LA POLÍTICA ENERGÉTICA ESPAÑOLA FRENTE A LA EMERGENCIA DE 

UN NUEVO PARADIGMA GLOBAL

ACTIVIDADES REGULADAS Y DÉFICIT DE INGRESOS

Eloy Alvarez PelegryDirector Cátedra Energía

Orkestra ‐ Instituto Vasco de Competitividad Fundación DeustoFundación Deusto

Madrid, 29 de Octubre de 2012

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ÍNDICE

• ACTIVIDADES REGULADAS• PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES• REGULACIÓN, POLÍTICA ENERGÉTICA Y POLÍTICAINDUSTRIAL

• SÍSIFO Y LA REFORMA ELÉCTRICA

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ACTIVIDADES REGULADAS • Son aquellas que en principio no están en el mercado o liberalizadas y

las que son monopolio natural (Transporte y Distribución, T y D).• Los objetivos de la reforma “general” – Ley 54/1997‐ son:

– Garantizar el suministroGarantizar el suministro,– Con calidad,– Al menor coste posible.

• Para ello hay una planificación (indicativa y vinculante) y una• Para ello hay una planificación (indicativa y vinculante) y unaretribución de las actividades reguladas.

• Desde la pasada década hay nuevos objetivos:– Objetivos europeos 20/20/20 a 2020,– Incorporación del mercado de emisiones con normas específicas, etc.

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ACTIVIDADES REGULADAS  • En la tarifa se puede distinguir entre pagos por los costes de

producción es decir por la energía los de T y D costes asociados eproducción, es decir, por la energía, los de T y D, costes asociados eimpuestos.

Costes del sistema eléctrico en 2010i d l i i dCostes propios del sistema 50% Costes asociados 50%

7.335 37.854

11.318 20%

6.954 30%

12 247 18%12.247 18%

32%

Costes de Costes de  Costes de 

Total de 

FUENTE: Sallé, C. et al. (2012) 4

producciónacceso propios

acceso ajenos

Impuestoscostes

ACTIVIDADES REGULADAS  

Evolución de los costes de acceso entre 1998 y 2010

FUENTE: CNE (2012b)5

ACTIVIDADES REGULADAS  • Los costes de acceso no han dejado de subir desde 1998.• El componente que ha registrado un mayor aumento, corresponde al

régimen especial, tanto por el aumento de la potencia instalada comopor el aumento de las primaspor el aumento de las primas.

• En los costes de acceso, existen partidas que no son directamenteatribuibles al mismo. Los sobrecostes del régimen especial superan el

d l40% de los mismo.

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ACTIVIDADES REGULADAS• Los precios de generación no explican el déficit tarifario.

Evolución del coste de suministro 2000‐2011 (millones de €)

Fuente: UNESA (2012)7

ACTIVIDADES REGULADAS• Los precios gas no son la única variable que explica el precio final de la 

electricidad. La hidraulicidad, la intensidad competitiva y el margen de capacidad, también contribuyen a ello.

Precio declarado en aduanas de gas natural importado aPrecio declarado en aduanas de gas natural importado a España en 2000‐2011 vs. previsiones de precios realizadas 

por el modelo de proyección

Fuente: IDAE (2011) 8

ACTIVIDADES REGULADASEvolución del coste de suministro 2000‐2011 (millones de €)

Fuente: UNESA (2012)

• Con inversiones en T y D de 2.200‐2.600 millones de €/año en elperíodo 2005‐2010.

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ACTIVIDADES REGULADAS• En el desarrollo de las energías renovables, pueden distinguirse dos

períodos básicos. Hasta 2007, se desarrolló, principalmente, latecnología eólica (con cerca de 15 GW) y a partir de 2007 se desarrollóla tecnología solar.gEvolución de la potencia instalada del Régimen Especial en España

20072007

FUENTE: CNE (2012a)10

PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES• Superando los objetivos de planificación del año 2010.

Objetivo Real 

S Fotovoltaica 0 4 GW 4 GW

• Diferencias en la fotovoltaica que se han “reproducido” en la

S. Fotovoltaica 0,4 GW 4 GW

S. Termoeléctrica 0,5 GW 0,7 GW

Diferencias en la fotovoltaica que se han reproducido en latermosolar.

• Fudertes crecimientos a los que ha contribuido un crédito fácil.• Sin política industrial sectorial, ni de tipo clúster, con desiguales

resultados en la exportación y en el empleo.

