Arbitrariedad y discriminación en la regulación del Sector Eléctrico

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Jorge Fabra Utray, economista y Doctor en Derecho, es miembro de Economistas Frente a la Crisis

@JorgeFabraU

En 1997 el primer gobierno Aznar derogó la regulación de la generación de electricidad e implantó un nuevo sistema retributivo –largamente reivindicado por las empresas eléctricas propietarias de las centrales nucleares y de las grandes centrales hidroeléctricas- consistente en el diseño de un nuevo mercado de subastas horarias para la fijación del precio de la energía eléctrica. Consagró así, en línea con las tendencias dominantes en la Unión Europea, la desregulación de la generación de electricidad asentada en el irreflexivo paradigma según el cual la electricidad tiene en cada instante un precio único que es el que fija un mercado al que concurren todas las centrales con independencia de cuál sea su tecnología y la energía primaria que las alimente.

El mercado eléctrico diseñado en la Ley del Sector Eléctrico de 1997 (LSE 54/97) –y refrendado en la nueva Ley del gobierno Rajoy de 2013 (LSE 24/ 2013) – determina que el precio que en cada hora percibirán todas las centrales acopladas a la red, será el precio de la electricidad ofertado por la última central que satisfaga la última unidad de electricidad demandada. Es decir, el precio casado más alto ofertado en las subastas, precio al que están dispuestas a producir todas las centrales que han ofertado precios inferiores, porque percibirán un precio superior, y también la propia central que cierra el precio del mercado porque percibirá el precio de su propia oferta.

De esta manera, el mercado garantiza que ninguna central con ofertas más bajas quede sin ser acoplada a la red, e igualmente garantiza que cualquier central que haya ofertado precios más altos (que la última central acoplada) quedará parada en todas las horas en las que el Sistema Eléctrico disponga de centrales suficientes con ofertas de menor precio. Es el sistema marginalista de fijación de precios en mercados competitivos que garantiza el más eficiente consumo de energías primarias… pero que de ningún modo garantiza que la retribución de cada central sea eficiente. Provoca distorsiones retributivas cuyas consecuencias se resuelven con altos costes para los consumidores –escondidos bajo una alfombra denominada “Déficit de Tarifa”- que suministran altos beneficios para las centrales con costes medios inferiores a los costes marginales del sistema eléctrico, que son, en España y en Europa, las centrales nucleares e hidroeléctricas de las que son propietarias las empresas que largamente habían estado reivindicando este modelo retributivo en España y en Europa.

Y esto es así, sencillamente, porque las características estructurales del sector eléctrico, debidas a la singularidad de la generación de electricidad que es necesaria para abastecer toda la demanda, son incompatibles con un mercado marginalista a un solo precio cuya eficiencia sólo podría ser alcanzada con libertad de entrada, que es inexistente, en los segmentos tecnológicos –nuclear e hidroeléctrico- con costes medios inframarginales.

ANTECEDENTES QUE EXPLICAN LA REGULACIÓN VIGENTE DE LA GENERACIÓN ELECTRICIDAD

El cambio hacia la desregulación de la generación de electricidad fue resultado de un acuerdo entre el Gobierno y las empresas eléctricas integradas en UNESA que se plasmó en un “Protocolo para el establecimiento de una Nueva Regulación del Sistema Eléctrico Nacional” firmado por todas las partes el 11 de Diciembre de 1996[1], cuyo contenido fue transpuesto, en toda su literalidad y de manera explícita, a las normas legales que derogaron la regulación hasta ese momento vigente. Una regulación que sí retribuía a las diferentes centrales eléctricas según sus costes estándares de inversión y el coste de los combustibles o fuentes primarias de energía utilizadas. Desde la óptica e intereses de las empresas eléctricas, el Protocolo garantizaba que el cambio de normas no tuviera efectos desfavorables sobre la retribución de las centrales eléctricas existentes y, además, garantizaba la desregulación del núcleo de su negocio. Es decir, lograban la desregulación perseguida pero, frente a la incertidumbre inherente a todo cambio, quedaban protegidas mediante una regulación transitoria complementaria para que los ingresos de sus centrales no fueran menores que los esperados.

