre sus principales ventajas medioambientales pueden
destacarse que no producen emisiones de CO2 y otros gases contaminantes a la atmósfera y que no
generan residuos de difícil tratamiento. Presentan también ventajas estratégicas, ya que al ser
autóctonas, reducen la dependencia exterior. Las ventajas socioeconómicas se centran en el hecho
1 Existe un objetivo comunitario de que la producción con renovables alcance en España una cuota del 29,4% sobre la demanda bruta de electricidad en el año 2010, incluyendo la gran hidráulica y del 17,5% excluyéndola. Ver Vicente Huete (1997) para una visión del peso de la energía eólica en España.
6
de que la apuesta por las energías renovables puede generar más puestos de trabajo que si se opta
por mantener las convencionales, así como contribuir al equilibrio económico entre zonas de
diferente grado de desarrollo (las instalaciones precisas suelen ubicarse en áreas rurales y permiten
desarrollar tecnologías autóctonas).
CUADRO 2
Fuente: Ministerio de Economía, Metodología : A.I.E.
El impacto ambiental de la generación de electricidad por medios convencionales es 31 veces
superior al de las energías renovables, según el estudio Impactos Ambientales de la Producción de
Electricidad, elaborado por AUMA y auspiciado por ocho instituciones, entre las que se encuentran
los órganos competentes de cinco gobiernos autónomos -Cataluña, Aragón, País Vasco, Navarra y
Galicia-, el IDAE, el Ciemat y la Asociación de Productores de Energías Renovables-(APPA). Se
trata de un trabajo que cuantifica por primera vez en España, con un método científico homologado
internacionalmente (análisis del ciclo de vida), las diferencias de impacto ambiental entre las
diversas tecnologías de generación de electricidad. Los resultados del mismo, expresados en
ecopuntos de impacto (por tanto, de carácter negativo), demuestran que el lignito, el petróleo y el
carbón son las tres tecnologías más contaminantes, superando los mil ecopuntos. En un segundo
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grupo figuran la nuclear y el gas, que se sitúan entre doscientos y mil ecopuntos, mientras que la
eólica y la minihidráulica, ambas renovables, forman un tercer grupo con menos de cien ecopuntos.
Por su parte, la comunidad científica internacional coincide en la necesidad de buscar la
mayor eficiencia energética y lograr un modelo energético no basado en los combustibles fósiles,
ya que el petróleo, el gas y el carbón son recursos limitados y no distribuidos equitativamente por
el planeta. Con el actual modelo energético, las nuevas generaciones podrían asistir al agotamiento
de esas fuentes, lo que comprometería el desarrollo de la humanidad. La evolución de las emisiones
de CO2 hasta el momento, arrojan datos preocupantes que reclaman una política de acción global e
inmediata, que pasa por la ratificación unánime del Protocolo de Kyoto. Según Ecologistas en
Acción, en España las emisiones de CO2 fósil durante el 2000 aumentaron en un 7,6% respecto a las
del 1990, año de referencia del Protocolo de Kioto. Por otra parte, un reciente informe de la
Agencia Europea de Medio Ambiente (AEMA), en el que se han seguido las emisiones de los seis
gases de efecto invernadero, concluye que España ha sido el país de la Unión Europea (UE) que
más ha incrementado sus emisiones de este tipo de gases en el periodo 1990-1999, y es el que se
encuentra a más distancia de los objetivos de Kioto. Según los datos del “Instituto Alemán de
Investigación Económica”, España ha aumentado sus emisiones de CO2 entre 1990 y 2000 en un
30% mientras que la Unión Europea en su conjunto ha disminuido las mismas en un 0,6%. El
origen de estas emisiones es en un 71% energético. Estos datos son preocupantes y reclaman una
política de acción global e inmediata, lo que exige la ratificación unánime del Protocolo de Kyoto.
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I.2. MARCO LEGISLATIVO DE LAS ENERGIAS RENOVABLES. EL REGIMEN
ESPECIAL
El reciente desarrollo de la energía eólica se ha visto favorecido por distintas disposiciones
normativas2. El régimen especial comenzó a regularse en España en 1980, año en el se promulgó la
Ley 82/1980, sobre Conservación de la Energía. Esta Ley surgió para hacer frente a la segunda
crisis del petróleo. En ella se establecían como objetivos la mejora de la eficiencia energética de la
industria y la reducción de la dependencia del exterior. El desarrollo de esta Ley dio lugar al
fomento de la autogeneración eléctrica y de la producción hidroeléctrica de pequeñas centrales.
Posteriormente, el Plan Energético Nacional 1991-2000 estableció un programa de incentivación de
la cogeneración y de la producción con energías renovables, para intentar pasar del 4,5% de la
producción nacional de energía eléctrica en 1990 al 10% para el año 2000.
En este contexto, la Ley 40/1994, de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional (LOSEN)
consolidó el concepto de régimen especial como tal. En diciembre de 1994, se publicó el RD
2366/1994 sobre producción de energía eléctrica por instalaciones hidráulicas, de cogeneración y
otras instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables que, aunque no
desarrolló la LOSEN, definió principios como el de la obligatoriedad para las compañías eléctricas
de firmar contratos con los productores, garantizándoles la adquisición de la energía producida al
precio fijado por la normativa. A partir de entonces, la evolución de los precios de las energías
renovables ha estado ligada a los precios medios de la tarifa eléctrica. Finalmente, la Ley 54/1997,
de 27 de Noviembre, Reguladora del Sector Eléctrico, hizo compatible la liberalización del sistema
eléctrico con los objetivos de garantizar el suministro, alcanzar una calidad adecuada, al menor
precio posible, y minimizar el impacto ambiental. Para ello, promovió la producción en régimen
2 Ver Martín Mateo (1999) para una revisión de las leyes de la energía eólica.
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especial, basada en tecnologías de generación que utilizan las energías renovables, los residuos y la
cogeneración.
Estas instalaciones para la generación de energías renovables pueden ceder la energía
excedentaria a la red, realizar ofertas en el mercado de producción o establecer contratos bilaterales
físicos. A cambio, perciben el precio del mercado más un incentivo económico, denominado prima
y que se reguló en el RD 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por
instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. En
este Real Decreto se establecieron, en líneas generales, la regulación concreta de la retribución de
la energía vertida. Las instalaciones que no participan en el mercado de producción reciben,
además, un complemento en función de la energía reactiva cedida. Adicionalmente, se reguló la
posibilidad de formalizar contratos bilaterales con consumidores cualificados, pero sin percibir la
prima correspondiente por la energía vendida. Este Real Decreto también estableció que las primas
se actualizaran anualmente en función de una serie de parámetros y se revisaran cada cuatro años.
En concreto, en el año 2003 corresponde aplicar la primera revisión de primas y precios, en función
de la evolución del precio del mercado, la participación de estas instalaciones en la cobertura de la
demanda y su incidencia sobre la gestión técnica del sistema.
La Comisión Nacional de Energía realiza la liquidación de la retribución del Régimen
Especial. Las primas y los precios que se aplicaron en el año 2001 fueron fijados en el RD
3490/2000, por el que se estableció la tarifa eléctrica para el año 2001. Los aplicables en el año
2002 se recogieron en el RD 1483/2001, norma que aprobó un incentivo transitorio para que las
instalaciones incluidas en el grupo “D” del RD 2366/94 (cogeneración), que utilizasen como
combustible principal gas natural o combustibles líquidos derivados del petróleo, pudieran
participar en el mercado de producción (0,9 cent€/kWh en concepto de garantía de potencia, más
un incentivo de entre 2,7 y 2,2 cent€/kWh en función de la potencia instalada).
10
En diciembre de 1999, y en sintonía con la UE, el Gobierno aprobó el Plan de Fomento de
Energías Renovables, en el que se recogieron las estrategias relevantes necesarias para que el
crecimiento de cada una de las áreas de energías renovables pueda cubrir, en su conjunto, al menos
el 12% del consumo de energía primaria en el año 2010. Este objetivo planteó importantes retos,
puesto que era preciso más que duplicar la producción de energías renovables, al encontrarse en un
contexto de crecimiento de demanda energética. Por otra parte, el grueso de la contribución de estas
energías provenía entonces de la generación de electricidad de origen hidráulico y de la biomasa
(95% entre las dos). La primera de ellas tenía unas perspectivas limitadas de desarrollo y la
segunda debía incorporar nuevas formas de utilización y de obtención de recursos para alcanzar la
importante contribución que se le asignó.
Afortunadamente, la tecnología ha ido mejorando y hoy en día es posible aumentar la
presencia de la energía procedente de fuentes renovables en el sistema energético español, reducir
los problemas de operación del sistema y limitar la necesidad de incorporar nueva potencia
convencional de generación. Para ello fue imprescindible ofrecer a los agentes señales eficientes
que les permitieran incluir todos estos avances tecnológicos. Europa apuesta por las energías
renovables y así se revela en el Libro de Verde sobre la Seguridad de Abastecimiento Energético
(Noviembre de 2000) donde se plantearon las debilidades estructurales a las que ha de enfrentarse
Europa en los próximos años, y se apostó por objetivos de seguridad en el suministro, objetivos
medioambientales, económicos y sociales. El Libro Verde propuso el fomento de las energías
renovables y de la cogeneración como necesarias para lograr el doble objetivo de reducir la
dependencia energética y de limitar la emisión de gases de efecto invernadero. Asimismo, se estimó
que el uso de la cogeneración en el año 2010 podría triplicarse. Por otra parte, la Directiva
2001/77/CE del Parlamento Europeo planteó la promoción de la electricidad generada a partir de
fuentes de energía renovables en el mercado interior de electricidad. Así, fijó la cuota del 22,1% de
electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables sobre el consumo de electricidad de
la Unión Europea en el año 2010 y, a su vez, estableció que los Estados Miembros debían aprobar
11
mecanismos para garantizar el origen de la electricidad generada a partir de dichas fuentes, como
muy tarde el 27 de octubre de 2003. Este objetivo del 22,1% a nivel comunitario se tradujo en el
caso de España en un 29,4%.
I.3. TENDENCIA DE LAS ENERGIAS RENOVABLES EN LA COBERTURA DE LA
DEMANDA, ENERGIA VERTIDA Y PRECIOS
Desde 1990 viene observándose un fuerte crecimiento de la producción en régimen especial
(con incrementos anuales superiores al 10%) frente a una tendencia más reducida de la demanda
bruta de energía eléctrica peninsular (siempre inferior al 7%). Sin embargo, en los últimos años el
perfil de crecimiento del régimen especial peninsular se ha ido suavizando con respecto a los
fuertes aumentos sufridos en los años 1998 y 1999 (24% y 23% respectivamente), alcanzando un
incremento del 10% en 2000 y del 13% en 2001. Este menor crecimiento se explica por la
estabilización de la energía cedida por parte de las instalaciones de cogeneración. Por su parte, el
crecimiento de la demanda bruta peninsular en 2001 fue del 5,4%, (5,8% en 2000), siendo
absorbido casi íntegramente por el régimen ordinario, que aumentó un 4,9% (Gráfico 3).
En cuanto a la evolución de la energía vertida a la red por el régimen especial desde 1990, las
fuentes que han tenido un crecimiento más importante han sido la cogeneración (que frenó su
crecimiento en los últimos años y la energía eólica (ésta última muy recientemente), tal como se
recoge en el Gráfico 4.
12
GRAFICO 3.
Fuente: REE y CNE
GRAFICO 4.
Fuente CNE
13
En 2001 las energías renovables mantuvieron el mismo ritmo de crecimiento que en los años
anteriores, un 37%, porcentaje que se explica por el incremento de la energía eólica (47%) y de la
producción hidráulica (12%). Por su parte, la producción de electricidad a partir de residuos creció
un 28%. Cabe resaltar que, si bien en 1998 la cogeneración representaba el 69% del régimen
especial, en 2001 pasó a significar aproximadamente el 50%, puesto que fueron las energías
renovables las que aumentaron su peso sobre el total, de un 25% en 1998 a un 40% en 2001. A su
vez, la producción resultante del tratamiento de purines y lodos de depuradora se duplicó con
respecto al año anterior, al igual que ocurriese en 2000, aunque todavía representaba un porcentaje
muy pequeño con respecto al régimen especial total (un 2%) (Cuadro 3).
Tal como recoge el Gráfico 5, durante el 2001 las ventas de electricidad procedente de
energías renovables incluidas en el régimen especial supusieron un 6% de la demanda eléctrica
nacional (24% incluyendo la hidráulica en Régimen Ordinario).
GRAFICO 5.
Fuente CNE y REE
14
Recuérdese que el año 2001 registró mayores precipitaciones que 2000, especialmente
durante los primeros meses. De ahí que la producción hidráulica en Régimen Ordinario se
incrementara un 42%. Adicionalmente, el peso de la producción eólica sobre la demanda se
incrementó en un punto respecto a 2000. Cabe añadir que el crecimiento experimentado por las
energías renovables no ha sido suficiente para mantener su cuota, dado el aumento sostenido de
demanda de electricidad (superior al 5% en los últimos años). A nivel de la Unión Europea, según
la European Environment Agency, la electricidad generada a partir de energías renovables ha
pasado de representar del 13,4% en 1990 al 14% en 1999 del consumo bruto total. La electricidad
renovable se encuentra dominada por la gran hidráulica (74% de las energías renovables en 1999),
la pequeña hidráulica (11%) y la biomasa (10%).
Si se analiza la distribución de los excedentes vertidos por el régimen especial por
Comunidades Autónomas se observa que, en 2001, Cataluña continuaba ocupando el primer puesto
en cogeneración (aunque su producción bajara respecto a 2000). También era líder en energía
procedente de instalaciones de tratamiento y reducción de residuos ganaderos y de lodos. Castilla
La Mancha ocupaba el primer puesto en energía fotovoltaica (debido a su central de Toledo PV);
Galicia, en energía eólica; Aragón, en energía hidráulica; Andalucía, en biomasa; y Asturias, en la
utilización de residuos. En cuanto a la potencia instalada al 31 de diciembre de los años 1999, 2000
y 2001 en cada una de la Comunidades Autónomas, la región con más potencia instalada en
régimen especial era Cataluña, fundamentalmente en cogeneración (Cuadros 4 y 5).
15
CUADRO 3
Fuente CNE
Como se ha comentado, las tarifas y primas del régimen especial correspondientes al año
2001 fueron actualizadas en el Real Decreto 3490/2000. Los precios de venta de energía eléctrica
de las instalaciones acogidas al RD 2366/94 varían con la evolución de las tarifas integrales
correspondientes, lo que representó en 2001 un incremento de un 1,5% con respecto al año anterior.
Las primas del RD 2818/98 fueron actualizadas teniendo en cuenta una variación de los parámetros
de tipo de interés, precio del gas y precio medio de venta de electricidad de 48%, 54% y –1,5%,
16
respectivamente, dando como resultado una variación de las primas de la cogeneración y del
tratamiento de residuos de un 33% y de la producción con residuos de un 22%. Dentro de este Real
Decreto, la prima de los grupos renovables no cambió con respecto a 2000. En cuanto a los precios
medios del mercado utilizados en la retribución de las instalaciones del RD 2818/98, ha de
señalarse que el precio medio horario final ponderado del año 2001 fue 3,859 cent€/kWh, un 1,2%
inferior al registrado el año anterior (Cuadro 6).
La prima equivalente resultante en 2001 fue mayor que en 2000, debido a que el precio medio
del régimen especial subió y el de mercado se redujo ligeramente. Así, la prima equivalente de las
compras al régimen especial en el año 2001 respecto al precio medio del mercado fue de 2,44, lo
que representaba 735.106 miles de euros. El precio medio facturado en 2001 por la energía vertida
a la red peninsular por el régimen especial fue de 6,299 cent€/kWh, mientras que el precio medio
cobrado por los generadores en régimen ordinario alcanzó 3,957 cent€/kWh (precio medio de venta
de estos generadores en el mercado de 3,877 cent€/kWh más precio medio cobrado por costes de
transición a la competencia de 0,07 cent€/kWh). La citada prima equivalente ha de entenderse
teniendo presente que el precio percibido por las empresas generadoras en régimen ordinario no
tiene internalizado totalmente el efecto de los daños que provoca su actividad en el medio
ambiente. En otras palabras, es deseable que los incentivos económicos permitan sustituir las
tecnologías de generación por otras más eficientes desde el punto de vista medioambiental.