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PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES• En un entorno de exceso de capacidad mundial en la producción de módulos

fotovoltaicos, caídas de precios y entrada de competidores.Evolución del precio de venta de los módulos fotovoltaicos

1,40 €/WpO t b 2009 S ti b 2012

/ pOctubre 2009Alemania: 2,19 €/WpChina:  1,78 €/Wp

Septiembre2012Alemania: 0,89 €/WpChina:  0,61 €/Wp

FUENTE: Neidlein, H.C. (2011 y 2012)

• Con fijación de rentabilidades basadas en costes en el entorno del año 2007 y,en ciertos casos, sin ajustar las primas finalesen ciertos casos, sin ajustar las primas finales

• Tras esta experiencia, un esquema, en parte similar, ocurre en la solartermoeléctrica. 12

PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES• La evolución de las primas equivalentes es coherente con un fuerte

desarrollo de potencia en tecnologías con primas elevadasdesarrollo de potencia en tecnologías con primas elevadas.Fuente de generación

Potencia(GW)

Energía liquidada (TWh)

Primastotales 

(millones €)

Prima específica(€/MWh)

Eólica 20,6 43,5 1.800 41

Solar FV 4,2 6,2 2.405 388

Solar TE 0,8 1,6 394 246

Cogeneración 6,2 24,9 1.352 54

Mini hidráulica 2,0 5,9 234 40

Biomasa 0 7 3 7 271 73Biomasa 0,7 3,7 271 73

Tratamiento de residuos

0,7 4,4 328 75

TOTAL 35,2 90,2 6.784 75

FUENTE: Elaboración propia a partir de CNE (2012b)

• La eólica supone en torno al 17‐18% de la energía y del coste. 13

PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES• No parece existir mucho margen de maniobra para reducir el monto

total salvo que se revisen cantidades y retribucionestotal, salvo que se revisen cantidades y retribuciones.

12.000

Proyección de la prima equivalente del régimen especial

6 000

8.000

10.000

2.000

4.000

6.000

Millon

es de €

0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Solar Eólico Cogeneración Hidro <10MW Hidro >10MW RSU

FUENTE: Karacsonyi, J.; Pérez, Y. (2012) 14

Biomasa  Ind Biogas Biomasa Eólico Off Shore Geo & Mar

PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES• Las causas originales y su no transmisión a los consumidores finales,

ha hecho evolucionar el déficit.Déficit eléctrico de actividades reguladas (millones de euros)

5000

6000

2000

3000

4000

0

1000

2000

FUENTE: Sallé, C. et al. (2012) a partir de la CNE 15

0

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES• Dentro de las actividades reguladas existen diferencias no justificadas

en las tasas de retribución.

Evolución ROA vs. WACC de la actividadd di t ib ió (%)de distribución (%)

ROA Distribución WACC Distribución (actividad regulada)

5,4 5,6 5,3 5,66,1 6,2

5,55,9

4,84,1

3 3

4,7

5,74,9 5

6,8

3,3

FUENTE: UNESA (2012) 16

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES• El WACC de la distribución en cálculos recientes se sitúa en torno al 7%.

WACC de referencia provisional para la actividad de distribución eléctrica en 2012 (Estimado con información actualizada a 

31/10/2011)31/10/2011)IRS 10 Y CDS (1‐t) S/(D+E) 1‐D/(D+E) Strip 10 Y Beta Prm

Distribución (2,70 + 1,76) x 0,7 x 0,39 0,61 x (5,43 + 0,6 x 5,53)

C t d d i 4 5Coste deuda a.i 4,5Coste deuda d.i 3,1 8,86 Coste equity d.iCoste ponderado deuda d.i 1,2 5,4 Coste ponderado equity d.i

6 656,65NOTA: Todos los parámetros se han estimado con la información disponible a fecha de 31/10/2011, y utilizando la metodología aprobada por el Consejo de la CNE, en su sesión de 24 de abril de 2008."Consulta pública para la revisión de la metodología de estimación del coste del capital para actividadesreguladas en el sector energético Revisión final de la propuesta CNE" publicado en la página web de la

FUENTE: CNE (2011) 17

reguladas en el sector energético. Revisión final de la propuesta CNE , publicado en la página web de la CNE.

PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES• Rentabilidades que son inferiores a las teóricas de las renovables (que

en el ejemplo no tiene en cuenta las FIT fijadas a largo plazo).Ejemplo de cálculo del WACC

Low risk assessmentAbbreviation/ Calculation  Debt (d) Equity (e) Debt (d) Equity (e)

Share equity / debt  g 70.0% 30.0% 70.0% 30.0%Nominal risk free rate rn 4 0% 4 0% 4 0% 4 0%

Low risk assessment(proactive risk mitigation)WACC methodology

High risk assessment

Nominal risk free rate rn 4.0% 4.0% 4.0% 4.0%Inflation rate  i 2.0% 2.0% 2.0% 2.0%Real risk free rate  rf=rn‐i 2.0% 2.0% 2.0% 2.0%Expected market rate of return rm 4.3% 8.4% 3.9% 7.7%Risk premium rp=rm‐rf 2.3% 6.4% 1.9% 5.7%Equity beta  bTax rate (corporation tax)  rt 30.0% 30.0%Post‐tax cost  rpt 3.0% 12.2% 2.7% 11.1%

1.6 1.6

FUENTE: ECOFYS (2011) 18

Pre‐tax cost  r=rpt/(1‐rt) 4.3% 17.5% 3.9% 15.9%Weighted average cost of capital (pre‐tax) WACC 8.3% 7.5%

PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES• El riesgo tecnológico se sitúa en valores similares en casi todas las

t l ítecnologías.Factor de riesgo específico tecnológico

FUENTE: ECOFYS (2011)19

PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES• Para una disminución de la inversión específica en termosolar, sin

ajustar el precio de venta, se incrementa la TIR en, aproximadamenteun 2‐3%, siendo su repercusión en la rentabilidad de los recursospropios mucho mayor.p p y

• Un ajuste de rentabilidades en línea con otras actividades reguladas,dado el volumen económico (precio x cantidad), contribuiría a paliar eldéficit de forma significativadéficit de forma significativa.

• Con todo, el tema de la rentabilidad implícita mediante la asignaciónadministrativa de las FIT, debería completarse, también, en el sentidode dar su papel a la competencia entre tecnologías y entre agentes.

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REGULACIÓN, POLÍTICA ENERGÉTICA Y POLÍTICAINDUSTRIAL• El problema del déficit tarifario se enmarca en una economía, que tiene

precios de la energía elevados, que se han incrementado desde 2004.Evolución del precio medio de la energía 1995 2009Evolución del precio medio de la energía 1995‐2009

FUENTE: Díaz Mendoza, A.C; Arocena, P. (2012) 21

REGULACIÓN, POLÍTICA ENERGÉTICA Y POLÍTICAINDUSTRIAL

d d b é h d l d l l d d l• En donde también ha aumentado el precio de la electricidad para laindustria.

Evolución del precio medio de la electricidad 1995‐2009

10,00

12,00

14,00

4,00

6,00

8,00

0,00

2,00

FUENTE: Díaz Mendoza, A.C; Arocena, P. (2012)22

CAPV España Eurostat Spain IEA Spain

REGULACIÓN, POLÍTICA ENERGÉTICA Y POLÍTICAINDUSTRIAL• En la economía existen sectores industriales y ramas en las que el peso

de la energía es muy diverso.• En conjunto por ejemplo en la CAPV el gasto energético promedio• En conjunto, por ejemplo, en la CAPV, el gasto energético promedio

supone el 4% de los gastos de explotación, pudiendo ir de un 14% parael papel, un 12‐13% en la siderurgia, metalurgia y productos no

táli h t 5% l í i j lmetálicos, hasta un 5% en la química, por ejemplo.• A su vez, el peso del gas y la electricidad en las mismas es también muy

diferente en el total de la industria (58%/30%), en la siderurgia y( / ) g ymetalurgia (66%/28%), en el papel (44%/47%) y en la química(49%/31%).

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REGULACIÓN, POLÍTICA ENERGÉTICA Y POLÍTICAINDUSTRIAL• En general, crece más el gasto energético que el VAB.• El creciente gasto de energía por unidad de producción se debe a ¿un

aumento del precio de la energía o a un mayor consumo de energía enaumento del precio de la energía o a un mayor consumo de energía enel proceso?

• ¿Compensa la productividad el incremento del coste energético?• Descomponiendo estos efectos, se llega a que la causa del incremento

es el efecto precio. El gasto en energía se incrementa en un 48%, queno compensa la eficiencia energética, que mejora en un 15%.no compensa la eficiencia energética, que mejora en un 15%.