Una simulación de sus ingresos bajo las nuevas normas y bajo las hipótesis de trabajo utilizadas, indicaría que los ingresos de sus centrales podrían disminuir. Ante esa contingencia fue creada una figura retributiva innovadora de difícil encaje jurídico: los “Costes de Transición a la Competencia (CTC’s)” que, a modo de garantía, deberían cubrir a las empresas eléctricas frente a los precios esperados en el mercado durante los siguientes 13 años,[2] con un importe adicional máximo de 8.864 M€,  en el caso  –y solo en el casode que los precios del mercado se estabilizaran  en valores iguales o inferiores a 36€ MWh, precio de referencia utilizado en las simulaciones.

Cómo no podía ser de otro modo, en contrapartida a la regulación de esa garantía, las normas establecieron que todo precio ingresado por las centrales existentes que excediera al precio de referencia, sería deducido, en la parte que excediera, del valor máximo de los CTC’s. En definitiva, la LSE 54/97 extendió el régimen retributivo de las centrales existentes en 1997 reconociéndole, de facto, una suerte de ultra actividad transitoria, si bien con técnicas regulatorias distintas. Al fin, los CTC’s no pretendían ser más que una garantía que debería actuar en dos direcciones: a favor de las empresas o a favor de los consumidores, dependiendo del comportamiento de los precios del mercado. Una garantía, en definitiva, bifronte, para las partes presentes en el contrato regulatorio, consumidores y empresas, no otra cosa es la regulación de un servicio de interés general, de naturaleza esencial, con características económicas de bien público, tal es el suministro de electricidad.

Por consiguiente, empresas y Gobierno eran perfectamente conocedores de que ingresados por las empresas eléctricas los Costes de Transición a la Competencia (8.664 M€) durante el periodo transitorio 1997-2010, por las dos vías previstas en las normas legales: vía tarifa y vía deducciones, las inversiones correspondientes a las centrales existentes en 1997 habían quedado recuperadas.

Se trata, típicamente, de las centrales nucleares e hidroeléctricas que en conjunto producen más de 80.000.000 de MWh al año, más del 30% de la electricidad consumida en España, cuyo coste medio de producción (costes variables + costes fijos) ha quedado reducido a sólo costes variables más, tal vez, aquellos costes fijos en los que hayan incurrido estas centrales por mantenimiento o ampliaciones de la inversión con posterioridad a 1997. Y todo ello, naturalmente, con independencia de cuál haya sido la política contable de cada empresa.

Sin embargo, a pesar de que el periodo transitorio previsto de 13 años fue reducido en 3,5 años -en los que el exceso de precio de mercado por encima del precio de referencia debería haber sido deducido del valor máximo de CTC’s autorizado por Ley y, por consiguiente, la naturaleza garante de los CTC’s haber actuado a favor de los consumidores- un análisis de la información disponible conduce a concluir que el conjunto de las centrales existentes en 1997 no sólo han recuperado sus inversiones sino que, tal como corroboran documentos de la propia Administración, las han recuperado en demasía.[3]

LA REGULACIÓN DE LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD

La LSE 54/97 es la norma reguladora que nos ha traído hasta el presente regulatorio definido por Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, por la LSE 24/2013 y por Real Decreto 413/2014  por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos y… por el que se recortan sus ingresos.

Así es que una cosa es la voluntad del legislador de la LSE 54/97 y otra muy diferente es como haya sido aplicada en el tiempo transcurrido desde entonces,  en el que poderosos intereses han ido reconduciendo su desarrollo y aplicación apoyados en la opacidad de las normas y en el desconocimiento de los gobernantes y de los reguladores que se han ido sucediendo.