Finalmente, el Real Decreto 1436/2002 estableció las tarifas para las energías renovables
correspondientes al año 2003 con una rebaja de las primas a la eólica y a la minihidráulica de un 8
por ciento y un 2 por ciento respectivamente. La decisión del ejecutivo desoyó la recomendación de
la Comisión Nacional de la Energía, que a su vez se hacía eco de la postura casi unánime en este
sentido del Consejo Consultivo de la Electricidad, y de las peticiones de la Asociación de
Productores de Energías Renovables que reiteradamente señalaron que esta rebaja podría traer
consecuencias negativas para el desarrollo de las energías limpias en España.
17
CUADRO 4.
Fuente CNE
CUADRO 5.
Fuente CNE
18
CUADRO 6.
Fuente CNE y OMEL
Según la Comisión Nacional de Energía, a falta de una metodología de revisión de las primas
del régimen especial, conforme a lo establecido en el Real Decreto 2818/1998, y en aras a
garantizar el cumplimiento del Plan de Fomento de Energías Renovables, aprobado por el
Gobierno, así como los compromisos adquiridos en el marco del Protocolo de Kioto, no era
conveniente una bajada de las primas del régimen especial.
Debe resaltarse, tal como señala Fages (2003), Presidente de la Federación Europea de
Energías Renovables (EREF), que la retribución a la energía eólica en Europa es muy dispar. El
precio medio es de 77 €/MWh, pero en España se sitúa en 65 €/MWh, por detrás de Italia (130
€/MWh), Luxemburgo (100), Gran Bretaña (98), Bélgica (96), Portugal y Alemania (72) y Francia
y Holanda (68). Solamente quedarían con precios inferiores, Irlanda (54 €/MWh) y Grecia (63).
Las diferencias se explican por las políticas gubernamentales de apoyo pero también porque el
coste unitario del kWh renovable generado con los sistemas de cuota más certificado verde (vigente
en Italia, Gran Bretaña y Bélgica) es superior al de la media de los países donde prevalece el
sistema REFIT (Renewable Energy Feed in Tariffs) como en Francia, Alemania, Grecia,
19
Luxemburgo, Portugal y España3. Según este mismo autor, sólo Alemania parece estar en
condiciones de alcanzar su objetivo nacional siempre que mantenga sus políticas actuales de
apoyo4
Por otra parte, Martínez Yoldi (2001) puntualiza que la energía eólica no sería rentable si la
regulación no la favoreciera. La diferencia existente entre la rentabilidad privada sin regulación
(3,3%) y la rentabilidad social (16,2% sin efecto invernadero y 18,6% con efecto invernadero)
justifica la existencia de una regulación pública que incentive la producción de energía eólica.
Teniendo en cuenta el efecto invernadero, el coste externo evitado gracias a la generación de un
kWh en parques eólicos es de 4,2 cent€ y la prima para este tipo de energía 2,44 cent€/kWh (en
2001), diferencia que justifica la existencia de una subvención pública. Sin embargo, es plausible
una regulación más eficiente propuesta por este mismo autor, el subsidio ecológico. Con él, se
solucionaría un punto débil de la regulación actual consistente en la intervención en el mercado
final, provocando que el precio no reaccione al aumento de oferta de energía eólica y que el número
de potenciales entrantes sea excesivo y la autoridad necesite recurrir a limitaciones administrativas
que impidan la saturación del mercado.
La cuantía del subsidio se vincularía al beneficio medio externo que genera la producción de
energía eólica en la sociedad (contaminación evitada como externalidad positiva menos el impacto
visual como externalidad negativa) y puede plasmarse como una reducción de la carga fiscal
soportada por los productores. El subsidio ecológico podría ser más eficiente que el sistema de
permisos negociables, ya que fomentaría la innovación mediante la entrada de nuevas empresas y
sería, al mismo tiempo, más eficaz que un impuesto ecológico, por su factible implantación
práctica.
3 En el sistema REFIT los generadores renovables tienen derecho a vender toda su producción a la red eléctrica, bien con un precio fijo (Alemania, Francia), a un precio fijo más ayudas a la inversión (Grecia, Luxemburgo y Portugal), o bien, a un precio variable resultado de un incentivo compensatorio fijo más un precio de mercado pool general como es el caso de España. La retribución en Europa está garantizada durante un periodo de entre 10 y 20 años, a excepción de España.
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I.4. ALGUNOS ASPECTOS ECONOMICOS DE LA ENERGIA EÓLICA
Cualquier intento de estimación del impacto socioeconómico de la energía eólica exige un
repaso previo de algunos aspectos de este tipo de energía, como los relacionados con el proceso de
generación, los costes de instalación, operación y mantenimiento de los aerogeneradores o los
ingresos que proporciona esta actividad5.
Inicialmente, ha de tenerse en cuenta que la fracción de energía capturada por un
aerogenerador viene dada por el coeficiente de potencia. Este coeficiente de potencia tiene un valor
máximo teórico de 59,3% denominado límite de Betz. La potencia obtenida es directamente
proporcional al área barrida por las palas y al cubo de la velocidad del viento. Por otra parte, es
necesario elevar la altura del generador para conseguir una mayor velocidad del aire (teoría de la
capa límite). De ahí que -como el Gráfico 6 refleja- los generadores que se instalan sean cada vez
mayores. Con frecuencia, de 1500 kW, con una torre de 50 m de altura y 63 m de diámetro de pala
(algunos equipos llevan dos generadores de 750 kW acoplados en paralelo).
Al principio, los aerogeneradores tenían rendimientos del 10%, pero posteriormente fueron
utilizándose sistemas de control para operar con la máxima eficiencia aerodinámica y alcanzar
valores de rendimiento próximos al 50%. Por otra parte, la mayoría de los aerogeneradores actuales
son de eje horizontal. La opción de eje vertical tiene la ventaja de que los equipos de conversión y
control están en la base del grupo y el aerogenerador no tiene que orientar su posición según la
dirección del viento. La principal desventaja es que las cargas mecánicas pasan de cero a su valor
4 Recordamos que España alcanzó el 21,9% en 2001, lejos todavía del objetivo del 29,4% para el año 2010.
5 Ver Milborrow (1994) y Comisión Europea (Dirección General para la energía) para un análisis de los aspectos económicos de la energía eólica. Asimismo, se pueden consultar las siguientes páginas web, entre las más destacadas: http://www.geocities.com/cescant/eolic_cant.html; http://www.windpower.org/es/tour/index.htm; http://www.appa.es/; http://www.cne.es/
21
máximo dos o tres veces por ciclo, dependiendo del número de palas y también la altura del rotor es
más pequeña que en los de eje horizontal, con lo que el viento recibido es menor.
GRAFICO 6.
Los primeros aerogeneradores comerciales utilizaban la serie de perfiles aerodinámicos
NACA 44XX para las palas del aerogenerador. Más tarde, se usaron perfiles específicos para el uso
en turbinas eólicas. El número de palas utilizado suele ser tres. Se obtiene mayor rendimiento
cuanto menor es el número de palas, debido a que la estela que deja una pala es recogida por la pala
siguiente, lo que hace que ésta se frene. La velocidad del rotor de un aerogenerador comercial se
elige para la utilización óptima de la velocidad del viento en el emplazamiento. La velocidad
resultante del rotor es varias veces más pequeña que la velocidad requerida por el generador. Esta
diferencia de velocidad se soluciona mediante un engranaje. Las claves en el diseño y
funcionamiento de un aerogenerador están, en consecuencia, en los componentes estructurales, el
diseño aerodinámico, el sistema de conversión eléctrica y el sistema de control.
22
Al cambiar de una máquina de 150 kW a otra de 600 kW, por ejemplo, los precios más o
menos se triplican, en lugar de cuadruplicarse. La razón es que, hasta cierto punto, existen
economías de escala, por ejemplo, la cantidad de mano de obra que participa en la construcción de
una máquina de 150 kW no es muy diferente de la que hace falta para construir una máquina de 600
kW. Actualmente la competencia de precios es particularmente dura, y la gama de productos
particularmente amplia a partir de 500 kW. El precio medio para los grandes parques eólicos
modernos tiende a situarse entre los 900 y los 1.000 euros por kilovatio de potencia eléctrica
instalada6.
Los costes de instalación incluyen las cimentaciones, normalmente hechas de hormigón
armado, la construcción de carreteras (necesarias para transportar la turbina y las secciones de la
torre hasta el lugar de la construcción), un transformador (necesario para convertir la corriente a
baja tensión (690 V) de la turbina a una corriente para la red eléctrica local), conexión telefónica
para el control remoto y vigilancia de la turbina, y los costes del cableado que va desde la turbina
hasta la línea de alta tensión.
Los costes de las carreteras y de las cimentaciones dependen de las condiciones del suelo, es
decir, de lo barato y fácil que sea construir una carretera capaz de soportar camiones de hasta 30
toneladas. Otro factor variable es la distancia a la carretera ordinaria más cercana, los costes de
llevar una grúa móvil hasta el lugar, y la distancia a una línea de alta tensión capaz de manejar la
producción de energía máxima de la turbina. Lógicamente, resulta más barato conectar muchas
turbinas en la misma localización que conectar una sola, pero existen limitaciones a la cantidad de
energía eléctrica que la red local puede aceptar. Si la red eléctrica es demasiado débil para manejar
la producción de la turbina, puede resultar necesario un refuerzo de red, es decir, una extensión de
6 Las principales empresas fabricantes de equipos son: MADE, GAMESA, NEG MICON, VESTAS, ECOTECNIA,
CENEMESA y ENERCON. Cada una tiene sus propios diseños, pero las características de los mismos son parecidas. Según el estudio dirigido por Burguera (2002) y realizado por el Servicio de Estudios de APPA, el precio medio total de inversión por KW instalado llega a suponer 955 euros.
23
la red eléctrica de alta tensión. Decidir quién ha de pagar por el refuerzo de red (si el propietario de
la turbina o la compañía eléctrica) es una opción que varía por países.
Los modernos aerogeneradores están diseñados para trabajar alrededor de 120.000 horas de
operación a lo largo de su tiempo de vida de diseño, estimada entre quince y veinte años. La vida de
diseño es un compromiso económico útil, que se utiliza para guiar a los ingenieros que desarrollan
los componentes para las turbinas. Sus ensayos tienen que demostrar que sus componentes tienen
una probabilidad de fallo muy baja antes de que su vida útil haya transcurrido. La vida real de un
aerogenerador depende no sólo de la calidad de la turbina, sino también de las condiciones
climáticas locales, es decir, de la cantidad de turbulencias en su emplazamiento. Por ejemplo, las
turbinas marinas pueden durar más debido a la baja turbulencia en el mar, lo cual puede implicar
costes menores.
La experiencia comparada muestra que los costes de mantenimiento son bajos cuando las
turbinas son completamente nuevas, pero que van aumentando conforme la turbina va
envejeciendo. Por otra parte, estudios llevados a cabo en 500 aerogeneradores instalados en
Dinamarca desde 1975 muestran que las nuevas generaciones de turbinas tienen relativamente
menores costes de reparación y mantenimiento que las generaciones más antiguas (los estudios
comparan turbinas que tienen la misma edad pero que pertenecen a distintas generaciones). Los
aerogeneradores daneses más antiguos (de 25 a 150 kW) tenían costes medios de reparación y
mantenimiento de alrededor del 3% de inversión inicial de la turbina. Dado que las turbinas nuevas
son más grandes, los costes de mantenimiento por kW de potencia instalada tienden a disminuir (no
se necesita revisar una gran turbina moderna más a menudo que otra pequeña). Los rangos
estimados para las nuevas máquinas son del 1,5 al 2% al año de la inversión inicial de la turbina. La
mayoría de costes de mantenimiento son una cantidad anual fija para el mantenimiento regular de
las turbinas, aunque algunos prefieren utilizar en sus cálculos una cantidad fija por kWh producido,
normalmente alrededor de 0,01 euros/kWh. El razonamiento sobre el que se apoya este método se
basa en que el desgaste y la rotura en la turbina generalmente aumentan conforme lo hace la
24
producción. Algunos componentes del aerogenerador –como las palas y el multiplicador- están más
sujetos que otros al desgaste y a la rotura. El precio de un juego nuevo de palas, un multiplicador o
un generador puede suponer entre el 15 y el 20% del precio de la turbina.
La producción anual de energía eólica (en millones de kWh) varía con la intensidad del viento
de la localización. Con una velocidad de viento media de 6'75 m/s a la altura del buje, se obtendrá
alrededor de 1,5 millones de kWh de energía anuales. La producción de energía según la velocidad
del viento varía, asimismo, con la distribución de probabilidad del viento, lo que se expresa con
unos llamados factores de forma (k). El gráfico 7 muestra tres ejemplos con diferentes valores de k
(1,5; 2 y 2,5) para un aerogenerador de 600 kW.
GRAFICO 7.
Las cifras de producción de energía anual consideran que los aerogeneradores están en
condiciones de servicio y preparados para girar todo el tiempo; sin embargo precisan reparación e
inspección una vez cada seis meses para asegurar que siguen estando en condiciones de uso.
Además, las averías de componentes y los accidentes (o fallos de suministro eléctrico) pueden
inutilizar los aerogeneradores. Estadísticas detalladas muestran que los fabricantes alcanzan, en
consecuencia, factores de disponibilidad de alrededor del 98 por ciento, es decir, las máquinas están
preparadas para funcionar algo más del 98 por ciento del tiempo teórico. La producción de energía
25
total se ve generalmente afectada en menos de un 2 por ciento, dado que los aerogeneradores nunca
están en funcionamiento durante los vientos fuertes. Un grado tan alto de fiabilidad es
extraordinario comparado con otras tecnologías de generación de electricidad.
La productividad y los costes de los generadores dependen del precio de la electricidad y no
al revés. En Dinamarca, por ejemplo, la producción anual por metro cuadrado de área de rotor
tiende a ser mucho mayor que en Alemania. En rigor, esto no tiene nada que ver con los diferentes
recursos eólicos, sino que depende de los distintos precios de la electricidad. Así, en Dinamarca no
resulta rentable instalar aerogeneradores en zonas de vientos bajos, mientras que en Alemania es
rentable utilizar las zonas de poco viento debido a los altos precios de la electricidad. La razón
estriba en que Alemania tiene un precio de la electricidad muy alto para las renovables (tarifa
eléctrica por kWh de la energía suministrada a red) que permite equipar a los aerogeneradores con
torres muy altas para un determinado tamaño de generador o instalar aerogeneradores en las zonas
de poco viento7. Igualmente se obtiene una imagen engañosa al observar los costes de instalación.
No necesariamente hay altos costes de generación de electricidad cuando los costes de instalación
son elevados, sino más bien al contrario, puesto que se suele incurrir en costes de instalación altos
cuando se tiene un buen recurso eólico (y por lo tanto costes de generación baratos) en un área
remota. Así, los costes de instalación en Gales tienden a ser varias veces superiores a los de
Dinamarca, a pesar del bajo precio de la electricidad. Esto se explica porque hay gran cantidad de
viento en la cima de las colinas Welch donde se sitúan los aerogeneradores.
