Se avecinan cambios en el sector eléctrico… ¿A qué nos atenemos?

Dicen que es bueno conocer el pasado para entender el presente y sobre todo evaluar el futuro. Lejos de ser otros “expertos” prediciendo los acontecimientos venideros en el sector eléctrico español, creemos que ha llegado el momento de mirar atrás para entender lo que se nos viene.

Como se describió en el blog sobre “Fundamentales del mercado eléctrico Ibérico” nuestro mercado libre apenas supera la mayoría de edad. No fue hasta el período 1997-2009 que se liberaliza progresivamente el mercado eléctrico hasta el modelo actualmente conocido como MIBEL (Mercado Eléctrico Ibérico de Electricidad).

Nuestros costes energéticos tienen dos componentes:

La componente de Mercado, obtenida por mecanismos de mercado entre productores y consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y consumidores directos) en régimen de competencia. Un mercado donde el Gobierno (en teoría) no interviene, pero donde el mix de generación tiene mucha relevancia. Hemos ido adaptando nuestro modelo de mercado al europeo y empezamos a funcionar con los mismos mecanismos de cálculo asegurando una cierta sincronía e integración. Paso previo a un futuro mercado único europeo.

La componente Regulada, orientada a cubrir los costes del sistema (transporte y distribución), así como sufragar otros incentivos en competencia del Estado (incentivos a la disponibilidad, primas a RE, incentivos al carbón autóctono, Costes de Transición a la Competencia, etc.), una partida en la que el Gobierno ha estado muy activo y sin embargo, no han sido todo lo asertivo que se esperaba.

Los costes regulados están soportando el peso de nuestra infraestructura, las iniciativas políticas en el sector y otras partidas. Para entender mejor la estructura de costes de nuestro sistema hemos hecho un análisis de los Informes sobre las liquidaciones que publica la CNMC:

Desglose de costes del sistema eléctrico desde 1998 a 2016 | Fuente: CNMC

Esta tabla nos permitirá cuantificar los efectos de las iniciativas en estos últimos 20 años y sus posibles revisiones.

Evolución gráfica de los costes del sistema eléctrico español (1998-2016) | Fuente: CNMC

Evolución gráfica del déficit de tarifa eléctrica en España (M€)

A través de las decisiones políticas en ámbito energético y la evolución de los mercados y la economía, hemos llegado a crear un déficit de tarifa eléctrico que rozó los 35 mil millones de euros en 2013. El Gobierno actual puso medidas de choque en 2012 para empezar a atajar ese déficit. Sólo en los últimos 4 años hemos logrado ajustar los presupuestos. Pero ¿A qué precio? ¿Qué repercusiones han tenido? Analicémoslo …

Podemos agrupar los costes en las principales partidas:

• Distribución y Comercialización (77.681 M€ desde 1998, 33% del total): Costes que pagamos a las empresas distribuidoras por las actividades de Distribución de la energía (97% del total) y su gestión comercial (3% del total).
• Primas al régimen especial o el actual Retribución a Cogeneraciones y Renovables RECORE (62.692 M€ desde 1998, 27% del total): Sin duda la partida más problemática y que supuso que España se posicionara como un país líder. Con un modelo de transición basado en la generación renovable. Aquí se establecen los mecanismos financieros para el desarrollo de tecnologías inicialmente poco competitivas.
• Transporte (21.526 M€ desde 1998, 9% del total): Costes asociados a la actividad de transporte de energía a través de nuestras redes de muy alta tensión y que gestiona REE.
• Adquisición al régimen especial (18.466 M€ desde 1998, 8% del total): Sistema retributivo de la actividad de producción de energía eléctrica mediante régimen especial hasta 2010.
• Déficit y anualidad FADE (11.641 M€ desde 1998, 5% del total): Partida para ajustar las diferencias entre el territorio insular y el extra peninsular (Baleares y Canarias).
• Costes de Transición a la competencia (7.327 M€ desde 1998, 3% del total): Durante el tiempo que estuvo vigente el Marco Legal Estable, entre 1988 y 1997, las tarifas que pagaban los consumidores debían ser suficientes para costear los gastos de la generación de electricidad. Mediante el R.D. 1538/1987 se reconocieron para cada una de las diferentes tecnologías de producción existentes en el momento unos gastos de inversión que debían recuperarse a largo plazo a través de la tarifa regulada. En total, se reconocieron unos costes de inversión para todas las centrales existentes de aproximadamente 56.700 millones de euros. Casi la mitad de ellos, 24.000 millones de euros, correspondía a costes de inversión de centrales nucleares, no porque la potencia nuclear instalada fuese la mitad sino porque el coste unitario reconocido por kilovatio instalado fue muy superior al de las instalaciones de carbón o gas. Cuando entra en vigor la liberalización, estos costes de inversión no habían sido pagados en su totalidad por lo que se establecen los denominados Costes de Transición a la Competencia (CTC).
• OTROS (10.796 M€ desde 1998, 5% del total): En los costes de sistema se incluyen los mecanismos de ajuste de sistema como el de interrumpibilidad (>500 M€/año) o Pagos por Capacidad (>400M€/año). Los subsidios al sector del Carbón que pagamos hasta el 2009 (1.800M€) o la Moratoria nuclear (3.750 M€).

