INFORME SOBRE EL SECTOR ENERGÉTICO ESPAÑOL

INTRODUCCIÓN Y RESUMEN EJECUTIVO

7 de marzo de 2012

2

INTRODUCCIÓN Este documento responde al encargo recibido por parte de la Secretaría de Estado de Energía del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, mediante escrito del 27 de enero de 2012, de elaborar un informe sobre medidas de ajuste regulatorio que se pudieran adoptar en los sectores energéticos, en particular, dirigidas a atajar la evolución del déficit tarifario en el sector eléctrico y evitar un posible déficit estructural para el periodo 2012-2015 en el sector del gas. De manera relacionada, por su impacto sobre los precios que soportan los consumidores, se valoran también posibles medidas para fomentar la competencia y el funcionamiento eficiente de los mercados mayoristas y minoristas de electricidad y gas. Situación actual En los últimos años están aflorando nuevos retos y problemas en los modelos regulatorios que se establecieron al comienzo de la liberalización de los mercados energéticos europeos. Los factores desencadenantes son muchos, y en buena parte específicos de cada país. Entre los comunes, cabe señalar la caída de la demanda de productos energéticos, la dificultad de financiación de nuevas infraestructuras, asociadas a la crisis económica, el incremento del precio de los combustibles fósiles así como la introducción de medidas contra el cambio climático. Todos ellos pueden ejercer presiones al alza sobre los precios que los consumidores finales pagan en concepto de uso de las instalaciones energéticas y/o de adquisición de la energía, dependiendo de la regulación y de los mecanismos de financiación escogidos en cada país. Con respecto a la seguridad de suministro, la situación actual del modelo español es relativamente favorable: existe un exceso de capacidad, tanto en generación eléctrica, con un margen de cobertura previsto superior al 10%, al menos hasta 2016, como en infraestructuras de importación de gas, con unos ratios de utilización de las mismas del 40-60% hasta 2014, y una amplia diversificación de aprovisionamientos de gas natural y de puntos de entrada al sistema. En suma, todo lo anterior indica que no existe un problema de suministro en el medio plazo, a diferencia de la situación de insuficiente capacidad de generación que se ha detectado en algunos países europeos, entre los cuales cabe señalar Francia y Reino Unido, o de dependencia elevada del gas ruso, como, por ejemplo, en Alemania e Italia. Asimismo, España ostenta una de las tasas más altas de incorporación de capacidad de generación eléctrica de origen renovable en Europa, lo que ha contribuido a una reducción significativa, del 44%, de las emisiones de CO2 del sector eléctrico entre 2005 y 2011. No obstante, los principales aspectos del debate europeos son también relevantes para España, en particular en lo que afecta al desarrollo de las interconexiones eléctricas y la gestión de congestiones en las mismas, como elemento para favorecer la integración de las energías renovables y la exportación de la energía excedentaria a otros países, y al establecimiento de mecanismos de mercado capaces de aportar una señal de precio estable y eficiente a las nuevas inversiones de generación. Con respecto al nivel de competitividad del sistema, en España los precios finales, especialmente de electricidad, que tienen un impacto directo en la competitividad