Si se comparan las características eólicas de los países europeos, España se sitúa en segundo
lugar, por detrás de Alemania; y Dinamarca, en tercer lugar (Gráfico 8). Las posiciones alcanzadas
responden más a la efectividad de las medidas de apoyo utilizadas en cada país que a los recursos
eólicos disponibles realmente. De hecho Alemania, España y Dinamarca son los países donde se ha
26
utilizado tarifas que garantizan un precio fijo (o prima fija) a los productores de energías
renovables A nivel mundial, España se encontraba, en julio de 2002, en tercer lugar, por detrás de
Estados Unidos (Cuadro 7). Sin embargo, a finales de 2002, España se situaba como segunda
potencia eólica mundial (con 4.830 MW instalados), después de Alemania (12.001 MW) y por
delante de los Estados Unidos (4.685 MW).
CUADRO 7. PRINCIPALES PAISES POR CAPACIDAD EÓLICA INSTALADA (MAS DE 100 MW)
(Actualizado a Julio 2002)
PAIS MW PAIS MW 1 ALEMANIA 9.438 10 JAPON 300 2 ESTADOS UNIDOS 4.258 11 GRECIA 272 3 ESPAÑA 3.840 12 SUECIA 264 4 DINAMARCA 2.417 13 CANADA 207 5 INDIA 1.507 14 PORTUGAL 127 6 ITALIA 700 15 IRLANDA 125 7 HOLANDA 501 16 EGIPTO 125 8 REINO UNIDO 493 17 FRANCIA 116
Fuente: WSH-Statistics
7 En este caso, las turbinas más económicas tendrán mayores diámetros de rotor respecto al tamaño del generador que en otras partes del mundo.
27
GRAFICO 8. CARACTERISTICAS EÓLICAS
I.5. LA ENERGIA EÓLICA Y EL MEDIO AMBIENTE
Existen diversas razones para incentivar la energía eólica, algunas ya mencionadas y otras que
se estudiarán en este epígrafe:
a) Es una fuente de energía segura y renovable.
b) No produce emisiones a la atmósfera ni genera residuos, salvo los de la fabricación de los
equipos y el aceite de los engranajes.
c) Se trata de instalaciones móviles, su desmantelación permite recuperar totalmente la zona.
28
d) Los parques eólicos se construyen con rapidez (no más de seis meses).
e) Los parques eólicos benefician a los municipios donde se ubican (canon anual por
ocupación del suelo, Impuesto de Actividades Económicas e Impuesto sobre Bienes Inmuebles, en
su caso).
f) Su instalación es compatible con otros usos del suelo.
g) Crea puestos de trabajo.
Sin embargo, presentan algunas desventajas destacadas, especialmente, por los grupos
ecologistas:
a) Impacto visual: su instalación genera una alta modificación del paisaje.
b) Impacto sonoro: el roce de las palas con el aire produce un ruido constante.
c) Impacto sobre la avifauna: principalmente por el choque de las aves contra las palas,
efectos desconocidos sobre modificación de los comportamientos habituales de migración y
anidación.
d) La sombra proyectada por los aerogeneradores.
Estos inconvenientes pueden matizarse en varios aspectos Así por ejemplo, los
aerogeneradores son siempre visibles en el paisaje, pero los más grandes pueden suponer una
ventaja económica y estética, porque tienen una velocidad de rotación menor que las turbinas más
pequeñas. En general, las grandes turbinas no llaman la atención de la misma forma que lo hacen
los objetos que se mueven rápidamente. Por otra parte, numerosos estudios realizados en
Dinamarca, Reino Unido, Alemania y los Países Bajos han revelado que la gente que vive cerca de
aerogeneradores se muestra, generalmente, más a favor de ellos que los habitantes de las ciudades.
En cuanto al impacto sonoro, parece que el ruido no es un problema principal, dada la
distancia a la que se encuentran los vecinos más cercanos (como mínimo unos 7 diámetros de rotor
29
o 300 metros). En el Gráfico 9, cada cuadrado equivale a 43 metros cuadrados, aproximadamente
un diámetro de rotor. Las zonas rojas brillantes son las áreas con una alta intensidad sonora, por
encima de los 55 dB(A). Las áreas suaves indican áreas con niveles de sonido por encima de los 45
dB(A), que normalmente no serán utilizadas para la construcción de viviendas. Como puede verse,
la zona afectada por el sonido se extiende sólo a una distancia de unos pocos diámetros de rotor
desde la máquina. Dado que la distinción entre ruido y sonido es un fenómeno subjetivo, no es fácil
elaborar un modelo sencillo y universalmente satisfactorio del fenómeno del sonido. De hecho, un
estudio llevado a cabo por el instituto de investigación danés "DK Teknik" parece indicar que la
percepción del sonido de los aerogeneradores por parte de las personas está más gobernada por su
actitud hacia la fuente de sonido que por el sonido real en sí mismo.
GRAFICO 9. PLAN DE INSTALACION DE UN AEROGENERADOR RESPECTO AL SONIDO
Respecto a los choques, las aves colisionan a menudo con líneas aéreas de alta tensión,
mástiles, postes y ventanas de edificios, incluso mueren atropelladas por los automóviles. Sin
embargo, rara vez se ven molestadas por los aerogeneradores. Estudios de radar en Tjaereborg, en
la parte occidental de Dinamarca, donde hay instalado un aerogenerador de 2 MW con un diámetro
30
de rotor de 60 metros, muestran que las aves (bien sea de día o de noche) tienden a cambiar su ruta
de vuelo unos 100-200 metros antes de llegar a la turbina, y pasan sobre ella a una distancia segura.
En Dinamarca hay varios ejemplos de aves (halcones) que anidan en jaulas montadas en las torres
de los aerogeneradores.
El único emplazamiento conocido en el que existen problemas de colisión de aves está
localizado en Altamont Pass, en California. Las colisiones no son comunes en este paraje, aunque
la preocupación es mayor dado que las especies afectadas están protegidas por ley. De hecho, un
estudio del Ministerio de Medio Ambiente danés indica que las líneas de alimentación que
conducen a los parques eólicos representan para las aves un peligro mucho mayor que los
aerogeneradores en sí mismos. Algunas aves se acostumbran a los aerogeneradores muy
rápidamente pero a otras les lleva algo más de tiempo. Así pues, las posibilidades de levantar
parques eólicos al lado de santuarios de aves depende de la especie en cuestión8.
Finalmente, los aerogeneradores, al igual que el resto de estructuras altas, proyectan una
sombra en las áreas vecinas cuando el sol esté visible. Si alguien vive cerca de un aerogenerador
puede verse molestado si las palas del rotor cortan la luz solar o por el efecto de parpadeo que
provoca su movimiento. Sin embargo, una planificación cuidada puede ayudar a resolver ese
problema. Si se conoce la zona donde el potencial efecto de parpadeo va a ser mayor, pueden
colocarse las turbinas de forma que se evite cualquier molestia a los vecinos. No obstante estos
inconvenientes, pueden ser compensados por su menor impacto ambiental en comparación con las
energías convencionales puesto que la energía eólica produce una menor emisión de CO2 que el
carbón, el gas natural, la energía nuclear y la geotérmica. Adicionalmente, sólo produce trazas en
cuanto a NO2, SO2, partículas, CO, hidrocarburos y residuos nucleares en la fase de construcción,
8 De acuerdo con las conclusiones de algunos estudios sobre aerogeneradores según se recoge en Canadian Wind Energy Association Conference (1997).
31
lo que la convierte en la energía más limpia cuando se comparan todas las posibles, aspectos ya
comentados anteriormente y ahora plasmados en el Cuadro 8.
CUADRO 8.
COMPARACIÓN DEL IMPACTO AMBIENTAL DE LAS DIFERENTES FORMAS DE
PRODUCIR ELECTRICIDAD (en Toneladas por GWh producido): FUENTE DE
ENERGÍA CO2 NO2 SO2 PARTÍCULAS CO HIDRO- CARBUROS
RESIDUOS NUCLEARES TOTAL
Carbón 1.058,2 2.986 2,971 1,626 0,267 0,102 - 1.066,1Gas Natural
(ciclo combinado)
824 0,251 0,336 1,176 TR TR - 825,8
Nuclear 8,6 0,034 0,029 0,003 0,018 0,001 3,641 12,3 Fotovoltaica 5,9 0,008 0,023 0,017 0,003 0,002 - 5,9
Biomasa 0 0,614 0,154 0,512 11,361 0,768 - 13,4 Geotérmica 56,8 TR TR TR TR TR - 56,8
Eólica 7,4 TR TR TR TR TR - 7,4 Solar
Térmica 3,6 TR TR TR TR TR - 3,6
Hidráulica 6,6 TR TR TR TR TR - 6,6,
Fuente: US Departament of Energy, Council for Renewable Energy Education y AEDENAT.
TR= trazas.
I.6. PRESENCIA Y PROYECCION DE LA ENERGIA EOLICA EN EL SECTOR
ELECTRICO ESPAÑOL
La energía eólica es la fuente del régimen especial de mayor crecimiento en los últimos años.
Sin embargo, si bien en 1998 y 1999 se alcanzaron crecimientos del 99%, en 2000 y en 2001, este
ritmo se redujo alcanzando un 74% y un 47%, respectivamente (Cuadro 9). En cuanto a la potencia
eólica, en el año 2001 se instalaron unos 1000 MW, frente a los 700 MW que se instalaron en 2000
y en 1999, alcanzando un total de 3.295 MW. De mantenerse este ritmo, en los próximos años se
lograría el objetivo mínimo del Plan de Fomento de Energías Renovables (8.974 MW) y tal vez el
máximo (13.000 MW).
32
El Gráfico 10 muestra la potencia eólica que se conseguiría en España si se mantuviese un
ritmo anual de incorporación de 700 MW hasta el año 2010, superando claramente el objetivo del
Plan. Sin embargo, hay que tener en cuenta que el número de emplazamientos es un recurso
limitado y que los ya utilizados son los más atractivos en términos de rentabilidad, por lo que es
posible que este crecimiento no pueda mantenerse al mismo ritmo en el futuro.
CUADRO 9.
Fuente: CNE
GRAFICO 10.
Fuente: CNE
33
En cualquier caso, según el mencionado Plan, el potencial eólico existente en España,
técnicamente aprovechable es de 15.100 MW (teniendo en cuenta la tecnología disponible en 1999
y prescindiendo de la tecnología off-shore), muy por encima del objetivo marcado. A finales de
2002 la potencia instalada según datos de la Asociación de Promotores de Energías Renovables
(APPA) era de 4.827 MW, con un ritmo de crecimiento con respecto a 2001 de 45%. Si se
mantuviera este ritmo de crecimiento claramente se superaría el mínimo del Plan de Fomento,
encontrándose muy cerca del máximo de 13.000 MW. En cuanto a la localización de los parques
eólicos que estaban conectados a red y generando electricidad a 31 de diciembre de 2001, puede
observarse que Galicia, Castilla-La Mancha, Aragón, Navarra y Castilla-León eran las
Comunidades líderes en potencia instalada (Gráfico 11).
GRAFICO 11.
Fuente: CNE
34
La potencia de origen eólico conectada a la red eléctrica española sigue
aumentando de manera notable (con una potencia media de los aerogeneradores
instalados durante 2002 situada en 808 kW). Con datos de la APPA, la nueva
potencia se instaló principalmente en cuatro comunidades: Galicia (341 MW),
Castilla y León (324 MW), Aragón (269 MW) y Castilla-La Mancha (241 MW).
Por Comunidades Autónomas, con datos de diciembre de 2002 (Cuadro 10),
Aragón ocupa el tercer lugar, con 734 MW instalados (un 15,19% sobre el total
nacional de potencia instalada), precedida por Galicia (1.315 MW) y Castilla-La
Mancha (741 MW). Por su parte, Navarra (con 692 MW) ocupaba la cuarta
posición, habiendo alcanzado prácticamente su potencial eólico.
CUADRO 10. POTENCIA EÓLICA INSTALADA POR COMUNIDADES
(a finales de diciembre de 2002)
POTENCIA EN MW
%
1 GALICIA 1.314,98 27,22 2 CASTILLA-LAMANCHA 741,17 15,34 3 ARAGON 733,92 15,19 4 NAVARRA 692,51 14,33 5 CASTILLA LEON 634,93 13,14 6 LA RIOJA 203,52 4,21 7 ANDALUCIA 163,63 3,38 8 CANARIAS 126,92 2,62 9 CATALUÑA 86,36 1,78
10 ASTURIAS 73,72 1,52 11 PAIS VASCO 26,97 0,56 12 C. VALENCIANA 20,49 0,42 13 MURCIA 11,22 0,23 14 BALEARES 0 0 15 CANTABRIA 0 0 16 EXTREMADURA 0 0 17 MADRID 0 0
SUMA TOTAL 4.830,35 100
Potencia eólica según el RRE, Julio 2002
35
I.7. PRESENCIA Y PROYECCION DE LA ENERGIA EOLICA EN ARAGON
Uno de los objetivos prioritarios de la política energética del Gobierno de Aragón, según el
Plan Energético de Aragón y el Plan de Acción de las Energías Renovables en Aragón, es la
utilización racional de la energía, en particular, el desarrollo y el aprovechamiento de los recursos
energéticos renovables, de acuerdo con las directrices de la Unión Europea, el Plan Energético
Nacional y el Plan de Fomento de las Energías Renovables en España, que incluye entre sus
prioridades de política energética aumentar la contribución de los autogeneradores en la producción
de energía eléctrica.
El espíritu de la política energética deseada para Aragón se recoge en la memoria elaborada
por el Pleno del Consejo de Protección de la Naturaleza de Aragón, en la reunión celebrada el 15 de
diciembre de 1999, cuando aprobó el siguiente texto: “Se hace necesario coordinar todas las
medidas y propuestas con un Plan Energético Estratégico que, además de ordenar y coordinar los
análisis del impacto ambiental de los parques eólicos, lo haga también con las otras fuentes
energéticas renovables que permiten las posibilidades de Aragón. Tanto la energía eólica como el
resto de renovables debe, además de contemplar el impacto ambiental, tener en cuenta los valores
naturales y paisajísticos del territorio sobre el que se implanta. Para fomentar y apoyar el empleo
de la energía solar deben eliminarse las trabas existentes para que la ciudadanía pueda apostar
por instalaciones de este tipo igual que es conveniente que las posibilidades de apoyo y subvención
se extiendan a todo el territorio aragonés. Compartiendo el criterio de enterrar líneas de alta
tensión consideramos también prioritario actuar en la misma dirección con las líneas de media y
baja tensión por los impactos sobre la fauna y el paisaje. Creemos que falta una apuesta por el
ahorro y la eficiencia energética que representa la arquitectura bioclimática”.
Aragón consume menos energía eléctrica de la que produce. En el año 2000, se estimó por
parte de UNESA (Asociación Española de la Industria Eléctrica), un consumo de energía eléctrica
del 3,2% sobre el total español, inferior a la representación estimada de la producción de energía
36
eléctrica (superior al 5%). Así pues, la región es netamente exportadora de electricidad. La
estructura del consumo en Aragón revela que el sector “Industria” consume más de la mitad de la
energía eléctrica, seguida de las “Utilidades domésticas”, que suponen casi un cuarto de la energía
consumida, y del “Comercio y Servicios”. El resto, y a mucha distancia, se reparte entre la
“Agricultura” y el “Transporte”, que utilizan energías distintas de la eléctrica. La estructura es
similar a la de España, aunque en términos relativos en Aragón se consuma más cantidad de energía
por parte de la “Industria” que por parte del “Comercio y Servicios”, como consecuencia de la
mayor especialización en el sector industrial frente al sector servicios9. En Aragón, la producción
de energía eléctrica de origen eólico suponía en 2002 un 11% de la producción eléctrica total,
porcentaje claramente superior al del conjunto nacional situado en un 4%.