La buena práctica de compatibilizar las innovaciones normativas con el respeto a la seguridad jurídica y confianza legítima de inversores y consumidores en las normas, empieza a quebrarse en 2006, mediante el RDL 7/2006, de 23 de junio, que deroga –sin más- el periodo transitorio contemplado en la LSE 54/97. Si así no hubiera sido y se hubiera respetado el periodo transitorio de su aplicación según estaba previsto hasta 2010, todo exceso de precio percibido por las centrales con derecho a cobro de CTC’s debería haber sido liquidado a favor del Sistema Eléctrico (es decir, devuelto a los consumidores), computando además, dicho exceso, a partir de 2010, no sobre los 36€ MWh sino sobre sus costes variables muy inferiores ya a ese precio de referencia.

Por consiguiente, si al propio testimonio de los documentos citados, que ponen de manifiesto que los CTC’s cobrados han superado la cantidad máxima prevista en la propia LSE 54/97, añadimos el exceso de precio cobrado por las centrales hidroeléctricas y nucleares desde junio de 2006 hasta el presente, las cifras con las que nos encontramos son mareantes -más adelante nos aproximaremos a esas cifras con algunas órdenes de magnitud- . Pero más allá de las cifras, lo importante son los conceptos. No es necesario ser exhaustivos recalculando año tras años estos excesos de precios pagados por los consumidores porque basta recurrir a un informe de la Comisión Nacional de la Energía CNE de 20 de mayo de 2008[4] en el que se pronuncia en los siguientes términos:

La principal responsabilidad de la brecha entre precios y costes del mix energético recae en la generación de las centrales nucleares e hidroeléctricas cuyos costes son ajenos a los precios de los combustibles fósiles y a los costes de las emisiones de CO2 y que se benefician, sin embargo, de los altos precios de los mercados que sólo alcanzan a revelar los costes marginales térmicos (Fuel-Oil, Gas Natural y Carbón)” … “La cuestión, en términos cuantitativos, no es baladí: ambas tecnologías aportan en conjunto, aproximadamente, el 40 % de la electricidad generada en España”.

ALTERNATIVAS PARA LA RESOLUCIÓN DEL DESEQUILIBRIO FINANCIERO QUE AMENAZA LA VIABILIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO

En el año 2006 la alternativa se había planteado a instancias del Gobierno. Fue el “Libro Blanco sobre la reforma del marco regulatorio de la generación eléctrica en España”

En este documento, elaborado por un equipo de expertos dirigido por el profesor Ignacio Pérez Arriaga, por encargo directo de la Secretaría de Estado de la Energía, se propuso el establecimiento de un “contrato por diferencias” entre el Sistema Tarifario y las empresas propietarias de activos anteriores a la LSE por una cantidad de energía fija equivalente a la que (en año medio y con una disponibilidad media histórica) producen las centrales correspondientes, sobre la base de los precios de referencia que constituyeron el soporte de cálculo de los CTC’s (consensuado por todas las empresas eléctricas y por el Gobierno en el Protocolo Eléctrico de 1996) minorados en los costes fijos recuperados. La totalidad de la energía producida por la totalidad de las centrales históricas sería ofertada al mercado y retribuida por los precios obtenidos en el mercado con independencia de la posterior liquidación del “contrato por diferencias” entre los precios del mercado y los precios de referencia minorados, para el ingreso de la diferencia en la Tarifa de Acceso.

Esta solución o alternativa a los desequilibrios financieros, planteada en el Libro Blanco, que ya se estaban recrudeciendo en 2006 en forma del ya mencionado “Déficit de Tarifa”, hubiera permitido que la sobre retribución de las centrales hidroeléctricas y nucleares hubiera sido extraída de los ingresos correspondientes a sus empresas propietarias para ser abonados a la Tarifa de Acceso con el destino específico de amortizar el “Déficit Tarifario” para, una vez amortizado, bajar la tarifa y cubrir los costes de la política energética (implantación de energías renovables y otros programas de ahorro y eficiencia)[5] La propuesta del Libro Blanco implicaba, en definitiva, mantener, hasta el fin de la vida de licencia de las centrales nucleares y de las concesiones administrativas de las centrales hidroeléctricas, la ultra actividad del régimen retributivo existente antes de 1997 para estas centrales.