3

industrial, se situaron en 2011 en el rango elevado de la Unión Europea1. Por su parte, los precios finales para los consumidores doméstico-residenciales, especialmente de electricidad, registran puestos entre los más elevados del ranking europeo, si bien cabe remarcar que el impacto de la factura eléctrica sobre el gasto anual medio de las familias en España supone el 2% y el de la factura de gas natural el 0,74%.2 Más aún, el nivel de dichos precios finales en España sería superior en relación con los precios europeos si se tuviera en cuenta el déficit estructural del sistema eléctrico, que se está registrando desde hace una década, debido a que los costes reconocidos a las distintas actividades reguladas han sido (y siguen siendo) superiores a los ingresos obtenidos por los precios regulados que pagan los consumidores. Frente a esta evolución de los precios finales, cabe reseñar que los precios mayoristas han sido generalmente coherentes con la trayectoria de los precios de los combustibles en los principales mercados internacionales. A este respecto, en el sector eléctrico, la existencia de un mercado spot organizado, con precios transparentes y un grado de liquidez elevado, adicionalmente a la regulación aplicada, ha facilitado la entrada de nuevos competidores y el desarrollo de la contratación a plazo (mayoritariamente de carácter financiero y no organizado). En los últimos dos años, los precios en este mercado se han situado en la franja medio-baja de los precios mayoristas eléctricos europeos. Por otra parte, en el sector gasista, si bien existe un volumen significativo de intercambios entre agentes, esencialmente motivados por razones logísticas, éste todavía no se ha desarrollado hacia un formato organizado con precios transparentes. La senda de precios finales alcanzada en España respecto a otros países de la UE, en particular, en electricidad, se debe, principalmente, a la incorporación como costes del sistema de un volumen creciente de costes reconocidos a las actividades reguladas, planificados inicialmente en un contexto donde se esperaba un mayor crecimiento de la demanda, y, en particular, en el caso eléctrico, a los mecanismos de incentivos económicos para las instalaciones del Régimen Especial, a la compensación extrapeninsular y al incremento de la retribución de la distribución y el transporte, además de los costes de financiación del déficit. Asimismo, en relación a los mercados mayoristas, la existencia de intervenciones regulatorias en los mecanismos de funcionamiento de los mercados (es destacable la distorsión generada por el Real Decreto de restricciones de garantía de suministro), unida a estructuras de mercado con grupos verticalmente integrados y, en ocasiones, a la ausencia de transparencia sobre las transacciones realizadas por los agentes en determinados mercados de ajustes (este es el caso del mercado secundario de gas y de las transacciones intra-grupo y en los mercados OTC) también recomiendan adoptar medidas para incrementar la eficiencia y la competencia en los mercados. En relación a los mercados minoristas, su evolución en los últimos años en España ha sido determinada en gran medida por la progresiva desaparición de las tarifas integrales y la introducción del suministro de último recurso. En particular, se ha

1 En los datos de Eurostat, algunos países como Alemania, Dinamarca, Italia y Portugal excluyen de los precios finales los costes de financiación de las energías renovables y cogeneración. 2 Datos de la Encuesta de Presupuestos Familiares 2010 (INE).

4

registrado, como en la gran mayoría de los países europeos3, una menor presión competitiva en el segmento de consumidores domésticos, con demanda menos elástica y mayores costes de switching, donde la entrada de nuevos competidores ha sido reducida y la referencia de precio prácticamente coincide con la tarifa de último recurso. Esta Comisión considera que, en cuanto sea posible y se den las condiciones necesarias, debe contemplarse la desaparición de los precios finales regulados en los mercados minoristas de gas y electricidad. Con este objetivo, se mantendría tan sólo un sistema de protección para los consumidores vulnerables. La transición a un modelo de mercado minorista sin precios regulados depende de la implementación, previa a la eliminación de dichos precios regulados, de un conjunto de indicadores y medidas coherentes de supervisión efectiva de ofertas y márgenes comerciales, funcionamiento eficiente de mecanismos de contratación y switching (incluida la capacidad de la CNE de dar instrucciones a OCSUM), así como de la participación activa de los consumidores, a través del comparador de precios y de la promoción de procesos de switching colectivos. Además, se requiere que los peajes de acceso empiecen a determinarse a partir de una metodología asignativa de costes, que sea creible y estable en el tiempo y permita avanzar hacia un escenario de suficiencia de los mismos. La insuficiencia de los peajes está poniendo en peligro la sostenibilidad económico-financiera de los sistemas eléctrico y gasista. De forma relevante, el problema fundamental en lo que concierne al sector eléctrico, es que la falta de convergencia entre los ingresos y los costes de las actividades reguladas en el sector eléctrico durante los últimos diez años ha generado una deuda creciente del sistema eléctrico. El desequilibrio entre los ingresos y los costes del sistema es insostenible, debido al impacto de la creciente deuda acumulada sobre los peajes de acceso presentes y futuros de los consumidores y al impacto temporal sobre el endeudamiento de aquellas empresas que están obligadas a financiar el déficit del sistema. En el sector gasista, si bien no existe un problema de déficit de la magnitud existente en el caso eléctrico, en los últimos años se han producido desvíos significativos, previéndose que el déficit acumulado pueda alcanzar el 14% de los costes regulados a 31 de diciembre de 2011 y una evolución desfavorable en 2012, como consecuencia de la contracción de la demanda, por una parte, y de la construcción e incorporación a la retribución de un número importante de infraestructuras previstas en la planificación, por otra. Procedimiento y estructura del informe En este contexto se requiere la adopción urgente de soluciones regulatorias, en los sectores de electricidad y gas natural, tanto para evitar los problemas de los déficits tarifarios estructurales, como para contener los costes de las actividades reguladas, revisar su regulación y promover un funcionamiento más eficiente y competitivo de los mercados.