El desarrollo de las energías integradas en el régimen especial en la Comunidad aragonesa ha
tenido un fuerte obstáculo en la evacuación de energía producida10. Esto es debido a que la red de
transporte de energía eléctrica en algunos lugares de producción resulta insuficiente para evacuar la
energía generada. Por este motivo, el Departamento de Industria, Comercio y Desarrollo tomó la
iniciativa y aprobó la Orden de 30 de noviembre de 2000, por la que se dispone el procedimiento de
asignación de conexiones a la red eléctrica para instalaciones de generación, en el ámbito del Plan
de Evacuación de Régimen Especial de Aragón 2000-2002 (PEREA), normativa que se comenta en
el apartado de infraestructuras eléctricas. El Cuadro 11 recoge la principal normativa que afecta al
sector eólico en Aragón.
Como culminación de una primera fase del PEREA, el Gobierno de Aragón suscribió, en julio
de 2000, un convenio con Red Eléctrica de España, al objeto de desbloquear la cuestión del vertido
a la red. Previo análisis técnico, el acuerdo estipuló actuaciones en la red de transporte y determinó
como objetivo razonable de capacidad de evacuación global para Aragón, dedicada a la generación
en régimen especial, alcanzar durante el período de vigencia del Plan, la cuantía de 1830 MW de
9 Ver Simón (1996) y Aixalá y Simón (2000) para un análisis del sector industrial así como de la política industrial y tecnológica en Aragón.
10 Ver Garcés (1999) y Gimeno y Sanaú (2001) para una revisión del régimen jurídico de la energía eólica y sus consecuencias económicas para Aragón.
37
potencia instalada. Como segunda fase de este Plan, el Gobierno de Aragón concertó, en septiembre
de 2000, con la compañía eléctrica de transporte y distribución (entonces Eléctricas Reunidas de
Zaragoza I, S.A.), un acuerdo relativo al establecimiento de condiciones para la incorporación de
proyectos al Plan y, en su caso, ejecución de infraestructuras comunes o compartidas. Como tercera
fase, se organizó la integración efectiva de los proyectos en el Plan, a través, en primera instancia,
de la voluntad manifiesta y garantizada de los promotores, así como de la subsiguiente definición de
posibilidades y actuaciones de acceso a la red y de la identificación de las instalaciones de
generación de mayor interés general, cuya ejecución sea viable en el ámbito temporal del Plan. En
la actualidad, se ha suspendido la aprobación de nuevos Planes Eólicos Estratégicos.
CUADRO 11. PRINCIPAL NORMATIVA QUE LE AFECTA AL SECTOR EÓLICO EN ARAGÓN
Decreto 279/1995, 19 de diciembre, de la Diputación General de Aragón, por el que se regula el procedimiento para la autorización de las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de la energía eólica, en el ámbito de la Comunidad Autónoma de Aragón.
Decreto 93/1996, 28 de mayo, del Gobierno de Aragón, por el que se regula el procedimiento de autorización de instalaciones de innovación y desarrollo para el aprovechamiento de la energía eólica, en el ámbito de la Comunidad Autónoma de Aragón.
Decreto 68/1998, 31 de marzo, del Gobierno de Aragón, por el que se establecen subvenciones en materia de ahorro y diversificación energética, uso racional de la energía, aprovechamiento de los recursos autóctonos y renovables e infraestructura energética en el medio rural.
Orden de 30 de noviembre de 2000, Departamento de Industria, Comercio y Desarrollo, por la que se dispone el procedimiento de asignación de conexiones a la red eléctrica para instalaciones de generación, en el ámbito del Plan de Evacuación de Régimen Especial de Aragón 2000-2002 (PEREA).
ORDEN de 17 de octubre de 2002, Departamento de Industria, Comercio y Desarrollo, por la que se convocan para el ejercicio 2003, ayudas en materia de ahorro y diversificación energética, uso racional de la energía, aprovechamiento de los recursos autóctonos y renovables e infraestructura energética en el medio rural.
Decreto 348/2002, de 19 de noviembre, del Gobierno de Aragón, por el que se suspende la aprobación de nuevos Planes Eólicos Estratégicos.
38
II.- ESTIMACIÓN DEL PRODUCTO Y EL EMPLEO GENERADO EN ARAGÓN
POR LA INVERSIÓN EN PARQUES EÓLICOS Y POR LA GENERACIÓN DE ENERGÍA
EÓLICA
La estimación del producto y empleo en una economía derivados de un determinado impulso
de la demanda final en alguno de sus sectores se lleva a cabo utilizando el llamado modelo de
entrada-salida. Se trata de un modelo que sigue el flujo de distribución de cada sector de la
economía hacia el resto de sectores y se denomina Modelo Input-Output (MIO). Permite seguir las
adquisiciones de inputs intermedios entre los diferentes sectores a lo largo de toda la economía en
un número infinito de eslabones (utilizando una técnica matemática llamada inversión de
matrices)11.
II.1. MODELO INPUT-OUTPUT (MIO)
Las transacciones que se realizan en las economías pueden describirse como un circuito
económico o sistema de flujos independientes, tanto de bienes y servicios, como de factores
productivos. El modelo input-output (MIO) ponen énfasis en estos flujos desde el punto de vista
de las ramas de actividad (como agregación de distintas unidades de actividad económica local).
El Sistema Europeo de Cuentas (SEC) considera tres unidades de análisis a las que llega por
agregación de la información suministrada por las unidades de investigación:
11 Un antecedente de este tipo de estudios que emplea el llamado MIO es el realizado para la economía danesa, publicado por Danish Central Bureau of Statistics (1996). El modelo divide la economía en 117 subsectores, y representa los flujos de 27 bienes energéticos (combustibles, etc.) entre los 117 sectores. La principal ventaja de utilizar este método, en lugar de utilizar cálculos de ingeniería, es que permite representar adecuadamente la cantidad de energía utilizada por los productores de equipamiento de componentes y fabricación, edificios, etc. en todos los eslabones de la cadena de producción. El resultado es un gran cuadro de 117 por 117 flujos de energía (realizando una operación matemática en la tabla, denominada inversión de la matriz, se obtiene la cantidad de energía por dólar de salida). Una buena explicación del MIO, seguida en este apartado, puede consultarse en Muñoz Cidad (2000).
39
a) Unidades institucionales (adecuadas para la descripción de las relaciones de
funcionamiento y comportamiento). Su agregación da lugar a los sectores institucionales
(sociedades, hogares, administraciones públicas12...).
b) Unidades de actividad económica local, que son unidades institucionales o parte de ellas
que producen bienes o servicios y sitas en un lugar delimitado topográficamente. Pueden ejercer
una actividad principal así como otras secundarias y auxiliares (transporte, limpieza, contabilidad...
para sí mismas). La agregación de unidades de actividad económica local da lugar a las ramas de
actividad.
c) Unidades de producción homogénea (UPH), que son las ideales para analizar los procesos
de producción y se caracterizan por una actividad única que se identifica por sus insumos, su
proceso de producción y los productos obtenidos. La agrupación de unidades de producción
homogénea origina las ramas de producción homogénea, agrupaciones ideales para el análisis
económico, en particular, para el MIO13. Las empresas generadoras de energía eólica
caracterizadas por una actividad única definida por los inputs, por el proceso de producción y por
los productos obtenidos pueden considerarse UPH. En cambio, las empresas que les suministran,
no.
El MIO puede considerarse como instrumento contable y como modelo de proyección y
simulación. Desde el punto de vista contable, el MIO es una estructura o método sistemático de
captación de datos estadísticos de una economía, desagregada en ramas de actividad y registrando
12 En el SEC-95, la actuación de las empresas públicas y similares se computa en la rama correspondiente. Por su parte, las actividades no de mercado de las administraciones públicas se dividen en dos tipos: las que se consumen colectivamente y no son susceptibles de uso individual (el consumo colectivo) y la que es susceptible de individualización (educación, sanidad, asistencia social y similares).
13 La dificultad de su elaboración obliga a que en el MIO suelan usarse las ramas de actividad y no las ideales ramas de producción homogénea. Habitualmente se realiza la encuesta del MIO en plantas o empresas en las que coinciden múltiples procesos. A partir de ellas se seleccionan actividades con algún grado de homogeneidad, bien por los consumos intermedios utilizados, por la tecnología empleada o por los productos finales para seleccionar unidades relevantes desde el punto de vista técnico y susceptibles de comparación con otras similares.
40
las transacciones entre unas ramas y otras, así como con los factores primarios y con los
demandantes finales. En consecuencia, ofrece una visión cuantitativa de algunas de las
interdependencias que tienen lugar en un sistema económico.
En el MIO se distinguen tres grandes bloques: el de relaciones interindustriales (o de
consumos intermedios), el de demandas finales y el bloque de inputs o insumos primarios.
La parte más sustantiva de un MIO es el bloque de relaciones entre unas ramas y otras. El
MIO de Aragón desagrega la economía en distintas ramas de actividad según la Clasificación
Nacional de Actividades Económicas (CNAE). A cada rama corresponde una columna y una fila
del MIO, leyéndose en columnas los insumos (inputs o entradas) para el proceso productivo de la
rama a la que corresponde cada columna y, en filas, los outputs (salidas o destinos) de las
producciones de cada rama. Por definición, el total de consumos intermedios utilizados por todas
las ramas (suma de los totales de las columnas) coincide con el total de salidas (suma por filas) de
productos para uso intermedio del resto de ramas. Sin embargo, esta igualdad no tiene por qué
producirse rama a rama.
Parte de la producción de las ramas se destina a usos (destinos, empleos) finales, es decir, a
consumo individual, consumo colectivo, formación bruta de capital14 y exportaciones. Tales
empleos se recogen en el bloque de demandas finales.
Los factores de producción primarios, trabajo y capital, se remuneran, respectivamente, con
el salario y el excedente bruto de explotación, lo que se registra en el boque de inputs primarios.
14 En el SEC-95, la formación bruta de capital que figura entre las demandas finales no indica la inversión que se efectúa en cada rama sino la FBC por ramas de origen. Así, la rama de transformados metálicos distribuye productos metálicos (fila), en parte a utilizadores intermedios y, en parte, a las demandas finales. En el cruce de la fila transformados metálicos con la FBC se indica el valor de los productos metálicos que se destinan a FBC y que, como tales, se utilizarán por cualquier rama de la economía. Cuando en las ramas de servicios aparecen algunos destinos en FBC se refieren a los servicios necesarios para la instalación de los bienes de capital que son, por ello, una genuina aportación de las ramas de los servicios a la FBC. Por su parte, la variación de existencias se anotan por actividades de origen.
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Las rentas generadas integran el Valor Añadido de cada rama. Por otra parte, la suma de los
consumos intermedios y valor añadido da la producción de cada rama y la suma de las ramas, la
producción de toda la economía.
Las importaciones realizadas para los procesos productivos (como consumos intermedios) o
por los consumidores finales se recogen en el MIO añadiendo en la parte inferior de la columna
correspondiente a cada rama una fila de importaciones similares a los productos de dicha rama, es
decir, productos recogidos en los dígitos de la CNAE que han sido incluidos en cada rama. La
inclusión de las importaciones permite llegar, a partir del MIO, a la cuenta de bienes y servicios de
las cuentas nacionales que podría elaborarse para cada rama. Debe añadirse que, por la
homogeneidad de las filas y las columnas de una tabla, las importaciones equivalentes deben
añadirse a la rama que efectúa tales producciones (producciones similares a los productos objeto de
importación), aunque en realidad las importaciones hayan sido realizadas por empresarios
pertenecientes a otra rama o por los comerciantes.
Para exponer el funcionamiento del modelo puede usarse la siguiente notación:
xij = Cantidad registrada en la casilla de cruce de la fila i y la columna j del bloque de
consumos intermedios del MIO (utilización que la rama j hace de los productos de la rama i).
Xj = Producción de la rama j (suma de los consumos intermedios de la rama más el valor
añadido).
Vj = Valor añadido por la rama j = remuneración de asalariados + excedente bruto de
explotación = N + B.
D = Demandas finales = Consumo individual + consumo colectivo + formación bruta de
capital + exportaciones = C + G + I + E.
M = Importaciones.
REC = Oferta total de recursos = Producción más importaciones.
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ET = total de empleos, output o destinos (demanda intermedia + D).
IT = input total o recursos totales.
Los estudios basados en el modelo input-output estiman sistemáticamente algunas relaciones
entre las ramas de una economía, calculando para cada una de ellas, la proporción de cada input en
su producción. Tales proporciones se denominan coeficientes de input y pueden representarse en
una tabla o matriz en la que cada elemento es el correspondiente a la tabla original.
Los coeficientes técnicos expresan la utilización que cualquier rama hace de productos de otra
por unidad de producción = aij = utilización que la rama j hace de los productos de la rama i por
unidad de producción = xij/Xj.
En consecuencia,
xij. = aij Xj
Input por unidad de producción por la cantidad producida.
El cálculo de los coeficientes técnicos puede hacerse dividiendo cada xij por la Xj
correspondiente (cada elemento del bloque de transacciones interindustriales por la producción de
la rama correspondiente):
a12 = x12/X2 (la utilización que la rama 2 hace de productos de la rama 1 por unidad de
producción.
En forma matricial sería:
A = Z^ X-1, siendo A la matriz de coeficientes técnicos resultante de efectuar la
multiplicación de las matrices de las xij (Z) por la matriz diagonal de las recíprocas de las
producciones de cada rama (^ X-1).
La suma por columnas de los elementos de la matriz de coeficientes técnicos (A), ∑aij, dará el
total de consumos intermedios que la rama j efectúa para producir una unidad.
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La propia denominación de los coeficientes alude a la expresión de ciertas características
tecnológicas de los procesos productivos. Sin embargo, en la práctica los coeficientes que se
calculan son monetarios, esto es, el valor de los productos de una rama utilizados para obtener una
unidad de producto en la utilizadora de los mismos. La relación estará influida por los precios y
habrá que tener en cuenta la alteración de éstos a lo largo del tiempo para extraer conclusiones
apropiadas respecto a la utilización de inputs así como a su sustitución o ahorro.
En el SEC-95 se diseñan tres tipos de tablas: la de origen, la de destino y la simétrica.
1.- La tabla de origen es una matriz en el que por columnas se presentan ramas de actividad y
por filas los productos15. A partir de ella pueden obtenerse los recursos de una economía por
productos encuadrados en cada rama de actividad. Muestra la oferta de bienes y servicios por
productos y ramas de actividad, distinguiendo entre producciones16 e importaciones17. Puede
presentarse a precios básicos y a precios de adquisición, efectuando las transformaciones adecuadas
en las magnitudes.
La producción total por ramas las importaciones dan la oferta total de bienes y servicios a
precios básicos. Si se añaden a cada producto los márgenes de comercio y de transporte así como
los impuestos netos de productos se obtiene la oferta de cada producto a precios de adquisición18.
15 Realmente, en las columnas se registra la utilización (consumo, o uso productivo) de productos intermedios o de inputs primarios para obtener la producción de la rama de que se trate. La utilización de productos puede no coincidir con las compras. Por filas no se computan las ventas, sino los destinos intermedios o finales de los productos de una rama. Por convenio, los bienes y servicios producidos y consumidos en el mismo periodo en una misma unidad de actividad económica local no se consideran por separado (no se registran ni como producción ni como consumos intermedios). Tal es el caso de las energía eléctrica producida y consumida por los productores de energía.
16 El concepto de producción es la efectivamente realizada, diferente de las ventas. Se incluyen, por tanto, las ventas más las variaciones del stock junto con los trabajos para la propia empresa. Se valora a precios básicos, esto es, consumos intermedios a precios de adquisición más valor añadido a coste de factores más otros impuestos sobre la producción.
17 Por razones de homogeneidad, aunque los comerciantes efectúen directamente importaciones de productos para revenderlos, tales importaciones no aparecen en la tabla en la rama de comercio, sino como importaciones en la rama en la que habitualmente se clasifica el producto objeto de comercio.