Ésta fue la alternativa propuesta en 2006 por los expertos que trabajaron bajo encargo del Gobierno. Nunca fue puesta en práctica y los problemas continuaron agudizándose.

Así, ante la falta de soluciones a un problema perfectamente conocido por empresas, Gobierno y reguladores, los excesos de precio que se han seguido produciendo hasta la actualidad no han podido ser liquidados a favor del sistema, consolidando una imprevista (para sus inversores originales) sobre retribución a las centrales nucleares, hidroeléctricas y térmicas convencionales. Incluso, ni siquiera se han liquidado todavía los excesos de precio producidos entre junio de 2005 (8.664 M€ cobrados) y junio de 2006 (fecha de cancelación de la normativa CTC’s) que no por prescrita cualquier posible reclamación[6] dejan de haber sido cobrados por las empresas y pagados por los consumidores. De hecho, durante este período, las empresas eléctricas ingresaron por exceso de precio entre 2.000 y 3.000 M€ que correspondía deducir del valor máximo de CTC’s autorizados, puesto que en ese período su normativa (DT sexta LSE 54/97) estuvo vigente desplegando plenamente todos sus efectos.

A modo de resumen, los gráficos que se presentan más adelante explican, en términos conceptuales, el contenido de la propuesta alternativa (que en realidad es una familia de propuestas) que garantizaría -y hubiera garantizado- la sostenibilidad financiera del sistema eléctrico sin violentar los derechos de los consumidores y de los inversores en las primeras generaciones de centrales eléctricas renovables, tal y como sí ha violentado–y sigue violentando- el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

El primer grafico es una explicación de cómo opera el mercado diseñado en 1997 y todavía vigente: la curva de costes variables, configurada por las ofertas de electricidad generada en centrales de diferentes tecnologías, corta la curva de oferta y fija el precio. Obsérvese en el grafico que el margen operativo que suministra este precio de mercado es extremadamente diferente para cada tecnología, lo cual es la primera muestra de asimetría que, como más adelante veremos, tiene consecuencias perversas para los equilibrios financieros del Sector Eléctrico.

Gráfico 1

Cuadro 1

El segundo grafico representaría conceptualmente los costes medios de las diferentes tecnologías de generación que no son otros que la suma de los costes variables y fijos y su relación con el precio de mercado. Obsérvese que el precio infra remunera unas centrales y sobre remunera otras. ¡Todo un disparate!

Gráfico 2

Cuadro 2El tercer grafico explica como se acaba formando el coste de la generación de electricidad para los consumidores. Este coste es el representado por la superficie que determina la curva de color rojo sobre las coordenadas del gráfico. Como es obvio, los consumidores deben cubrir todos los costes medios de todas las centrales. De otra manera no se produciría inversión en las centrales con costes superiores al que fijan los costes marginales del Sistema (coste variable de la última central acoplada). El problema es que la regulación también determina que los precios que perciben las tecnologías hidroeléctricas y nucleares, muy superiores a sus costes medios, son costes para los consumidores.

Gráfico 3

Cuadro 3

El cuarto grafico explica la solución por la que ha optado el Gobierno con el conjunto de normas que han dado en ser calificadas como “la Reforma Eléctrica”: minoración de los ingresos futuros de las centrales que utilizan fuentes primarias de energía renovable con el resultado que muestra el gráfico: disminución del valor presente de las inversiones en relación con ese mismo valor calculado en la fecha de culminación de las inversiones correspondientes. Este valor no es otro que el valor presente del flujo neto de ingresos esperado de las tarifas establecidas por el Gobierno antes de que se ejecutaran las correspondientes inversiones. En este punto, hay que tener en cuenta que una de las características de la tecnología fotovoltaica o eólica, por ejemplo, es que los costes de funcionamiento de las centrales –costes variables o marginales de producción de electricidad- son casi nulos porque su combustible –los fotones solares o la fuerza cinética del viento- no tiene coste, es fluyente y está disponible de manera ilimitada -no es consumible-. Por consiguiente, en la estructura de sus costes medios, el peso de sus costes fijos -independientes de la producción- es superior al 90% que son, en definitiva, costes incurridos cuyo valor no es otro, como se acaba de decir, que el valor presente del flujo de ingresos netos futuros. Cualquier minoración o recorte expost de ese flujo afecta negativamente al valor de la inversión o, expresado en otros términos, al valor patrimonial del propietario de la central. Es decir, implica una inesperada quita de los capitales invertidos que soportaran sólo los capitales propios de los inversores, no los capitales ajenos.