3 Véase, por ejemplo, Commission Staff Working Document “2009-2010 Report on progress in creating the internal gas and electricity market” de junio 2011.

5

A este fin, en este informe se contemplan una serie de posibles medidas y actuaciones regulatorias, haciéndose eco también de los comentarios recogidos en el proceso de consulta pública lanzado por esta Comisión a principios de febrero de 2012. Los cuestionarios y las respuestas a los mismos, que se adjuntan como anexo a este informe, están estrechamente relacionados al encargo recibido de la Secretaría de Estado de Energía del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, de elaborar un informe sobre medidas de ajuste regulatorio que se pudieran adoptar en los sectores energéticos. Se señala que el nivel de participación en la consulta pública ha sido elevado, registrándose:

477 respuestas al cuestionario sobre el sector eléctrico, de las cuales más de 200 procedentes de particulares. Además de los agentes del sector, se destaca la participación de numerosos consumidores industriales aunque únicamente se ha contado con la de una asociación de consumidores domésticos;

68 respuestas al cuestionario sobre el sector gasista, de las cuales unas 13

procedían de particulares (además de los agentes del sector, han participado consumidores industriales, pero ninguna asociación de consumidores domésticos); y

42 respuestas al cuestionario sobre el sector de hidrocarburos líquidos, de las

cuales unas 20 procedían de particulares (además de los agentes del sector, han participado consumidores industriales, pero ninguna asociación de consumidores domésticos).

Debido al carácter urgente del informe requerido por la Secretaría de Estado de Energía, que se centra en las medidas de ajuste regulatorio de los sectores de gas y electricidad, las posibles medidas que afectan al sector de los hidrocarburos líquidos, también incluido en la consulta pública, serán objeto de análisis posterior. El documento se estructura en cinco partes:

I. Medidas para garantizar la sostenibilidad económico-financiera del sistema eléctrico

II. Medidas para garantizar la sostenibilidad económico-financiera del sistema gasista

III. Medidas relacionadas con mejoras en el mercado mayorista eléctrico IV. Medidas relacionadas con mejoras en el mercado mayorista de gas natural V. Medidas relacionadas con mejoras en los mercados minoristas de gas y

electricidad Entre las medidas de sostenibilidad económico-financiera se han incluido medidas con impacto en el corto plazo así como medidas con efecto de medio plazo pero que mejoran la sostenibilidad y la eficiencia del sistema y que deben desarrollarse también de manera urgente. Asimismo, el documento incluye un anexo con las respuestas a la consulta pública.