18 Las salidas de cada rama se computan a precios básicos, sin costes de distribución ni impuestos sobre productos. Ello origina la aparición de las ramas de comercio y de transportes. Ambas ramas producen márgenes (el valor de éstos representa la
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2.- La tabla de destino es también una matriz en la que por columnas se presentan las ramas y
por filas los productos. Esta tabla muestra los empleos de los bienes y servicios por productos y
tipo de empleo (consumo intermedio y cada uno de los empleos finales). Recoge además los
distintos componentes del valor añadido (remuneración de asalariados, otros impuestos sobre la
producción, excedente bruto de explotación y rentas mixtas) que junto con los consumos
intermedios, permiten obtener la producción a precios básicos por ramas de actividad.
Por ramas de actividad, la producción por rama es igual a los insumos por rama, esto es, la
producción por rama es igual a los consumos intermedios más el valor añadido. Por productos la
oferta total por producto es igual a los empleos totales por producto.
En la tabla de destinos los productos se registran a precios de adquisición. El VAB se registra
a precios básicos y puede obtenerse como resultado de la producción a precios básicos menos los
consumos intermedios a precios de adquisición19. Para pasar de la oferta a precios básicos a la
oferta a precios de adquisición hay que:
a) Reasignar los márgenes comerciales.
b) Reasignar los márgenes de transporte.
c) Añadir los impuestos sobre los productos (con exclusión del IVA deducible).
d) Deducir las subvenciones a los productos.
producción de las ramas). Ello implica que el producto objeto de comercio (transporte) no se considere consumo intermedio del comercio o del transporte (si no fuera así, todas las actividades darían salida a su producción a través del comercio, rama que aparecería como utilizadora de todos los productos). Los consumos intermedios del comercio (transporte) son los elementos utilizados para envolver los artículos, la decoración, la publicidad.... Añadiendo a ellos los inputs primarios se obtiene la producción, es decir, los márgenes (comerciales o de transporte). En los márgenes de transporte sólo se incluye el transporte realizado por terceros (no por el fabricante o mayorista) y que se facturan por separado al comprador.
19 El VAB a coste de los factores puede calcularse a partir del VAB a precios básicos restando otros impuestos sobre la producción.
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En las valoraciones a precios básicos los márgenes (de comercio y de transporte) aparecen
como un producto más objeto de transacciones, mientras que al valorar a precios de adquisición los
márgenes se aplican a los productos correspondientes.
3.- La tabla simétrica es una matriz por producto o rama por rama en la que se detallan los
procesos de producción y empleo de los bienes y servicios, con gran detalle y con el mismo número
de filas y de columnas. La información que contiene debe obtenerse a partir de una reelaboración
de la información primaria, con información adicional o con conocimientos de tecnología o de
expertos.
La tabla simétrica recoge los consumos intermedios a precios básicos producto por
producto, así como los distintos componentes del valor añadido por productos. Del mismo modo se
registran los diferentes tipos de empleos finales. Todo ello puede hacerse a precios básicos y a
precios de adquisición. Este tipo de tabla se utiliza en las modelizaciones posteriores. Pueden
hacerse también rama por rama.
En la confección del MIO se introducen supuestos como:
a) Todos los productos de una rama se han generado con la misma estructura de inputs.
b) Todos los productos de un grupo de productos tienen la misma estructura de inputs
cualquiera que sea la rama que los produce.
La opción de una u otra hipótesis dependerá de los datos y conocimientos disponibles.
Cuando no se pueden aplicar se crean filas de transferencias20.
20 Si una planta de automóviles produce, además, electricidad para la propia planta esta producción secundaria (electricidad) se contabiliza en la tabla en una fila a continuación de la fila de producción, como una transferencia negativa en la rama “automóviles” y como positiva en “producción de energía eléctrica” que la distribuirá a la rama de producción de automóviles. En cambio, en las plantas en las que se realizan muchas actividades auxiliares, como el transporte interno, servicios médicos, contables ..., por convenio, la producción auxiliar no se registra por separado. Sus inputs se consideran inputs de la actividad a la que sirven.
46
Los ingresos de las instituciones financieras derivan de los intereses de sus operaciones de
activo y de los ingresos por la prestación de determinados servicios (cobro de recibos, comisiones
de cambio...). Sólo la producción de estos servicios se había considerado producción en sentido de
la Contabilidad Nacional. Esta consideración produce la anomalía de no incluir entre las
actividades productivas a operaciones importantes como la intermediación financiera. Por otro
lado, nos encontraríamos con una importante generación de consumos intermedios, salarios y
empleos en el sector financiero que no responderían a una actividad productiva o que la producción
de servicios financieros en sentido estricto sería insuficiente para pagar por la utilización de tales
inputs.
La solución para superar esta anomalía es la imputación de una cantidad global para la
intermediación financiera (para la recogida, transformación y distribución de disponibilidades
financieras). Tal cantidad resulta de la diferencia que las instituciones financieras obtienen de las
rentas de propiedad y de la empresa recibidas por intereses y los intereses pagados por sus
operaciones de pasivo y se denomina servicios de intermediación financiera medidos
indirectamente (SIFMI).
Dado que el MIO pretende medir relaciones técnicas, se crea una rama ficticia –servicios de
intermediación financiera medidos indirectamente- que consume tal producción, como un consumo
intermedio global de la economía y cuya producción es cero21.
El MIO puede considerarse como una teoría simplificada de la producción, utilizable como
modelo de simulación y proyección para:
21 Se consiga un excedente bruto de explotación negativo con un importe igual a los consumos intermedios (los SIFMI). Su valor añadido es negativo por la cuantía de los SIFMI. La misión de esta rama es consumir globalmente tales servicios. Al aparecer con excedente bruto de explotación negativo permite deducir del excedente de todas las ramas la parte destinada al pago de intereses. En consecuencia, el VAB de todas las ramas se reduce en dicho importe, aproximando más los excedentes al concepto de beneficio empresarial.
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a) Estimar niveles de producción de cada rama necesarios para satisfacer un objetivo
de demanda final determinado de forma exógena (modelo de demanda).
b) Alteración de los precios de cada rama como resultado de la variación de algún
elemento del valor añadido (salarios) o de los precios de los productos de alguna rama (modelo de
precios).
Dado que las filas de la tabla representan los destinos de la producción de cada rama al resto
de ramas y a la demanda final (rama a rama coinciden con el valor de su producción Xi), dos filas
de una tabla con dos ramas pueden expresarse:
x11 + x12+ D1= X1
x21 + x22+ D2= X2 (1)
llamando xij a los destinos que desde i van a j (usos que j hace de los productos de i), Di a lo
que i destina a la demanda final y Xi a la producción a precios básicos de i. La rama i destina ∑jxij a
usos intermedios y Di a destinos finales.
Como xij. = aij Xj se puede sustituir en (1)
a11 X1 + a12 X2 + D1= X1
a21 X1 + a22 X2+ D2 = X2 (2)
sistema lineal que puede representarse como
AX + D = X (3)
siendo A la matriz de los coeficientes técnicos, X, el vector columna de las producciones a
precios básicos y D el vector columna de las demandas finales.
Sabiendo que aij es un dato y suponiendo que la demanda final se determina de forma
exógena, quedan dos incógnitas y dos ecuaciones.
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El modelo de demanda relaciona las demandas finales autónomas y los niveles de
producción necesarios para satisfacerlas. Si se realizan enunciados alternativos de demanda final a
conseguir, pueden conocerse las producciones necesarias de cada rama para satisfacer dicha
demanda final. Lógicamente, cada rama ha de producir tal objetivo de demanda final más los
productos intermedios que de ella requieran el resto de ramas para producir también una unidad.
Cuando el número de incógnitas es de cierto tamaño, el problema puede resolverse mediante
el algoritmo conocido como el método de la inversa de la matriz de Leontief22:
X = (1- A)-1 D
Siendo X el vector columna de las producciones a precios básicos de cada rama (incógnitas
del problema), (1- A)-1 la inversa de la matriz de Leontief (1- A) y D, el vector columna de las
demandas finales.
Obtenida la inversa se pueden simular diversas situaciones como:
a) Producción de cada rama para que se produzca una unidad para la demanda final
(consumo, exportaciones...).
22 El punto de partida de Leontief es el esquema de equilibrio general walrrasiano. Walras elaboró un sistema de ecuaciones representativo del equilibrio general que se produce en los mercados de bienes y de factores. La competencia produciría unos precios de equilibrio. Era un sistema adecuado para conocer cómo se establece un sistema de precios mediante las demandas competitivas que las actividades hacen de factores de producción, así como la capacidad de sustitución que de sus productos existe en el consumo final. Leontieff restringe y simplifica el esquema de Walras, eliminando los efectos-precio de la sustitución de inputs (no hay factores limitados y los coeficientes de producción son fijos por lo que los inputs intermedios no pueden reemplazarse). Las hipótesis centrales del modelo input-output son:
a) Cada mercancía (o grupo) es suministrada únicamente por una rama (hipótesis de homogeneidad).
b) Los inputs utilizados son función del nivel de producción de cada rama. Esta hipótesis excluye la existencia de economías de escala (hipótesis de proporcionalidad).
c) El efecto total de llevar a cabo varios tipos de producción constituye la suma de los efectos separados, no hay economías ni deseconomías externas (hipótesis de aditividad).
49
b) Puede calcularse el empleo a que dará lugar un determinado nivel de demanda (o
de cualquiera de sus componentes) como el generado a través de los consumos de productos
intermedios de otras ramas.
c) Las necesidades de importaciones intermedias.
La contribución de una rama a la creación de empleo viene determinada por la importancia de
sus productos en la demanda final y por los requerimientos que otras ramas hacen de sus productos
como inputs intermedios. Puede realizarse esta estimación calculando la creación de empleo en
cada rama cuando la demanda final para todas las ramas aumenta en una unidad. Puede hacerse
mediante la expresión:
L = ^l (1-A)-1 D
en la que ^l es la matriz diagonalizada de los coeficientes directos de empleo, D es el vector
columna de las demandas finales y las L son los requerimientos de empleo de cada rama necesarios
para satisfacer demandas finales para todas las ramas.
Generalizando para cualquier componente del valor añadido, distinto del trabajo, llamando
FV a los coeficientes del valor añadido y, en particular, Fl al coeficiente de trabajo por unidad de
producto (Nj/Xj) y Fk al coeficiente de capital por unidad de producción (Nk/Xk), si se desea
conocer la generación de empleo que llevará consigo un incremento de la exportación se procede
de la siguiente forma
L = ^F1 (1-A)-1 DE
siendo DE el vector de exportaciones y ^F1 la matriz diagonal de los coeficientes directos del
trabajo.
Un problema diferente es el cálculo del empleo que la satisfacción de la demanda final de
una rama provocará en las demás, esto es, su capacidad de arrastre o impulso del empleo en las
demás, ya que cada actividad contribuye a la creación de empleo de forma directa e indirecta
50
(mediante la utilización de inputs intermedios producidos a su vez con más o menos trabajo). Por
ello, el cálculo del total de empleo generado por cada actividad da un conocimiento más rico que el
suministrado por el propio coeficiente directo de empleo. Para ello se calcula:
L* = l (1-A)-1
Donde l es un vector fila de los coeficientes directos de empleo de cada rama. Operando se
tendría el trabajo generado por unidad de demanda final de la rama correspondiente, incluyendo el
empleado directamente en la misma y el necesario en otras para producir los consumos intermedios
que utiliza la primera.
Al producir se utilizan también inputs intermedios importados, por lo que parte de los
efectos de generación de producción o de empleo, al incrementarse la demanda final se filtran hacia
el exterior. Asimismo, un aumento de las exportaciones puede, a su vez, aumentar la demanda de
importaciones intermedias, neutralizando en parte sus efectos multiplicadores de la actividad
económica. Las cuestiones relevantes son: importaciones intermedias provocadas por la demanda
final de cada actividad y qué tipo de bienes intermedios importados se requieren (ramas de
actividad de procedencia de las importaciones).
Considerando que xij representa la utilización que j hace de productos de la rama i y
sabiendo que parte de los mismos se importan, cada coeficiente técnico puede desglosarse en dos
coeficientes:
a ij = xij /Xj = xdij /Xj + xm
ij /Xj = adij + mij
siendo el primero el coeficiente de input intermedio de origen interior (doméstico) por unidad
de producción y el segundo el importado, también por unidad de producción.
Utilizando estos coeficientes pueden calcularse, para cada actividad, las necesidades de
importaciones intermedias por unidad de producción:
51
m.j = Σ xmij/ Xj= Σi mij
de donde se obtienen las necesidades directas de importaciones intermedias de todo tipo de
productos para producir una unidad en cada rama de actividad.
El total de importaciones intermedias que el incremento unitario de la demanda final de
cada rama precisa, tanto de forma directa como inducida, puede calcularse a partir de:
M” = m (1-Ad)-1
siendo m el vector fila de coeficientes m.j y (1-Ad)-1 la inversa de la matriz de Leontief para
inputs de origen interior. El resultado serían las importaciones intermedias (de todas las ramas) que
cada rama induce cuando su demanda final se incrementa en una unidad. A partir de tales
coeficientes unitarios (por unidad de demanda final), si se efectúa la operación M” ^D se tendrán
los inputs intermedios importados asociados a un determinado vector de demanda final (D).
II.2. APLICACIÓN DEL MIO PARA LA ESTIMACION DEL PRODUCTO Y EMPLEO
GENERADOS POR LA INVERSION EN PARQUES EÓLICOS
El Modelo Input-Output (MIO) analizado en el apartado previo ha sido utilizado de forma
generalizada para analizar los efectos de arrastre en las economías nacionales y locales, tanto en
nuestro país como internacionalmente23. Para este estudio, se ha utilizado el MIO referido a la
estructura productiva de la economía aragonesa de 1999, publicado en el año 2003.
Cuantificar los efectos de la construcción de parques eólicos exige, previamente, conocer
cómo se ha llevado a cabo el proceso inversor. En la Comunidad Autónoma de Aragón se inició de
52
forma pionera en la década de 1980 y viene produciéndose de forma continuada desde 1996,
observándose un salto cuantitativo importante en 2001, año a partir del cual se alcanzan cifras de
inversión media en torno a los 300 millones de euros anuales hasta el 2004. Previsiblemente, el
ritmo inversor se reducirá hasta los 100 millones en 2005, último año de ejecución del PEREA.
El esfuerzo inversor supondrá, desde el año 2001 hasta el 2004, una instalación media de 350
MW anuales, tal como se recoge en el Cuadro 12. Estas cifras contrastan con las del período 1996-
2000, cuando la media anual era inferior a los 50 millones de euros y se instalaban menos de 50
MW. A lo largo de los años analizados, la relación entre el coste de la inversión y la potencia
instalada ha supuesto una cifra media por megawatio próxima a los 900.000 euros. Este coste medio
resulta válido como dato histórico hasta el año 2002, aunque para el periodo 2003-2005, basado en
previsiones, podría infravalorar el coste real que, según algunos estudios, podría alcanzar el millón
de euros, e incluso superarlo si se tienen en cuenta los gastos de promoción e ingeniería. Cabe
destacar el año 2003 como punto álgido en cuanto a inversión, potencia y número de parques
instalados. Si se cumplen las expectativas, la inversión superará este año los 360 millones de euros
y se instalará una potencia superior a los 400 MW, distribuida en 16 parques eólicos.
Del Cuadro 13 se desprende que, a final de 2005, una vez concluido el proceso inversor
estudiado, Aragón contará con 73 parques eólicos y una potencia instalada próxima a los 1.800
MW, lo que significa una media aproximada de 25 MW por parque. Sin embargo, el abanico es
muy amplio y oscila desde parques de 2 MW, destinados a Investigación y Desarrollo, hasta otros
de casi 50 MW. Los parques han sido promovidos en su inmensa mayoría por las empresas
pertenecientes a la Asociación de Promotores de Energía Eólica de Aragón, que integra a Molinos
de Ebro, S.A; Gamesa Energía, S.A; General Eólica Aragonesa (GEA); Neg-Micon; Endesa
Cogeneración y Renovables (ECYR); Compañía Eólica Aragonesa, S.A (CEASA); PRENEAL;
23 Para el caso aragonés pueden consultarse Aznar (1998), Sánchez y otros (1994) y Simón (1991), entre otros muchos
53
BBB-UMWelttechnik GmbH; Desarrollo Eólico del Ebro, S.A (DESEBRO) y Desarrollos Eólicos,
S.A (DESA). Estas empresas constituyen empresas filiales para explotar los distintos parques
eólicos, tal como se recoge en el citado Cuadro 13. En el mismo también pueden observarse los
municipios de localización de dichos parques, destacando La Muela, Borja y Pedrola, si bien estas
dos últimas localidades tienen un número considerablemente menor de parques eólicos que la
primera.