Gráfico 4

Cuadro 4

De una exhaustiva lectura de las mencionadas normas que han configurado la mal llamada “Reforma Eléctrica”, se desprende que no consta que el legislador haya tomado en consideración otras alternativas que hubieran tenido igual o mayor efecto sobre los objetivos intensamente proclamados en las nuevas normas reguladoras de la retribución de la generación de electricidad, a saber, las reiteramos: restablecer la estabilidad financiera del Sector Eléctrico y la moderación de los costes de la electricidad que gravan las rentas de las familias y la competitividad de la economía. Pero esas alternativas existen y han sido planteadas en diversas ocasiones. Basta con volver a citar el “Libro Blanco sobre la reforma del marco regulatorio de la generación eléctrica en España”, aunque no fuera, desde luego, la única ni la única solicitada por el Gobierno aunque sí la más conocida.

El quinto grafico describe, finalmente, la familia de alternativas que podrían haber garantizado -y podrían garantizarla en el futuro si fueran implantadas- la estabilidad financiera del Sector Eléctrico tal y cómo pretenden el conjunto de normas regulatorias emitidas y mencionadas, con iguales o mejores resultados y respetuosas con las expectativas de los inversores originarios en las centrales existentes en 1997 y con la preocupación del legislador de la LSE 54/97, norma fuente – a su pesarde toda las normas posteriormente emitidas sobre la regulación retributiva de la generación de electricidad.

El gráfico que muestra las alternativas que no han sido analizadas, y que pudieran tener diferentes medios de ser implementadas, es el siguiente:

Cuadro 5

Cuadro 5

Efectivamente, las diferencias negativas –de los contratos por diferencias entre el precio del mercado y los precios de referencia que constituyeron el soporte de cálculo de los CTC’s (consensuado por todas las empresas eléctricas y por el Gobierno en el Protocolo Eléctrico de 1996) minorados en los costes fijos recuperados, compensarían sobradamente las diferencias positivas necesarias para cubrir los costes medios de las primeras generaciones de tecnologías renovables y los pagos de capacidad de las centrales térmicas. De esta manera, el coste para los consumidores sería el representado por la superficie que determina la curva de color azul oscuro sobre las coordenadas del gráfico. Compárese las diferencias con el Gráfico 3.

Los datos son incontrovertibles:

  1. La energía producible media de las centrales hidroeléctricas es de 30.007.000 MWh; considerando que sus costes remanentes de producción se sitúan, bajo hipótesis generosas, en torno a 11 € MWh (Confederación Hidrográfica del Ebro para una central de tamaño pequeño/medio), y que sus ingresos se han situado entre 53 y 66 € MWh, el conjunto de estas centrales estarían experimentando anualmente, desde junio de 2005 hasta el presente, beneficios inesperados entre 1.275 y 1.670 M€ anuales.
  2. La energía producible media de las centrales nucleares es de 59.888.000 MWh; considerando que sus costes remanentes de producción se sitúan, bajo hipótesis igualmente generosas, en torno a 22 € MWh (Anuario 2010 Foro Nuclear), y que sus ingresos se han situado entre 40 y 50 € MWh, el conjunto de estas centrales estarían experimentando anualmente, desde junio de 2005 hasta el presente, beneficios inesperados entre 1.078 y 1.692 M€ anuales.