6

RESUMEN EJECUTIVO I. MEDIDAS PARA GARANTIZAR LA SOSTENIBILIDAD ECONÓMICO-FINANCIERA DEL SISTEMA ELÉCTRICO El déficit entre los ingresos y los costes del sistema eléctrico es insostenible. La deuda del sistema asciende a 21.812 M€ a 6 de marzo de 2012 (23.312 M€ si se incluye el déficit establecido para 2012). Las consecuencias directas de mantener una senda creciente de deuda del sistema eléctrico son, por una parte, los crecientes pagos por la deuda del sistema a través de los peajes de acceso presentes y futuros de los consumidores y, por otra, el impacto sobre el endeudamiento de las empresas eléctricas que están obligadas a financiar temporalmente el déficit del sistema. Por ello, se hace necesaria la introducción de medidas regulatorias, tal y como se solicita en el escrito del Secretario de Estado de Energía, con un impacto inmediato a corto plazo, a efectos de eliminar el déficit del sistema, mitigar los costes de la financiación de la deuda pendiente de titulización y definir claramente los costes de acceso que deben recaer sobre los consumidores de electricidad para determinar de forma suficiente y estable sus peajes de acceso. Asimismo, se recomiendan medidas de aplicación urgente pero con impacto de ahorro de costes a medio plazo, dirigidas a promover mayor eficiencia en la regulación. Medidas regulatorias con impacto en el corto plazo Con el objetivo de atajar cuanto antes la senda de déficit tarifario, esta Comisión propone medidas a corto plazo tanto sobre los costes de las actividades reguladas como sobre el aplazamiento de inversiones previstas en la planificación actual, con la finalidad, de moderar cuanto antes la senda creciente de los costes de acceso y promover una regulación eficiente en las actividades reguladas. La no aplicación de medidas sobre la retribución/costes de las actividades reguladas supondrá una evolución de los costes de acceso que incidirá en la permanencia de déficit estructural. Destacan por su cuantía las siguientes partidas:

La amortización de los activos y la retribución del Valor Neto en la retribución del transporte.

El aplazamiento de inversiones de transporte previstas en la planificación. La revisión de la retribución de la distribución mediante el criterio de la

amortización de activos y retribución a Valor Neto. La revisión de los costes de operación y mantenimiento de la retribución de la

distribución. La armonización de la prima de la tecnología solar termoeléctrica con respecto

a su tarifa regulada La limitación del uso de los combustibles fósiles de apoyo al 5% de la energía

primaria para tecnologías de régimen especial. La eliminación de los gastos de naturaleza recurrente en los costes de

compensación extrapeninsular. El incremento de los factores de eficiencia de todas las actividades y costes

regulados.