Para instalar la potencia mencionada se utilizaron en un primer momento aerogeneradores de
660 kW, evolucionando posteriormente hacia máquinas con mayor capacidad de generación,
incluso de 2.000 kW. Tales aerogeneradores han sido suministrados, en su mayor parte, por
GAMESA, MADE y NEG-MICON.
Para calcular el efecto que esta inversión produce en la economía aragonesa es necesario
descomponer el valor económico de un parque eólico. Ello permite concretar qué porcentaje de
inversión se demanda a empresas instaladas en Aragón y que ramas de actividad que fabrican los
distintos componentes de un parque. Debe señalarse al respecto que los planes asociados a la
instalación de parques eólicos suscritos por las diversas empresas y el Gobierno de Aragón (Planes
Eólicos Estratégicos), suelen establecer que unas tres cuartas partes de la inversión se lleven a cabo
por empresas ubicadas en la Comunidad Autónoma.
Como recoge el Cuadro 14, en el que se desagregan los costes de instalación de un parque
eólico, el aerogenerador representa aproximadamente un 75% del coste total -distribuido entre
equipo eléctrico (18%), equipo mecánico (25%) y metalurgia (32%)-; el punto de conexión supone
un 8% del total, mientras que el resto de la instalación alcanza el 17%, repartido entre obra civil
(8%) e instalación eléctrica interna (9%). Se ha supuesto que las empresas ubicadas en Aragón
suministran, como se acuerda en los Planes Eólicos Estratégicos, un 75,5% del parque, siendo los
trabajos.
54
sectores “Equipo eléctrico”, “Metalurgia”, “Equipo mecánico” y “Construcción” los protagonistas
destacados con un 33,3%, 19,2%, 15% y 8% respectivamente. Como se señala posteriormente, el
MIO permite realizar un análisis de sensibilidad para evaluar los efectos que se generarían en el
output y el empleo aragoneses en el caso de que los porcentajes de inversión en las distintas ramas
de actividad difirieran de los establecidos en este estudio o en los Planes Eólicos Estratégicos.
Con los supuestos introducidos y a través del MIO, cuyos aspectos teóricos más relevantes ya
han sido expuestos, se ha estimado la producción directa e indirecta (medida ésta por la capacidad
de arrastre) que la inversión en parques eólicos genera en el conjunto de las 68 ramas de actividad
que las tablas contemplan para la economía aragonesa. Para dicha estimación, se ha introducido una
demanda final, anualizada desde 1996 hasta 2005, aplicada a los sectores citados en el párrafo
anterior y en los porcentajes referidos. Estos sectores se corresponden en el MIO con las
nomenclaturas “Productos metálicos” (rama 28), “Maquinaria y equipo mecánico” (rama 29),
“Maquinaria y material eléctrico” (rama 31) y “Productos de la construcción” (rama 39).
Los resultados, según se desprende del Cuadro 15, muestran que, adicionalmente a la
inversión generada, la capacidad de arrastre se sitúa en torno al 32%. Sobresale el año 2003 por ser
el de mayor inversión, con un volumen de output derivado del efecto de arrastre en torno a los 88
millones de euros. Al analizar los sectores más requeridos, además de los directamente relacionados
con la construcción de parques anteriormente detallados destacan, como recoge el propio Cuadro
15, “Otros servicios empresariales” (rama 56), “Servicios de transporte por carretera” (rama 45),
“Otros servicios de comercio al por menor” (rama 42), “Servicios de intermediación financiera”
(rama 49), “Servicios de comercio al por mayor” (rama 41) y “Energía eléctrica” (rama 6), entre los
sectores más relevantes.
Se observa en el Gráfico 12 que el citado 32% de arrastre sobre la economía regional es una
media ponderada de los efectos de arrastre individuales de las cuatro ramas implicadas
especialmente en el proceso de instalación de los parques eólicos: la rama 39 (productos de la
55
construcción) presenta una capacidad de arrastre en torno al 52%, las ramas 28 (productos
metálicos) y 29 (maquinaria y equipo mecánico) alrededor del 33%, mientras que la rama 31
(maquinaria y material eléctrico) se sitúa próxima al 27%. Ello significa que, si en futuros Planes
Eólicos Estratégicos variase el requerimiento de demanda regional del actual 75,5%, el efecto sobre
el output aragonés dependerá de a qué sectores se les aplica la citada modificación, resultando más
afectado el output si el sector más implicado es “Construcción”, y menos afectado si lo es
“Maquinaria y material eléctrico”.
Ha de puntualizarse que este efecto de arrastre ha sido medido a través de la matriz inversa de
los inputs regionales, que recoge únicamente el efecto sobre la economía aragonesa. Utilizando la
matriz inversa de los inputs totales se obtendría el efecto de arrastre generado fuera de Aragón
como consecuencia de la inversión en parques eólicos instalados en la Comunidad Autónoma. Este
efecto de arrastre sobre otras economías, unido al 24,5% inicial de inversión demandada fuera de
Aragón tal como se desprendía de las cifras del Cuadro 14, producirán sobre la economía aragonesa
un segundo efecto de arrastre que, aunque de difícil medición, habría que adicionar al 32%
mencionado.
0102030405060
28 29 31 39
GRAFICO 12
Efectos de arrastre individuales
RAMAS DEL MIO
%
Comparando la inversión eólica en Aragón con algunas macromagnitudes regionales, se
obtiene su importancia relativa. Al respecto, se aprecia en el Cuadro 12 que, durante el período
56
1996-2000, dicha inversión eólica pudo suponer un 0,21% del VAB regional, un 0,90% del VAB
industrial aragonés y un 3,18% del VAB conjunto de los sectores relacionados con la inversión en
parques eólicos (“Metalurgia y productos metálicos”, “Maquinaria y equipo mecánico” y “Equipo
eléctrico y electrónico”). Dichas ratios experimentarán un significativo incremento en el período
2001-2004, de forma que estimando crecimientos del output regional basados en las previsiones de
Hispalink (2003), la inversión en parques puede suponer un 1,18% del VAB aragonés, un 5,32%
del VAB industrial y hasta un 18,77% del VAB conjunto de los sectores relacionados destacando,
como se ha señalado, el año 2003, al alcanzar este último porcentaje el 21,48%.
De acuerdo con las estimaciones recogidas en el Cuadro 12, por cada 100 MW instalados
para la generación de energía eólica, el esfuerzo inversor durante el periodo 2001-2004 significará
un 0,33% del VAB regional, un 1,5% del VAB industrial y un 5,28% del VAB de los tres sectores
relacionados citados anteriormente24.
El modelo input-output de demanda permite, asimismo, evaluar el impacto de la inversión
eólica sobre el empleo regional, tanto directo como indirecto. Con el fin de estimar dicho impacto,
se ha calculado para cada una de las 68 ramas de actividad del MIO la relación entre la producción
total y el número de puestos de trabajo equivalentes a tiempo completo (PTEATC). El cociente
resultante se ha aplicado a la producción obtenida en el Cuadro 15 para cada rama a lo largo de los
años analizados. El resultado, incluido en el Cuadro 16, indica que la generación de empleo es
importante a lo largo del período 1996-2000 -con un promedio de 538 puestos de trabajo-. Sin
embargo, aumenta de forma notable a partir del 2001 –por el mayor esfuerzo inversor realizado-
con un promedio de 3870 PTEATC hasta el 2004. Por cada 100 MW de potencia eólica que se
instale se generarán en Aragón 1086 empleos directos e indirectos.
24 Adviértase en el citado Cuadro 13, que la contribución al output por cada 100 MW instalados es decreciente con el tiempo debido, entre otros factores, a que los avances tecnológicos reducen el coste por MW instalado y a la evolución de la inversión en parques en comparación con la evolución del output regional.
57
Adviértase que estas estimaciones implican que la productividad del factor trabajo se
mantiene constante en todos los sectores a lo largo de los años estudiados. Si se supone que la
productividad varía, las cifras de empleo estimadas se alterarán de forma proporcional a tales
modificaciones. En concreto, entre 1996 y 2000, la productividad laboral del conjunto de la
economía aragonesa creció, en términos nominales, entre un 3 y un 4% anual. Extendiendo este
supuesto para los años posteriores al 2000, el empleo estimado se reduciría en dichos porcentajes.
Los sectores en los que más empleo se genera como consecuencia de la inversión en parques
eólicos, además de los directamente relacionados con la construcción detallados en el Cuadro 14,
son “Otros servicios empresariales” (rama 56), “Otros servicios de comercio al por menor” (rama
42), “Servicios de transporte por carretera” (rama 45), “Servicios de comercio al por mayor” (rama
41), “Servicios de intermediación financiera” (rama 49) y “Servicios postales y de comunicaciones”
(rama 48). Al comparar estos sectores con los que resultaban más relevantes en el caso de la
producción se mantiene, en primer lugar, los servicios a las empresas y aparecen los cuatro
siguientes, aunque en distinto orden. Adicionalmente, desaparece de la lista el sector relacionado
con la producción y distribución de energía eléctrica, como es lógico al tratarse de un sector con
una muy elevada productividad del trabajo, para dar entrada al sector de servicios postales y
comunicaciones.
Durante el subperíodo 1996-2000, de menor ritmo inversor, el empleo generado por la
construcción de parques pudo representar el 0,11% del empleo aragonés, el 0,51% del empleo
industrial y el 1,70% del empleo de los sectores relacionados. Estas cifras se incrementan
considerablemente en el periodo 2001-2004, ya que el mayor esfuerzo inversor repercutirá en una
mayor creación de empleo. Para realizar las comparaciones, se han obtenido estimaciones del
empleo regional partir de las previsiones de output efectuadas en el Cuadro 12, suponiendo que la
productividad del trabajo durante el periodo 2001-2004 crezca al mismo ritmo que para el periodo
previo 1996-2000. Realizados dichos cálculos, se observa en el Cuadro 17 que el empleo generado
por la inversión en parques eólicos puede significar entre 2001 y 2004 un 0,73% del empleo total
58
aragonés, un 3,22% del empleo industrial y el 10,35% del empleo de los sectores relacionados.
En el Gráfico 13 se muestra que la capacidad de generar empleo a través del efecto de
arrastre no es la misma para cada uno de los principales sectores implicados en el proceso de
instalación de los parques eólicos: la rama 39 (“Productos de la construcción”) genera 22 empleos
por cada millón de euros de inversión, la rama 28 (“Productos metálicos”), 19 empleos, la rama 31
(“Maquinaria y material eléctrico”), 15 empleos, mientras que la rama 29 (“Maquinaria y equipo
mecánico”) genera 14 empleos. Ello significa que, si en futuros Planes Eólicos Estratégicos se
modificara el requerimiento de demanda regional por debajo del actual 75,5%, el efecto sobre el
empleo aragonés dependerá de a qué sectores se les aplica la citada variación, resultando más
afectado el empleo si el sector más implicado es “Construcción” y menos afectado si lo es el de
“Maquinaria y equipo mecánico”.
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5
10
15
20
25
28 29 31 39
GRAFICO 13
Empleo por cada millón euros
RAMAS DEL MIO
nº trab.
Al igual que ocurría con el output, utilizando la matriz inversa de los inputs totales se
obtendría el efecto en el empleo generado fuera de Aragón como consecuencia de la inversión en
parques eólicos instalados en la Comunidad Autónoma. Este efecto de arrastre en otras economías,
59
unido al 24,5% inicial de inversión demandada fuera de Aragón, producirá sobre la economía
aragonesa un segundo efecto de arrastre sobre el empleo no despreciable, aunque de difícil
medición, que habría que sumar al anterior.
El hecho de que la inversión en parques eólicos aparezca con elevado protagonismo en los
efectos de arrastre sobre el output y el empleo regionales, debe llevarnos a la reflexión de que si el
proceso inversor no tiene continuidad más allá del año 2005, la economía aragonesa podría
resentirse de forma importante de esa falta de demanda sobre las empresas proveedoras y sobre el
conjunto de la economía regional a través de la capacidad de arrastre. Podría incluso darse un efecto
de deslocalización de empresas, que se ubicarían en otras Comunidades Autónomas que desearan
continuar con el proceso inversor en parques eólicos, dado que –como hemos señalado- los planes
de energía eólica suelen exigir que una parte importante de la inversión sea demandada a empresas
instaladas en la propia región. Es necesario recordar, por otra parte, que la región aragonesa, debido
a su excelente ubicación en términos de características eólicas (corrientes de viento), mantiene
todavía un gran potencial de producción de energía eólica.
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61
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II.3. APLICACIÓN DEL MIO PARA LA ESTIMACION DEL PRODUCTO Y EMPLEO
DERIVADOS DE LA GENERACIÓN DE ENERGIA EÓLICA
El MIO utilizado puede emplearse para cuantificar el efecto de la actividad generadora de
energía eléctrica sobre la producción y empleo aragoneses, una vez que los parques eólicos se
encuentran instalados y en funcionamiento. Para ello, se ha partido de las Cuentas de Explotación
de las empresas vinculadas a la generación de energía eólica correspondientes al ejercicio 2001, las
últimas disponibles y facilitadas por varias de las empresas integrantes de la “Asociación de
Promotores de Energía Eólica de Aragón”. Dado que algunas empresas, debido a su estructura
organizativa, no han podido facilitar todos los datos necesarios, se ha optado por suponer que eran
proporcionales a los de las empresas que sí los habían aportado.
De las citadas cuentas se extrae el total de consumos intermedios efectuados por el conjunto
de empresas, consumos que se han distribuido entre las 68 ramas de actividad, utilizando una
ponderación similar a la que se emplea en el MIO para el sector “Producción y distribución de
energía eléctrica” (rama 6), aunque modificada para tener en cuenta la especificidad de la energía
eólica dentro de esta rama más general. Por ello, se adaptaron los sectores “Antracita, hulla, lignito
y turba” (rama 2), “Energía eléctrica” (rama 6), “Servicio de transporte por carretera” (rama 45) y
“Servicios de Investigación y Desarrollo” (rama 55).
La demanda de inputs intermedios se aproximó en el 2001 a los siete millones de euros.
Como recoge el Cuadro 18, al aplicar dicha demanda al conjunto de las ramas del MIO -para
evaluar el arrastre que dicha demanda de consumos intermedios produce sobre la economía
regional-, la producción se incrementa hasta superar los diez millones de euros. Por tanto, el efecto
de arrastre alcanza un 54% de la demanda original de inputs intermedios, porcentaje superior al
estimado en el apartado anterior para la inversión en parques eólicos.
70
Ha de precisarse que, para calcular la contribución al output regional de la actividad
generadora de energía eólica, debe añadirse al efecto de arrastre señalado, el VAB generado por las
propias empresas, que para el año 2001 se puede estimar en torno a 62 millones de euros (para los
563 MW instalados). Este volumen de VAB se destina a dotar fondos de amortización para la
reposición de los equipos productivos, a la remuneración del capital ajeno, a la remuneración del
capital propio, al pago de alquileres y de otros impuestos indirectos. La parte dedicada a la dotación
de fondos de amortización supone el mayor porcentaje de dicho VAB, lo cual garantiza la
reposición futura de los aerogeneradores y del conjunto de los componentes de un parque eólico y,
por tanto, una repetición del proceso inversor cuando acabe la vida útil de los mismos o sufran un
proceso de obsolescencia que obligue a su renovación.