En resumen: desde junio de 2005, fecha de recuperación de los CTC’s, las centrales nucleares e hidroeléctricas, cuya inversión se produjo, en todos los casos, antes de 1997 bajo un marco regulatorio que retribuía sus costes estándares incluyendo una tasa razonable de rentabilidad, han generado unos ingresos inesperados (Wind Fall Profits en la literatura económica) que se han situado –según las moderadas hipótesis mencionadas: 11€ coste MWh hidroeléctrico; 22€ coste MWh nuclear- entre 2.335 y 3.361 M€ anuales. Es decir, en 10 años estos ingresos inesperados han alcanzado una cifra de orden de magnitud semejante a la del Déficit Tarifario -28.000 M€- que hoy representa el desequilibrio financiero que pretendidamente ha justificado el conjunto de normas de diferente rango emitidas bajo la genérica denominación de Reforma Eléctrica, sin que ninguna de estas normas haya, no solo no analizado, ni siquiera hecho mención a esta cuestión.

En definitiva, una vuelta a los orígenes de la LSE 54/97, que se encuentran en el Protocolo Eléctrico, y a la propia LSE -no obstante sus múltiples errores de concepto- hubiera permitido encajar en el nivel de tarifas actuales los mayores costes de las primeras generaciones de las tecnologías renovables e, incluso, disminuirlas.

Podría decirse –y así ha sido justificado por fuera de los textos legales- que, terminado el periodo transitorio por su derogación en junio de 2006 de la Disposición Transitoria Sexta de la LSE 54/97 que reguló los CTC’s, la retribución de las centrales nucleares e hidroeléctricas pasaba a ser la establecida por el mercado y nada pueden hacer ahí las normas. Sin embargo, desde la valoración jurídica no debiera aceptarse sin más, que sea la denominación de las cosas la que haga su naturaleza. Las centrales nucleares e hidroeléctricas no obtienen su remuneración del mercado sino de una norma regulatoria que les reconoce como retribución un precio que fija un mercado en el que ni están ni pueden participar aunque las normas formalmente digan otra cosa. Y esto no es liberalización. Es, simplemente, desregulación.

Esta cuestión no ofrece dudas. El mercado, instrumento para que la competencia ajuste de manera eficiente las rentas que se generan en las diferentes actividades, nada puede hacer con las rentas generadas en los aprovechamientos hidroeléctricos que explotan la fuerza hidráulica de las cuencas hidrológicas mediante concesiones administrativas en régimen exclusivo. Cada concesión hidroeléctrica es única, no replicable, inaccesible a competidor alguno –por tanto ajena a los beneficiosos efectos de la competencia-. Son, en definitiva, un monopolio natural –no sólo en su acepción económica– sino también en su acepción jurídica –concesión administrativa en régimen exclusivo- y en su acepción física –natural en sentido estricto- por ser cada aprovechamiento hidroeléctrico único e irreplicable por tratarse del aprovechamiento de una singularidad de la naturaleza. Su remuneración por los precios que en el mercado determina la competencia entre las centrales térmicas es una decisión normativa del regulador completamente ajena a las fuerzas del mercado. Y además es una decisión carente de justificación alguna. Todavía estoy esperando -y ya hace más de 18 años- que alguien lo justifique cabalmente.

Por razones distintas pero de igual resultado, lo mismo puede afirmarse de las centrales nucleares. Evitamos pues, extendernos sobre este extremo para no reiterar argumentos ya desarrollados.

REFLEXIÓN FINAL

Con los datos en la mano, cabe tan sólo, finalmente, hacerse una pregunta más allá de si el concepto de “rentabilidad razonable” tiene sentido o no como argumento para modificar -desfavorablemente para los intereses afectados- normas anteriores que también utilizaron el mismo concepto –ex ante- para establecer precios públicos (o tarifas) bajo las cuales los inversores en tecnologías renovables tomaron sus decisiones y ejecutaron sus inversiones. La pregunta es la siguiente:

¿Qué rentabilidad económica están teniendo desde hace casi ya diez años las centrales históricas, típicamente nucleares e hidroeléctricas?