7

La revisión de la tasa interna de rentabilidad en las actividades reguladas. Adicionalmente, se proponen medidas relativas al mecanismo de financiación y cesión del déficit tarifario a FADE por parte de las empresas eléctricas que están obligadas a financiar temporalmente el déficit, con el objeto de mitigar de forma inmediata el impacto de dicho mecanismo de cesión en las anualidades con cargo a los peajes de acceso de los consumidores. En particular se propone, para el déficit que no ha sido cedido a FADE, que las empresas cedan directamente a terceros la deuda de la que son titulares iniciales, tal y como se realizó en déficit anterior a 2003 y de 2005. Alternativamente, se propone que las empresas eléctricas beneficiarias de la cesión a terceros de los derechos de cobro, contribuyan a financiar parte de los costes de la titulización FADE. Asimismo, se proponen medidas para trasladar hacia los costes de energía, partidas actualmente consideradas como costes de acceso (retribución del Operador del Sistema y coste de interrumpibilidad de los grandes consumidores), a efectos de eliminar de los peajes de acceso, aquellas partidas que son identificadas como costes de servicios del sistema. Cabe indicar que esta medida que permite mitigar el déficit tarifario, incrementa el coste de energía de los consumidores no interrumpibles. Con el objeto de que los precios regulados de los consumidores (pagos por capacidad y peajes de acceso) incluyan exclusivamente aquellos costes que deben repercutirse al sistema eléctrico esta Comisión se remite a las consideraciones realizadas, tanto en su informe 29/2009 (Informe sobre el mecanismo de restricciones por garantía de suministro) relativas a que el coste de este mecanismo no debería repercutirse a los consumidores eléctricos, como en su Informe 26/2011 (sobre la modificación de los pagos por capacidad) relativas a que no es necesaria, en la situación actual de exceso de capacidad de generación, la aplicación de pagos por disponibilidad e inversión establecidos en la Orden ITC/3127/2011. En este sentido se propone eliminar o minorar el coste de la financiación del programa de Restricciones de Garantía de Suministro, que por otra parte distorsiona la asignación eficiente del mercado de producción; y asimismo, limitar los pagos por capacidad superiores a los establecidos previamente a la normativa vigente (por ejemplo, eliminando transitoriamente el pago por disponibilidad y reducción del incentivo a la inversión al nivel establecido en la Orden ITC 2794/2007, en tanto no se desarrolle la propuesta de metodología de pagos por capacidad en la que la CNE está trabajando en la actualidad). Adicionalmente a estas medidas propuestas, esta Comisión considera esencial que se cumpla la senda de financiación de la compensación extrapeninsular con cargo a PGE establecida en el RDL 6/2009 y se elimine permanentemente la financiación de dicho coste por el sistema eléctrico, todo ello teniendo en cuenta el escenario de liberalización del coste de generación eléctrico y que toda política distributiva de rentas debería efectuarse externamente al sistema eléctrico. Asimismo, se solicita la ejecución en 2012 de la Sentencia del Tribunal Supremo de 8 de abril de 2010 correspondiente al ejercicio 2009, relativa a la financiación con cargo a la tarifa eléctrica del Plan de Acción 2005-2007 de la Estrategia Energética (E4) y que a partir de 2013 el Plan de Acción sea financiado permanentemente de forma externa al sistema eléctrico y gasista. Todo ello con el objetivo de evitar déficit del sistema

8

eléctrico y para eliminar partidas de costes que no deben recaer sobre el consumidor de electricidad. Respecto a la financiación del coste de las primas de régimen especial, se considera necesario que una parte de la financiación de las mismas se realice externamente a los peajes de acceso. En particular, y tal y como establece la Directiva 2009/29/CE, se considera que parte de los ingresos de las subastas de CO2 podría permitir financiar parcialmente los costes de las primas de régimen especial, todo ello teniendo en cuenta la relevante contribución directa de las energías renovables en el cumplimiento de la reducción de emisiones de CO2. Como resultado de la aplicación urgente del conjunto de medidas propuestas a corto plazo se obtendría una disminución significativa del déficit del sistema actual y futuro. Sin embargo, dichas medidas son insuficientes para eliminar el déficit. En consecuencia, los peajes de acceso deberían converger a un nivel progresivo de suficiencia a medio plazo donde cubran los costes de acceso que realmente deben recaer sobre el consumidor eléctrico, previa eliminación de todas las ineficiencias en la regulación de las actividades y costes regulados y de todas aquellas partidas de coste que deberían excluirse de los peajes de acceso según las medidas propuestas por esta Comisión. Una partida relevante de los costes que, transitoriamente, en tanto los peajes no sean suficientes, recaen sobre los consumidores, son los desajustes temporales de ingresos. Si bien hasta ahora dicha partida no ha sido incorporada como un mayor coste de acceso a trasladar en los peajes, sino como nuevos déficit reconocidos, titulizables a través de FADE, la sostenibilidad económico-financiera del sistema eléctrico es incompatible con un reconocimiento paulatino de déficit titulizable. La financiación del desajuste temporal en los términos establecidos en el Real Decreto-Ley 6/2010 (esto es, su incorporación en la revisión de los peajes de acceso, como mayor coste de acceso en el ejercicio siguiente) induce variaciones artificiales en los peajes de acceso, dando lugar a mayores aumentos de peajes en los ejercicios en que se incorporan y reducciones en el ejercicio posterior a su incorporación. A efectos de lograr una senda de ajuste progresivo y estable en los peajes, se hace necesaria la introducción de medidas adicionales que permitan la financiación del desajuste temporal externamente a los peajes de acceso. Una posible medida para mitigar el impacto del desajuste temporal del sistema eléctrico consistiría en laminar la senda temporal de las primas que recibirán las centrales solares termoeléctricas inscritas en el registro de preasignación, pero sin acta definitiva de puesta en servicio, debido a que es la tecnología con mayor grado de penetración en el medio plazo y con mayor impacto en los peajes. Dicha medida implicaría suavizar la evolución temporal de la senda de retribución que percibirían estas instalaciones de forma que en el contexto actual de déficit de tarifa, el incremento de costes que supone para el sistema la entrada en funcionamiento de estas centrales en los próximos años sea menor, obteniendo los propietarios de estas instalaciones unos mayores ingresos en el futuro. El criterio de determinación de la senda retributiva alternativa, sería la equivalencia entre sendas retributivas en valor actual (valor descontado de los flujos de caja de los proyectos).