Para disponer de una medida estándar sobre la capacidad de arrastre derivada de la
generación de energía eléctrica por parte de las empresas eólicas, se ofrece en el Cuadro 18 la
producción generada por cada 1000 MW instalados. Tal producción supera los 18 millones de
euros, con especial incidencia en los sectores “Servicios de intermediación financiera” (rama 49),
“Otros servicios empresariales” (rama 56), “Servicios de transporte por carretera” (rama 45) y
“Servicios postales y telecomunicaciones” (rama 48), por citar los más relevantes.
Al igual que sucedía con el apartado destinado a los efectos de la inversión, el MIO permite
evaluar el impacto de la generación de energía eléctrica sobre el empleo regional, tanto directo
como indirecto. Para ello, se ha aplicado a la producción obtenida en el Cuadro 18 las ratios
producción/empleo, que relacionan, para cada rama de actividad, la producción total y el número de
puestos de trabajo equivalentes a tiempo completo (PTEATC). El resultado puede verse en el
Cuadro 19, en el cual, a los 152 trabajadores empleados en el conjunto de la economía aragonesa
como consecuencia de la demanda de consumos intermedios por parte de las empresas eólicas, es
necesario añadir 90 trabajadores empleados en la propia actividad de generación de energía
eléctrica (cifra que, de acuerdo con las empresas promotoras, se ha calculado suponiendo 4
trabajadores por cada 25 MW instalados). Dentro de los 152 empleos creados indirectamente,
71
destacan los 42 del sector “Otros servicios empresariales” (rama 56), los 19 del sector “Servicios
de intermediación financiera” (rama 49), los 15 del sector “Servicios de transporte por carretera”
(rama 45), los 11 “Otros servicios del comercio al por menor” (rama 42) además de otros 11 en el
sector “Servicios de investigación y desarrollo” (rama 55).
Al introducir una medida estándar de generación de empleo, se observa en el Cuadro 19 que
por cada 1000 MW de potencia instalada en funcionamiento se crean 270 empleos, a los cuales
habría que añadir 160 trabajadores derivados de la propia actividad de generación de energía
eléctrica (suponiendo la misma ratio de 4 trabajadores por cada 25 MW).
Teniendo en cuenta que al final del proceso inversor analizado, es decir, a partir de 2005, la
potencia eólica instalada en Aragón se situará previsiblemente en torno a los 1.800 MW, el output
generado en Aragón como consecuencia de los consumos intermedios del conjunto de empresas
productoras se situará –una vez computado el correspondiente coeficiente de arrastre- en unos 32
millones de euros anuales, medidos en unidades monetarias de 2001. Si la productividad del trabajo
para el conjunto de las ramas del MIO crece entre el 3 y el 4%, tal como hemos supuesto
anteriormente, esa producción creará en torno a los 420 empleos indirectos, a los que habrá que
añadir alrededor de 250 directos, derivados de la propia generación de energía eólica.
La remuneración de estos puestos de trabajo directos constituirá un primer componente del
valor añadido bruto resultante de la generación de electricidad de origen eólico. La evolución de
este valor añadido dependerá, fundamentalmente, del precio del kWh puesto en red, lo que hace
aconsejable el mantenimiento de un marco regulatorio conocido y estable. Por otra parte, y dado
que el VAB se destina a remunerar a los factores de producción, su composición a lo largo del
tiempo estará estrechamente relacionada con la evolución del precio del dinero, variable que, a su
vez, determinará en qué proporción se retribuye a los capitales ajenos y propios.
El VAB que previsiblemente generen dichas empresas a partir de 2005 se situará en torno a
los 200 millones de euros anuales de 2001, siempre que en el futuro los precios y costes se
72
mantengan en términos reales y evolucionen al mismo ritmo que la capacidad instalada. Un VAB
de tal magnitud a lo largo de los años de vida útil de un parque eólico tendrá, asimismo, importantes
repercusiones sobre la economía aragonesa. Como se ha señalado, se destinará, por un lado, a las
remuneraciones salariales y a la dotación de fondos de amortización que garanticen la reposición de
equipos y, por otro, a la remuneración del factor capital –incluida la tierra- y al pago de impuestos.
Los efectos de la remuneración del capital propio sobre la economía aragonesa serán
mayores si los accionistas residen o toman sus decisiones de gasto en la región. No sólo por el
efecto en la demanda y empleo aragoneses, sino también porque pagarán impuestos directos e
indirectos, cuya recaudación está parcialmente cedida a la Comunidad Autónoma. Por su parte, la
remuneración de los recursos ajenos influirá en la economía regional en la medida en que las
entidades financieras empleen factores productivos aragoneses. Por otra parte, la generación de
energía eólica tiene efectos nada desdeñables en los ingresos locales, vía pago de alquileres de los
terrenos e Impuesto de Actividades Económicas (y quizá en el futuro vía IBI), cuestiones a las que
dedicamos atención especial en el epígrafe tercero de este trabajo.
En definitiva, la actividad generadora adquiere una relevancia especial si se tienen en cuenta
los efectos sobre la economía regional derivados de la remuneración de los factores productivos y
pago de impuestos a lo largo de la vida útil de los parques eólicos.
73
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76
77
III.- CONTRIBUCIÓN A LOS INGRESOS LOCALES Y EFECTO DE LAS
INFRAESTRUCTURAS ELÉCTRICAS INSTALADAS
La inversión en energía eólica no tiene solamente efectos de arrastre sobre la actividad
empresarial en Aragón sino que, a través del pago del “Impuesto de Actividades Económicas”
(IAE), produce un efecto notable sobre los presupuestos de los municipios en los que se ubican los
parques eólicos y, adicionalmente, a través del canon por arrendamiento de terrenos, eleva las
rentas, tanto privadas como públicas, de tales municipios.
Una vez concluido en el año 2005 el proceso de instalación de parques eólicos derivados del
PEREA, la recaudación real por IAE puede ascender a una cifra cercana a los dos millones de
euros, mientras que el canon por alquiler de terrenos puede superar los cinco millones de euros.
La recaudación por IAE (1112 euros por MW de potencia instalada, según información
facilitada por las empresas eólicas25) y el pago del arrendamiento de terrenos públicos (3005 euros
en promedio por MW de potencia instalada, según las citadas empresas), en la medida en que
contribuyan a los ingresos públicos de los Ayuntamientos, permitirán el relanzamiento de las obras
públicas y actuaciones de tipo social y cultural que, a la larga, incrementarán el bienestar y el
capital humano de sus ciudadanos. Asimismo, los ingresos privados derivados del alquiler de
terrenos supondrán, bien un sostenimiento de las rentas agrarias favoreciendo la fijación en el
territorio de una población agrícola que, de otra forma, tal vez hubiera optado por la emigración, o
bien una mejora de la calidad de vida para los propietarios arrendadores. En todo caso, y al igual
25 En realidad, parte de la tarifa del IAE constituye un ingreso de las Diputaciones Provinciales, en la medida en que éstas perciben un recargo del 30% sobre el IAE municipal, de acuerdo con la Ley Reguladora de las Haciendas Locales.
78
que sucede con el proceso inversor, estamos en presencia de efectos de arrastre de origen local, que
repercutirán de forma positiva sobre el conjunto de la actividad económica y el empleo de los
municipios y que extenderán su influencia al conjunto de la economía regional.
Por lo que respecta a las infraestructuras eléctricas, en la exposición de motivos de la Orden
de 30 de noviembre de 2000, del Departamento de Industria, Comercio y Desarrollo, por la que se
dispone el procedimiento de asignación de conexiones a la red eléctrica para instalaciones de
generación, en el ámbito del Plan de Evacuación de Régimen Especial de Aragón 2000-2002
(PEREA), se señala el papel de coordinación y supervisión general de dicho Plan asumido por la
Comunidad Autónoma. Para ello, el Gobierno se basó en sus competencias en materia de energía y,
de una manera más específica, en las determinadas por el Real Decreto 2818/1998, sobre
producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía
renovables, residuos y cogeneración. Dicho Real Decreto, en su artículo 20, preveía la competencia
de las Comunidades Autónomas para dictar las normas administrativas y técnicas para la conexión a
las redes eléctricas, además de la resolución de discrepancias, tanto sobre el punto de conexión
como sobre las modificaciones precisas en la red eléctrica para la conexión de nuevas instalaciones
de producción.
Para alcanzar los 13000 MW como máximo previstos en el Plan Energético Nacional se han
de acometer inversiones para el incremento y mejora de la red de transporte existente en la
actualidad, dada la falta de capacidad de la misma. Al inicio del año 2003, sólo las solicitudes de
parques eólicos en Aragón superaban ampliamente el objetivo nacional. El retraso en la aplicación
del “Plan de Evacuación del Régimen Especial en Aragón” (PEREA) pactado entre las compañías
distribuidoras, Red Eléctrica Española (REE), el Gobierno de Aragón y los propios productores,
implicaba una saturación y la imposibilidad de evacuar la energía potencialmente generable ante la
Dependiendo de las decisiones de gasto de este nivel de gobierno, dicha parte del IAE podría no repercutir en los municipios donde se ubican los parques eólicos.
79
falta de redes suficientes. Las razones de la falta de inversión son variadas. Entre ellas, Rojas y
Lago (2000) apuntan que “la inversión en nuevas redes de transporte es una cuestión compleja,
debido a la presión de los partidos políticos locales y de los grupos ecologistas que,
sistemáticamente se oponen a cualquier proyecto de este tipo”26.
Ante las mejoras precisas en la red de transporte eléctrico, Red Eléctrica ha actuado con
prudencia a la hora de revelar las zonas que necesitan un especial esfuerzo inversor, evitando de
esta forma tensiones entre los gobiernos autonómicos. No obstante, las estimaciones de Red
Eléctrica apuntan que, una vez realizadas las inversiones necesarias, la red tendrá capacidad
suficiente para absorber prácticamente las previsiones del Plan Energético Nacional.
Por otra parte, la capacidad de transporte vía interconexión con Francia (que supone
aproximadamente un 4% de la demanda del sistema) se encuentra casi saturada, contemplándose
tan sólo inversiones para reforzar las líneas en ambos lados de la frontera y para aumentar la
capacidad desde los 1000 MW existentes hasta los 1400 MW. En consecuencia, no se prevé que
nuevos competidores europeos entren en el mercado nacional a través de Francia, ni que pueda
exportarse la energía producida27.
Las infraestructuras construidas o planificadas en Aragón como consecuencia del desarrollo
eólico serán básicamente las siguientes:
a) Infraestructuras en 400 kV, asumidas principalmente por Red Eléctrica Española:
- SET Magallón 400/220 kV.
26 Rojas y Lago (2000), p. 51.
27 En 1997, el gobierno galo paralizó la construcción de la línea Aragón-Cazaril debido a las presiones de los grupos ecologistas. Estableció, de esta forma, una moratoria tácita sobre la construcción de nuevas líneas eléctricas que atraviesen los Pirineos por la parte francesa.
80
- SET Fuendetodos 400/220 kV.
- SET Escucha 400/220 kV.
- SET Blesa 400/220 kV.
- LAAT 400 kV Fuendetodos-Blesa-Escucha-Morella.
- LAAT 400 kV La Serna-Magallón-Peñaflor (a la entrada/salida a Magallón).
- LAAT 400 kV Trillo-Magallón.
b) Infraestructuras 220 kV (asumidas, en general, por los promotores eólicos).
- Anillo Sur: SET Magallón 220/66 kV + SET Jalón 220 kV + SET Los Vientos 220
kV + SET María de Huerva 220 kV + SET Montetorrero 220 kV (ampliación) +
LAAT 220 kV de unión entre todas ellas.
- LAAT 220 kV María de Huerva-Fuendetodos + SET Fuendetodos 220 kV.
- SET Gurrea 220 kV.
- SET El Ventero 220 kV + LAAT 220 kV El Ventero-Montetorrero- María de
Huerva.
- SET Pola 220/66 kV + LAAT 220 kV Pola-Magallón.
- SET Lanzas Agudas 220/66 kV + LAAT 220 kV Lanzas-Agudas-Magallón
Ha de tenerse en cuenta que el coste de una línea de conexión a 220 kW de tensión puede
aproximarse a los 120.000 euros por kilómetro, en función de las características del terreno, la
distancia y la calidad de los materiales así como de la compañía encargada de la construcción.
Según información facilitada por las empresas promotoras, el importe de las infraestructuras
asumidas por Red Eléctrica Española ascenderá a unos 96 millones de euros y las asumidas por las
81
promotoras eólicas a unos 72 millones. Adicionalmente, habría que considerar las líneas de
distribución que se han tendido o reforzado por la conexión de parques eólicos a tensiones
inferiores a 220 kV.
En definitiva, para el desarrollo de Aragón es relevante que se construyan estas
infraestructuras, puesto que pueden concebirse como una condición necesaria, aunque no suficiente,
para facilitar la instalación de empresas en los municipios por donde discurran. Si estas empresas –
ubicadas en los polígonos actuales o en los de nuevo desarrollo- logran atraer el capital humano y
tecnológico preciso para su actividad, se incrementará la producción regional, el empleo y el nivel
de bienestar de los ciudadanos. Todo ello contribuirá a la vertebración del territorio, así como al
mantenimiento de la población.
IV. RESUMEN Y CONCLUSIONES
Este apartado recoge, de forma resumida, las conclusiones más relevantes del estudio en
cuanto a la estimación del impacto social y económico de la energía eólica en Aragón, destacando
su evolución temporal y su proyección futura.
La Unión Europea es una economía relativamente vulnerable en materia energética, ya que
importa el 50% de los recursos energéticos, porcentaje que podría alcanzar el 70% en 2030 si no se
toman medidas que influyan en el comportamiento de la demanda y en el desarrollo de las energías
renovables. En España, el grado de dependencia es aún mayor, debido a que su estructura
energética se basa en los combustibles fósiles y, en especial, en los productos petrolíferos. El grado
de autoabastecimiento no llega al 30%, si bien el lento avance experimentado durante los últimos
años se explica por el crecimiento de las energías renovables, cuyo desarrollo ofrece ventajas
medioambientales, estratégicas y socioeconómicas. Baste señalar, en este sentido, que el impacto
82
ambiental de la generación de electricidad por medios convencionales es 31 veces superior al de las
energías renovables.
Europa apuesta por las energías renovables, y así se revela tanto en el “Libro de Verde sobre
la Seguridad de Abastecimiento Energético” del año 2000 como en la Directiva de 2001, donde se
planteó la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el
mercado eléctrico interior. Así, fijó la cuota del 22,1% de electricidad generada a partir de fuentes
de energía renovables sobre el consumo de la Unión Europea en el año 2010 y, a su vez, estableció
que los Estados miembros debían aprobar mecanismos para garantizar el origen de la electricidad
generada a partir de dichas fuentes, como muy tarde el 27 de octubre de 2003. Este objetivo del
22,1% a nivel comunitario se tradujo en el caso de España en un 29,4%.
En 1997, la regulación del sector eléctrico intentó hacer compatible la liberalización del
sistema eléctrico con los objetivos de garantizar el suministro, alcanzar una calidad adecuada al
menor precio posible, y minimizar el impacto ambiental. Para ello, promovió la producción en
régimen especial, basado en tecnologías de generación que utilizan las energías renovables, los
residuos y la cogeneración. Las instalaciones para la generación de energías renovables pueden
ceder la energía excedentaria a la red, percibiendo a cambio el precio del mercado más un incentivo
económico denominado prima.