Para responder a esta pregunta hemos aportado algunos datos: los precios percibidos por las centrales nucleares se sitúan entre un 180 y un 227% por encima de sus costes remanentes, y las centrales hidroeléctricas perciben precios por encima de sus costes remanentes que se sitúan entre un 480 y un 600 %. Además, estas retribuciones se generan en la explotación de bienes públicos –la fuerza hidráulica de las cuencas hidrológicas españolas- mediante concesiones administrativas que nunca fueron adjudicadas en concursos públicos competitivos.

Ésta es la rentabilidad económica de las centrales hidroeléctricas y nucleares. Una rentabilidad que no puede legitimar el mercado y que el Derecho, que también es el derecho de los consumidores, sigue a la espera de una reforma que restituya los parámetros regulatorios bajo los cuales sus propietarios invirtieron. Este fue el objeto del Protocolo Eléctrico de diciembre de 1996 y de la LSE 54/97 y la razón por la cual este artículo ha empezado analizando las razones de su origen porque en ellas se encuentran las soluciones que las normas que ahora nos ocupan han ignorado, no obstante reclamar ser sus herederas.

Así es que podemos terminar afirmando que ni siquiera estamos ante una política de desregulación que pudiera ser defendida por neoliberales radicales y extremos, sino ante una mala regulación de gobernantes poco conocedores de esta rara materia que es la electricidad,  que se ha acabado concretado en normas arbitrarias y discriminatorias de derechos de consumidores e inversores.

 

9 de Noviembre de 2015

[1] http://www.unesa.es/sector-electrico/la-regulacion-electrica-en-espana-y-europa/1941-protocolo-electrico. El Protocolo Eléctrico de 1996 fue firmado de una parte por el Ministro de Industria y Energía, D. Josep Piqué i Camps, y de otra parte, por los presidentes de IBERDROLA y de UNESA, D. Iñigo de Oriol Ybarra; de ENDESA, D. Feliciano Fuster Jaume; de UNION ELECTRICA FENOSA, D. José Mª Amusátegui de la Cierva; de FUERZAS ELECTRICAS DE CATALUÑA, D. Juan Echevarría Puig; de COMPAÑIA SEVILLANA DE ELECTRICIDAD, D. Fernando de Ybarra y López Dóriga; y de HIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO, D. Martín González del Valle (cuya firma se incorporaría con posterioridad a la fecha de la firma del Protocolo)

[2] Este valor máximo y el plazo de su cobro (periodo transitorio) fueron el resultado de diferentes modificaciones en los primeros años del desarrollo normativo de la LSE 1997. Inicialmente su monto era superior y el plazo inferior.

[3] La Comisión Nacional de la Energía CNE en un informe de fecha 2 de diciembre de 2009, realizado por su Dirección de Inspección, Liquidaciones y Compensaciones, a petición del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, en el marco del expediente “N 530/2009 España”, abierto por la Dirección General de Competencia de la Comisión Europea, concluye que los CTC’s cobrados entre el 31 de diciembre de 1997 y el 30 de Junio de 2006 por las empresas eléctricas firmantes del Protocolo, (sin tener en cuenta las plusvalías obtenidas por ENDESA en la venta de Electra de Viesgo SA. a ENEL S.p.A en Junio de 2001 imputables a los activos de esta empresa con derecho a CTC’s que de acuerdo con la Disposición transitoria sexta, punto 5, de la LSE 54/97 son CTC’s cobrados, tal como se reafirma, además en la sentencia de la Audiencia Nacional de 18 de Julio de 2005 –nunca ejecutada-) han sido 10.187,20 M€, en valor actual neto a 31 de diciembre de 1997, es decir, 1.523.60 M € por encima y a pesar del límite máximo autorizado en la Disposición transitoria sexta de la LSE 54/97.