9

En resumen, según el escenario de previsión 2012-2016 y en ausencia de aplicación de las medidas regulatorias propuestas por la CNE, serían necesarios incrementos significativos en los peajes para conseguir que el déficit anual a financiar (se supone externamente a los peajes de acceso) sea asumible: En particular:

a. Con un incremento nominal de los peajes de acceso del 2% (mantenimiento

de los peajes en términos reales, según la inflación prevista), en cada año hasta 2016, el déficit seguiría incrementándose, superando, en términos acumulados, los 22.000 M€ en 2016. En este contexto, incrementos anuales en los peajes de acceso del 3% y del 4% en términos nominales, no contribuirían a mitigar de manera significativa el crecimiento del déficit.

b. Si se contemplara una senda de incrementos de peajes para alcanzar un

déficit nulo en 2015, sería necesario un aumento anual de los peajes, en términos nominales, del 10% entre 2012 y 2015. Sin embargo, esta senda sería difícilmente sostenible para los consumidores y, además, dejaría un déficit acumulado pendiente de financiación, debido a que no se incluye en las subidas de peajes, en torno a 7.142 M€.

c. La imposición de incrementos anuales de peajes para garantizar que, en cada

año, a partir de 2012, el déficit sea nulo, implicaría un aumento de los peajes en términos nominales, del 35,5% en 2012 (suponiendo el límite legal permitido de déficit de 1.500 M€), del 0,6% en 2013 y del 6,4% en 2014, lo que sería insostenible para los consumidores.

Por el contrario, si se introdujeran las medidas regulatorias de corto plazo indicadas anteriormente, incluyendo la modificación de la senda temporal de las primas a recibir por las centrales solares termoeléctricas inscritas en el registro de preasignación pero sin acta definitiva de puesta en servicio, los ajustes necesarios en los peajes para lograr la convergencia con los costes de acceso en el medio plazo, serían inferiores y los déficit registrados anualmente (pendientes de financiación externa a los peajes) se reducirían. En este sentido:

a. Un incremento anual de los peajes en términos nominales del 2% hasta 2015

permitiría alcanzar la suficiencia de los peajes en 2016. El déficit acumulado en los cuatro primeros años (2012-2015) pendiente de financiación ascendería a 3.143 M€ Por su parte, si el aumento anual de los peajes en términos nominales ascendiera al 3% o al 4%, la suficiencia de los peajes se podría alcanzar en 2015 o 2014, si bien el déficit acumulado ascendería a 2.130 M€ en 2014 y 1.330 M€ en 2013, respectivamente. Se observa que, con el incremento anual en términos nominales del 4% hasta 2014, los peajes en 2015 y 2016 deberían reducirse por encima del 2%, debido a que los incrementos acumulados en los peajes han sido superiores a los necesarios para alcanzar el nivel de convergencia con los costes de acceso.

b. La determinación de una senda de peajes para alcanzar un déficit nulo en 2015 conllevaría un incremento anual de los peajes en términos nominales del 2,4% entre 2012 y 2015. El déficit acumulado hasta 2014, pendiente de financiación, ascendería a 2.632 M€.