En 2013 el Gobierno aprobó el mayor recorte que se había asestado al sector energético. El Ministro de Industria, José Manuel Soria, junto a su mano derecha, principal autor de la reforma, Alberto Nadal, tenían el objetivo de acabar con el agujero del déficit que había superado ya los 30.000 millones de euros. España, sumida en una crisis, y al borde del rescate, recibió el aviso de los ‘hombres de negro’ (UE, FMI, etc) y tuvo que hacer recortes millonarios en el sector, así como crear unos impuestos para aumentar los ingresos del sistema. Las medidas se pueden resumir como:

1. Recorte retroactivo del sistema de primas a las renovables y se define un nuevo régimen retributivo basado en el concepto de “rentabilidad razonable” (7%)
2. Aumento de ingresos a través de la revisión de los peajes con la Orden IET 843/2012.
3. Reducción de costes del sistema a través de recortes en transporte y distribución.
4. Impuesto del 7% sobre la retribución por la generación de energía eléctrica en el mercado de producción
5. Impuestos sobre consumo de combustibles fósiles (Gas Natural, Carbón, Gasóleo, Fuelóleo)
6. Impuestos sobre residuos radioactivos.
7. Se establecen nuevas medidas en relación con el Fondo para la titularización del Déficit de Sistema eléctrico.
8. Canon Hidráulico: 22% sobre la retribución de la energía hidroeléctrica producida, por la utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica.
9. Modificación de régimen de asunción del coste de bono social.
10. Creación del Registro de Autoconsumo.
11. Creación de la CNMC.
12. Supresión de Complementos por eficiencia y bonificación por reactiva

Son medidas de calado que tuvieron un gran impacto en el mercado. Éstas han probado dar solución al déficit de tarifa que se generó, sin embargo, el coste ha sido relevante. Las principales consecuencias fueron:

1. Aumento de los costes regulados para los consumidores.
2. Los impuestos y tasas a los generadores se trasladaron al mercado mayorista y por lo tanto el consumidor final asumió también la subida en la componente de mercado de la factura.
3. El recorte retroactivo del sistema de primas supuso un duro golpe a las inversiones hechas hasta ese momento. Muchos inversores sufrieron y se cernió sobre España la sombra de la Inseguridad Jurídica. Grandes fondos de inversión pusieron en marcha los mecanismos legales para recurrir las medidas.
4. La pérdida de las primas por parte de la tecnología renovable tuvo una segunda derivada. La generación renovable, que sobrevivió a los recortes, ha compensado la falta de retribución por primas por una participación en mercado con precios más altos. Un cambio de comportamiento que ha recogido el mercado mayorista.
5. Las comercializadoras recurrieron la medida sobre la asunción del bono social.

Cuatro años después, el actual ministro de Energía, Álvaro Nadal, que dio el visto bueno a la reforma de su hermano desde la Oficina Económica de la Moncloa, prepara una contrarreforma que, de nuevo, podría dejar temblando los cimientos del sector. Y todo, en buena parte, porque la reforma de Alberto Nadal no ha funcionado como le hubiera gustado. El fantasma del déficit tanto en el sistema eléctrico como gasista está a la vuelta de la esquina.

¿Qué puntos están bajo el objetivo del Gobierno?

1. La Comisión Europea está investigando a varios países, entre ellos España, por los sistemas de pagos por capacidad al considerar que podrían incurrir en ayudas de Estado no autorizadas. La reforma de la interrumpibilidad se encuentra dentro de la batería de medidas en las que trabaja el Ministerio de Energía para rebajar la factura eléctrica.
2. En el eléctrico, los impuestos del 7% a la producción eléctrica, el canon hidráulico y el de combustible nuclear parecen tener los días contados.
3. La Justicia tiene que tomar una decisión al respecto en los próximos meses, ya sea en España por el Tribunal Constitucional, como en Europa, por el Tribunal de Justicia de la Unión Europea. Si finalmente España tuviera que devolver ese dinero a las eléctricas y renovables el déficit regresaría por sus fueros. Devolver más de 12.000 millones supondría volver a niveles de 30.000 millones de déficit acumulado.
4. Están a punto de vencer los seis años para la revisión de los parámetros de retribución tanto a la distribución como del transporte y la generación de renovables, cogeneración y biomasa. Nadal está determinado a revisarlos a la baja considerando que la situación del mercado es más favorable.
5. Nuevo recorte a las renovables que rebaja su retribución razonable del “7%” al “4%”.
6. La CNMC aprueba los recortes a la distribución eléctrica por considerar que está sobre retribuido.

Este paquete de medidas se contextualiza en una realidad muy diferente a la del 2012. El PP no dispone de mayoría en el Congreso y está llamado a acuerdos y apoyos del resto de partidos políticos. PSOE y Ciudadanos no parecen muy predispuestos a facilitar la negociación.

En resumidas cuentas, prevén grandes cambios, nuevos recortes y la intervención de la jurisprudencia española y europea. Un panorama que invita a ser muy prudente en lo relativo a inversiones en los próximos años. Aviso a navegantes: Cerramos un período de cierta tranquilidad regulatoria y entramos en otro muy diferente.

Alejandro de Roca | Energy Consultant