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SÍSIFO Y LA REFORMA ELÉCTRICA• Impuestos ambientales y déficit tarifario

– La propuesta actual traslada de lo regulado al mercado el problema deldéficit,

– El traslado a los consumidores finales no será por el valor total delpimpuesto, debido al amplio margen de reserva; por la baja utilización delos ciclos, por los ToP en gas, o por la demanda eléctrica débil. BBVA estimaun incremento de 2‐3€/MWh en 2013‐2015./

– En cualquier caso, es necesario que se rebaje el umbral de la TUR.– La propuesta debilitará los resultados de las empresas, en un entorno

adverso y en un contexto europeo de empresas más fuertesadverso y en un contexto europeo de empresas más fuertes.– Parece que se está llevando a cabo un trasvase del problema, con lo que

tarde o temprano habrá que ir a la raíz del mismo.

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SÍSIFO Y LA REFORMA ELÉCTRICA• El déficit y la necesidad de contribuir a un menor coste de la energía

para la industria, debería llevar a:– Trasladar a los consumidores domésticos los incrementos de precio,

protegiendo a los más vulnerables,p g– Trasladar a los PPGG y consolidar en los mismos, las partidas que son de

política social/medioambiental y/o de cohesión territorial,– Disminuir el volumen económico total de las primas para conseguir elDisminuir el volumen económico total de las primas para conseguir el

objetivo comunitario,– Reducir las partidas reguladas de las renovables más caras y más

ineficaces en costes y desarrollar las tecnologías más maduras yineficaces en costes, y desarrollar las tecnologías más maduras ycompetitivas,

– Con un equilibrio de rentabilidades respecto al riesgo,P l i– Promover la concurrencia.

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SÍSIFO Y LA REFORMA ELÉCTRICA• El déficit y la necesidad de contribuir a un menor coste de la energía

para la industria, debería llevar a:– Analizar la forma en que la industria (en la que el peso de la energía sea

claramente significativo o se mueva en el ámbito internacional) puedag ) pmantener su competitividad y contribuir a la reducción de los costes deacceso,

– Considerar que hay actividades reguladas, como la distribución, con unq y g , ,importante “trade off“ industrial y tecnológico,

– Acometer un desarrollo tipo “clúster”, que promueva un desarrolloindustrial tecnológico, de I+D y de instituciones de colaboración; que seaindustrial tecnológico, de I D y de instituciones de colaboración; que seaduradero y sostenible y que justifique unas subvenciones eficaces en coste.

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¡MUCHAS GRACIAS!

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REFERENCIAS‐ CNE (2011) Propuesta de retribución definitiva para el año 2011 y de retribución provisional para elaño 2012, por la actividad de distribución de energía eléctrica de las empresas distribuidoras sujetas aliquidaciones con anterioridad al 1 de enero de 2009.‐ CNE (2012a) Integración de la producción en régimen especial en el MIBEL y en la operación de losrespectivos sistemas eléctricos.‐ CNE (2012b) Informe sobre el sector energético español. Parte 1. Medidas para garantizar lasostenibilidad económico‐financiera del sistema eléctrico.‐ Díaz Mendoza, A.C y Arocena, P. (2012) Los costes energéticos en la empresa industrial de País Vasco,Orkestra, Internal working paper.‐ ECOFYS (2011) Financing renewable energy in the european energy market.‐ IDAE (2011) Evolución tecnológica y prospectiva de costes de las EERR. Estudio técnico PER 2011‐2020.‐ Karacsonyi, J.; Pérez, Y. (2012) Un análisis de los precios de la electricidad: impacto del desarrollo delas energías renovables, en Orkestra (2012) Hacia una economía baja en carbono, Experienciasinternacionales, pp. 117‐195.‐ Neidlein, H.C. (2011) Spot market module prices. Pv photovoltaic markets & technology, 04/2011.‐ Neidlein, H.C. (2012) Spot market module prices. Pv photovoltaic markets & technology, 10/2012.‐ Sallé C. et. Al. (2012) El déficit de tarifa y la importancia de la ortodoxia en la regulación del sector( ) y p geléctrico, Papeles de Cuaderno de Energía, Club Español de la Energía.‐ UNESA (2012) La situación económico financiera de la actividad eléctrica en España, 1998‐2010.

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