[4] http://www.cne.es/cne/doc/publicaciones/cne82_08.pdf. En este informe, la CNE muestra su preocupación en relación con los altos precios del mercado de la electricidad que, “impulsados por el alza de los precios de los combustibles en los mercados internacionales, están poniendo de manifiesto una importante y sostenida divergencia con los costes de generación” …

[5] En concreto, páginas de la 317 a la 340 del “Libro Blanco sobre la reforma del marco regulatorio de la generación eléctrica en España”. http://www.minetur.gob.es/energia/electricidad/regimenordinario/documents/libroblanco.pdf

[6] En mi investigación publicada en el Instituto Pascual Madoz de Urbanismo y medio Ambiente de la Universidad Carlos III de Madrid, concluyo que la liquidación pendiente del exceso de CTC’s pagados por los consumidores dista mucho de haber prescrito: portal.uc3m.es/portal/page/portal/inst_pascual_madoz/Liquidacion%20pendiente%20de%20los%20Costes%20de%20Transicion%20a%20la1.pdf ….

4 Comments

  1. Señor Fabra, toca usted un tema muy complejo con muchas derivadas. Estoy de acuerdo con muchas afirmaciones suyas pero discrepo en ciertos matices en otras. El sistema se ha caracterizado por la retribución marginal independientemente de la fuente de generación, retribuyendo por tanto de distinta forma a distintas tecnologías en función de sus costes de generación, pero hay también ciertos estudios que indican que en situaciones de no competencia, el precio marginal no sería muy distinto del precio de mercado, por lo que quizá habría que incidir en mayor medida en generar competencia y evitar el “poder de mercado”.
    Por otra parte usted asocia el déficit de tarifa a la remuneración de generación, cuando el déficit de tarifa es consecuencia de los costes fijos y regulados del sistema y no de los costes de generación. Jugando en los costes fijos una parte importante las primas a las energías renovables. Considero que las energías renovables son el futuro y hay que potenciarlas pero en España se hizo de forma nefasta, retribuyendo de forma excesiva a unas tecnologías todavía muy inmaduras. La consecuencia es un déficit de tarifa que es mayor que el que usted indica, ya que el volumen del déficit hoy no refleja el volumen de déficit generado, parte del cual ya se ha satisfecho.
    Indudablemente las modificaciones sobre regulación han creado una inseguridad jurídica importante y no deseable, pero el problema original radica en la excesiva remuneración inicial a las energías renovables. Probablemente, como indica, una solución podría articularse a través de una menor remuneración de energías hidráulica y nuclear, pero el beneficio es menor del que usted indica, ya que hay que asociar una serie de impuestos que gravan estas tecnologías, entre ellos IBIs, o impuesto a la generación, e incluso, si los beneficios son mayores (windfall profits) debería implicar un mayor pago en el impuesto de sociedades, suponiendo un menor coste, no para el consumidor, pero si para las arcas públicas y de forma indirecta un ahorro impositivo para todos los contribuyentes.
    Además, parece que esos beneficios extraordinarios no se reflejan en los resultados de las grandes compañías, ya que por ejemplo, en términos de PER, Iberdrola cotiza a 15-16 veces ; aunque habría que tener en cuenta que gran parte de los beneficios proceden del exterior y no son atribuibles a la generación hidráulica y nuclear española.
    Muchas gracias por su post, es un tema muy complejo, interesante y de vital importancia.

  2. Antes de nada, enhorabuena por el artículo. En cuanto a la respuesta de Golpedefecto, puntualizar que donde incide que el déficit de tarifa incluye costes fijos y regulados, el autor ya incluye el efecto de la subvención a las renovables (retornada a través de la parte regulada del sistema) en su cálculo de los costes para el consumidor. Se observa en la relación del precio de mercado (del que deriva el coste de generación imputado al consumidor) y el mayor coste total marcado en rojo en el gráfico 3. Las primas a las renovables, diseñadas de manera nefasta por supuesto, estaban hechas para cubrir los costes fijos de la primera generación de renovables poco maduras. Dichos costes (incluida rentabilidad nefastamente adjudicada a constructoras e incluso a divisiones de integrantes de UNESA) son los que se ayudarían a cubrir con la solución aportada por el autor.

    Una decisión política (mal diseñada) de promocionar una tecnología de futuro, no es el único causante del déficit. Probablemente, incluso si se realizara una auditoria exhaustiva, los números reales podrían sorprendernos según se intuye en el artículo. Bravo de nuevo por el mismo.

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