En diciembre de 1999, y en sintonía con la UE, el Gobierno aprobó el Plan de Fomento de
Energías Renovables, que recogió las estrategias relevantes necesarias para que el crecimiento de
cada una de las áreas de energías renovables pueda cubrir, en su conjunto, cuando menos el 12%
del consumo de energía primaria en el año 2010. Este objetivo planteó un reto importante: era
preciso más que duplicar la producción de energías renovables (en 2001 representaba el 6,5% del
consumo total). Por otra parte, España ha aumentado sus emisiones de CO2 entre 1990 y 2000 en un
30%, mientras que la Unión Europea en su conjunto ha disminuido las mismas en un 0,6%. El
83
origen de estas emisiones es en un 71% energético. Estos datos son preocupantes y reclaman una
política de acción global e inmediata, lo que exige la ratificación unánime del Protocolo de Kyoto.
Los incentivos económicos han de favorecer la utilización de tecnologías de generación más
eficientes desde el punto de vista medioambiental. Sin embargo, las tarifas establecidas para las
energías renovables correspondientes al año 2003 han experimentado una rebaja de las primas a la
eólica de un 8 por ciento. La decisión del ejecutivo desoyó la recomendación de la Comisión
Nacional de la Energía, en el sentido de la no conveniencia de una bajada de las primas del régimen
especial en aras a garantizar el cumplimiento del “Plan de Fomento de Energías Renovables”, así
como los compromisos adquiridos en el marco del Protocolo de Kioto. Adicionalmente, aunque la
retribución a la energía eólica en Europa es muy dispar, el precio en España se sitúa por debajo de
la media, lo que es explicado tanto por la política regulatoria practicada como por las políticas
gubernamentales de apoyo. Si no se modifican tales políticas resultará difícil que España alcance
los objetivos planteados en la Directiva europea.
En cuanto a la evolución de la energía vertida a la red por el régimen especial desde 1990, las
fuentes que han tenido un crecimiento más importante han sido la cogeneración y la energía eólica,
ésta última muy recientemente. No obstante, la cogeneración frenó su ritmo en los últimos años, por
los altos precios que alcanzaron los derivados del petróleo. Así, las energías renovables
mantuvieron un mayor ritmo de crecimiento que en años anteriores, que se explica especialmente
por el incremento de la energía eólica.
La energía eólica no sería rentable si la regulación no la favoreciera. La diferencia existente
entre la rentabilidad privada sin regulación y la rentabilidad social justifica la existencia de una
regulación pública que incentive la producción de energía eólica. Teniendo en cuenta el efecto
invernadero, el coste externo evitado gracias a la generación de un kWh en parques eólicos es de
4,2 cent€ y la prima para este tipo de energía 2,44 cent€/kWh (en 2001), diferencia que justifica la
existencia de una subvención pública.
84
Sin embargo, es plausible una regulación más eficiente como el subsidio ecológico. Con él, se
solucionaría un punto débil de la regulación actual consistente en la intervención en el mercado
final, provocando que el precio no reaccione al aumento de oferta de energía eólica y que el número
de potenciales entrantes sea excesivo, necesitando la autoridad recurrir a limitaciones
administrativas que impidan la saturación del mercado. La cuantía del subsidio se vincularía al
beneficio medio externo que genera la producción de energía eólica en la sociedad (contaminación
evitada como externalidad positiva menos el impacto visual como externalidad negativa) y podría
plasmarse como una reducción de la carga fiscal soportada por los productores. El subsidio
ecológico podría ser más eficiente que el sistema de permisos negociables, ya que fomentaría la
innovación mediante la entrada de nuevas empresas y sería, al mismo tiempo, más eficaz que un
impuesto ecológico, por su factible implantación práctica.
Si se comparan las potencias eólicas de los países europeos, España se sitúa en segundo lugar,
por detrás de Alemania. A nivel mundial, España se encuentra, asimismo, en segundo lugar, por
detrás de Alemania, superando recientemente a Estados Unidos. Las posiciones alcanzadas en
Europa responden más a la efectividad de las medidas de apoyo utilizadas en cada país que a los
recursos eólicos disponibles. De hecho, Alemania y España son algunos de los países donde se ha
utilizado un sistema de tarifas que garantiza un precio fijo (o prima fija) a los productores de
energías renovables.
Existen muchas razones para incentivar la energía eólica: es una fuente de energía segura y
renovable; no produce emisiones a la atmósfera ni genera residuos; se trata de instalaciones móviles
cuya desmantelación permite recuperar totalmente la zona; el tiempo requerido de construcción es
breve (no más de seis meses); proporciona beneficios económicos a los municipios afectados
(canon anual por ocupación del suelo e impuestos); su instalación es compatible con otros muchos
usos del suelo y, finalmente, crea puestos de trabajo.
85
Junto a las mencionadas ventajas presenta, sin embargo, algunos inconvenientes, destacados
sobre todo por los grupos ecologistas: negativo impacto visual, ya que su instalación genera una
alta modificación del paisaje; impacto sonoro, puesto que el roce de las palas con el aire produce un
ruido constante; impacto sobre la avifauna (choque de las aves contra las palas y efectos
desconocidos sobre modificación de los comportamientos habituales de migración y anidación) y,
finalmente, la sombra proyectada por los aerogeneradores.
Uno de los objetivos prioritarios de la política energética del Gobierno de Aragón, de acuerdo
con el Plan Energético de Aragón y el Plan de Acción de las Energías Renovables en Aragón, es la
utilización racional de la energía; en particular, el desarrollo y el aprovechamiento de los recursos
energéticos renovables, de acuerdo con las directrices de la Unión Europea, el Plan Energético
Nacional y el Plan de Fomento de las Energías Renovables en España, que incluye entre sus
prioridades de política energética aumentar la contribución de los autogeneradores en la producción
de energía eléctrica.
El desarrollo de las energías integradas en el régimen especial en la Comunidad aragonesa ha
tenido un fuerte obstáculo en la evacuación de energía producida, agravado porque la región es
netamente exportadora de electricidad. Ello es debido a que la red de transporte de energía eléctrica
en algunos lugares de producción resulta insuficiente para evacuar la energía generada. Éste es el
motivo por el cual el Departamento de Industria, Comercio y Desarrollo tomó la iniciativa y aprobó
la Orden de 30 de noviembre de 2000, por la que se dispone el procedimiento de asignación de
conexiones a la red eléctrica para instalaciones de generación, en el ámbito del Plan de evacuación
de Régimen Especial de Aragón 2000-2002 (PEREA).
Con datos de la Asociación de la Energía Eólica en Aragón, en febrero de 2003 había 872
MW instalados en esta región que permitían satisfacer en torno al 30% del consumo eléctrico
regional. Aragón ocupa el tercer lugar, en España, por lo que respecta a la potencia instalada en
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parques eólicos, con un 15,19% sobre el total nacional, precedido en la segunda posición por
Castilla-La Mancha y ocupando Galicia el primer lugar.
Ante la avalancha de solicitudes de parques, el Gobierno de Aragón suspendió temporalmente
las solicitudes de nuevos planes eólicos, al no disponer de redes suficientes para evacuar la energía
producida, redes que tienen un alto coste de instalación. Sin embargo, las enormes ventajas y
potencialidades de la energía eólica permiten aventurar la pronta resolución de este conflicto para
producir energía limpia y de forma autóctona en esta región.
La construcción de parques eólicos exige un importante esfuerzo de inversión en activos fijos
a lo largo de los varios años. En la Comunidad Autónoma de Aragón este proceso inversor se inició
de forma pionera en la década de 1980 y viene produciéndose de forma continuada desde 1996,
observándose un salto cuantitativo importante en 2001, año a partir del cual se alcanzan cifras de
inversión media en torno a los 300 millones de euros anuales.
Previsiblemente, este ritmo se mantendrá hasta el año 2004, instalándose una media de 350
MW anuales para reducirse de forma notable en 2005, último año en el que previsiblemente se
ejecutará el PEREA. Estas cifras contrastan con los del período 1996-2000, cuando la media anual
era inferior a los 50 millones de euros y se instalaban menos de 50 MW. A lo largo de estos años,
la relación entre el coste de la inversión y la potencia instalada ha supuesto un coste medio por
megawatio próximo a los 900.000 euros, de los que un 75,5% serán suministrados por empresas
aragonesas, según lo estipulado en los Planes Eólicos Estratégicos. Este coste medio resulta válido
como dato histórico hasta el año 2002, aunque las previsiones realizadas en este trabajo para el
periodo 2003-2005 pueden infravalorar el coste real que, según algunos estudios, podría situarse
por encima del millón de euros por MW.
Hasta el año 2005 se prevé un importante aumento de la potencia instalada, alcanzando casi
1800 MW al final del periodo. Este esfuerzo inversor -concentrado inicialmente en las ramas
“Productos metálicos”, “Maquinaria y equipo mecánico”, “Maquinaria y material eléctrico” y
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“Productos de la construcción”- se verá incrementado por los efectos de arrastre que producirá en
el conjunto de la economía aragonesa, que puede cifrarse en un 32% de aquél y que beneficiará
fundamentalmente a las ramas “Otros servicios empresariales”, “Servicio de transporte por
carretera”, “Otros servicios de comercio al por menor”, “Servicios de intermediación financiera”,
“Servicios de comercio al por mayor” y “Energía eléctrica”. En el subperíodo 2001-2004, de mayor
esfuerzo inversor, la construcción de parques eólicos puede representar, en media anual, el 1,18%
del VAB aragonés, el 5,32% del VAB industrial y un 18,77% del VAB del conjunto de sectores
industriales más directamente relacionados con dicha construcción.
La generación de empleo, en términos de puesto de trabajo equivalentes a tiempo completo,
también será importante, pudiendo variar en función de los supuestos que se adopten sobre
productividad del trabajo: unos 538 puestos (directos e indirectos) en promedio entre 1996 y 2000,
y 3870 entre 2001 y 2004. Los sectores en los que más empleo generará la instalación de los
parques, además de los directamente relacionados con su construcción, son “Otros servicios
empresariales”, “Otros servicios de comercio al por menor”, “Servicios de transporte por carretera”,
“Servicios de comercio al por mayor”, “Servicios de intermediación financiera” y “Servicios
postales y de comunicaciones”. Para el periodo 2001-2004 puede significar un 0,73% del empleo
total, un 3,22% del empleo industrial y el 10,35% del empleo de los sectores relacionados. Por cada
100 MW de potencia eólica que se instale se generarán en Aragón 1086 empleos (directos e
indirectos).
El hecho de que la inversión en parques eólicos aparezca con elevado protagonismo en los
efectos de arrastre sobre el output y el empleo regionales, debe llevarnos a la reflexión de que si el
proceso inversor no tiene continuidad más allá del año 2005, la economía aragonesa podría
resentirse de forma importante de esa falta de demanda sobre las empresas proveedoras y sobre el
conjunto de la economía regional a través de la capacidad de arrastre. Podría incluso producirse un
efecto de deslocalización de empresas, que se ubicarían en aquellas Comunidades Autónomas que
continuasen el proceso inversor en parques eólicos, dado que los planes de energía eólica exigen
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que una parte importante de la inversión sea demandada a empresas instaladas en la propia región.
Es necesario recordar, por otra parte, que la región aragonesa, debido a su excelente ubicación en
términos de corrientes de viento, mantiene todavía un gran potencial de producción de energía
eólica.
Los efectos de arrastre derivados de la generación de electricidad de origen eólico son
también importantes. Los consumos intermedios necesarios para la actividad, que en 2001 podían
estimarse en unos siete millones de euros, producían un efecto de arrastre en torno al 54% de la
demanda original de inputs intermedios. Este efecto de arrastre se manifiesta principalmente en
“Servicios de intermediación financiera”, “Otros servicios empresariales”, “Servicios de transporte
por carretera” y “Servicios postales y telecomunicaciones”.
A todo ello hay que añadir el VAB generado por las propias empresas, unos 62 millones de
euros de dicho año (para los 563 MW instalados). Este volumen de VAB se destina a dotar fondos
de amortización para la reposición de los equipos productivos, a la remuneración del capital ajeno,
a la remuneración del capital propio, y a pagar alquileres de terrenos e impuestos indirectos. La
dedicación del VAB a dotar fondos de amortización garantiza la reposición de los aerogeneradores
y del conjunto de los componentes de un parque eólico y, por tanto, una repetición del proceso
inversor cuando acabe la vida útil de los mismos o sufran un proceso de obsolescencia que obligue
a su renovación anticipada.
A su vez, este volumen de actividad permite dar empleo indirecto a más de 150 trabajadores
(en equivalencia a tiempo completo) como consecuencia del efecto de arrastre, además de los 90
puestos directos en la propia actividad de generación de energía eléctrica. Dentro de los empleos
creados indirectamente, destacan como ramas más beneficiadas “Otros servicios empresariales”,
“Servicios de intermediación financiera”, “Servicios de transporte por carretera”, “Otros servicios
del comercio al por menor” y “Servicios de investigación y desarrollo”.
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Teniendo en cuenta que al final del proceso inversor analizado, es decir, a partir de 2005, la
potencia eólica instalada en Aragón se situará en torno a los 1800 MW, el output generado en
Aragón como consecuencia de los consumos intermedios del conjunto de empresas productoras se
situará –una vez computado el correspondiente coeficiente de arrastre- en unos 32 millones de euros
anuales, medidos en unidades monetarias de 2001. Dicho output creará en torno a los 420 empleos
indirectos, a los que habrá que añadir alrededor de 250 directos, derivados de la propia generación
de energía eólica.
La remuneración de estos puestos de trabajo directos constituirá un primer componente del
valor añadido bruto resultante de la generación de electricidad de origen eólico. El VAB que
previsiblemente generen las empresas eólicas a partir de 2005 se situará en torno a los 200 millones
de euros anuales de 2001, siempre que en el futuro los precios y costes se mantengan en términos
reales y evolucionen al mismo ritmo que la capacidad instalada. Un VAB de tal magnitud a lo largo
de los años de vida útil de un parque eólico tendrá, asimismo, importantes repercusiones sobre la
economía aragonesa. Se destinará, por un lado, a las remuneraciones salariales y a la dotación de
fondos de amortización que garanticen la reposición de equipos y, por otro, a la remuneración del
factor capital propio y ajeno –incluida la tierra- y al pago de impuestos.
En definitiva, la actividad generadora adquiere una relevancia especial si se tienen en cuenta
los efectos sobre la economía regional derivados de la remuneración de los factores productivos y
pago de impuestos a lo largo de la vida útil de los parques eólicos.
Dos últimos efectos han sido evaluados. Por un lado, el incremento de los ingresos de los
municipios donde se ubican los parques –que a partir del 2005 supondrán unos 7 millones de
euros anuales en concepto de alquiler de terrenos e IAE- y, por otro, el desarrollo de la red de
transporte de electricidad. Los primeros, en cuanto ingresos públicos, permiten el relanzamiento
de las infraestructuras y otras actuaciones de tipo social y cultural que, a la larga, incrementarán
el bienestar y el capital humano de sus ciudadanos. En cuanto a ingresos privados derivados del
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alquiler de terrenos, suponen un sostenimiento de las rentas agrarias o una mejora de la calidad
de vida para los propietarios arrendadores. Por su parte, la red de transporte de la electricidad
constituye una condición necesaria, aunque no suficiente, para que nuevas empresas puedan
instalarse en amplias zonas de la geografía aragonesa, lo que contribuye a la vertebración del
territorio.
Finalmente, pueden destacarse los efectos externos asociados a la energía eólica, en
forma de investigación, desarrollo e innovación tecnológica, tanto en innovaciones de proceso
como de producto, así como una cualificación del capital humano mayor, de lo cual pueden
beneficiarse otro tipo de industrias.
En síntesis, nos encontramos en presencia de una actividad que ha de jugar un papel
relevante en los próximos años, ya que produce energía limpia, no genera dependencia externa,
contribuye al desarrollo regional y local, genera empleo y favorece las actividades de I+D.
Presenta como ventaja adicional su contribución al cumplimiento del objetivo comunitario, que
establece que al inicio de la próxima década, el 12% de la energía primaria provenga de fuentes
renovables. Este objetivo podría alcanzarse en Aragón si se continúa apostando por este tipo de
energías y, en particular, por la de origen eólico.
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