10

c. La imposición de incrementos anuales de peajes para garantizar que, en cada año, a partir de 2012, el déficit sea nulo, y no acumular déficit, implicaría un aumento de los peajes en términos nominales del 15,1% en 2012 (suponiendo el límite legal permitido de déficit para 2012 de 1.500 M€), una caída del 4,5% en 2013, un aumento del 2,3% en 2014 y 2015. Este escenario sería difícilmente sostenible para los consumidores.

La combinación de medidas regulatorias correctoras, incluyendo la laminación de las primas a las centrales solares termoeléctricas, y un incremento de peajes del 3% anual hasta 2014, permitiría alcanzar la suficiencia de los peajes en 2015, arrastrando un déficit acumulado hasta 2014, pendiente de financiación, de 2.130 M€. En este escenario el problema de déficit estructural quedaría resuelto en 2014, siempre que se buscara financiación para el desajuste de los ejercicios 2012 (1.194 M€), 2013 (509 M€) y 2014 (427 M€), externamente a los peajes de acceso. Cabe indicar que los análisis realizados se basan en el supuesto de que la compensación extrapeninsular será financiada con cargo a los PGE según el RDL 6/2009. Si dicha senda fuera interrumpida, tal y como ha sucedido en 2010 y 2011, y los peajes de acceso tuvieran que financiar dicha partida (excepto 256 M€ anuales), el importe de los desajustes temporales a financiar sería muy superior, a pesar de la aplicación de las medidas propuestas. En el caso de que se incluya el coste de la compensación extrapeninsular con cargo a los peajes de acceso (en lugar de seguir la senda de financiación con cargo a los PGE establecida en el RDL 6/2009), e introduciendo todas las medidas regulatorias del Informe, sería necesario un esfuerzo superior en los peajes de acceso para alcanzar la senda de convergencia de los costes de acceso en 2015 (4,9% anual en términos nominales) y no generar más déficit a partir de entonces. El volumen de déficit acumulado pendiente de financiación externamente a los peajes de acceso ascendería a 5.301 M€. Teniendo en cuenta que será necesario obtener financiación anual de los desajustes temporales a partir de las respuestas recibidas de distintos agentes en el proceso de consulta pública realizada por esta Comisión y a efectos meramente informativos, debido a que excede del análisis regulatorio, en el Anexo 7 se recoge un conjunto de opciones recaudatorias aplicadas en distintos países de la Unión Europea que en su caso podrían ser aplicadas con carácter transitorio y teniendo en cuenta sus efectos sobre los precios finales de los consumidores. Medidas regulatorias con impacto en el medio plazo Adicionalmente a las medidas urgentes descritas anteriormente, con impacto económico sobre el sistema eléctrico a corto plazo, se realizan propuestas con un impacto de ahorro de costes a medio plazo y de difícil cuantificación, pero cuya implantación esta Comisión considera que debe iniciarse cuanto antes con el objeto de introducir eficiencia en la regulación de las actividades reguladas. La introducción de estas propuestas se considera urgente y necesaria en tanto permite vincular la planificación de infraestructuras a la evolución de la demanda y revisar la retribución de las actividades reguladas. Más concretamente, se propone una revisión de los costes unitarios y las bases retributivas de activos, actualizando el mecanismo de incentivos vigente, de forma homogénea a todas las actividades reguladas

11

(eliminando la senda creciente de costes derivada de la regulación que indexa de forma automática y creciente determinadas retribuciones a fórmulas (IPC-X)) y eliminando problemas metodológicos en los sistemas de retribución vigente de actividades reguladas. Deben determinarse claramente los costes que deben incluirse de forma estable en los peajes de acceso y aquellos otros que deben financiarse externamente (compensación extrapeninsular), o conjuntamente a otras fuentes de financiación externas a los peajes de acceso (régimen especial). Adicionalmente, se considera necesario que la CNE tenga atribuida la función, en tanto se debe transponer la Directiva 2009/72/CE, de establecer la metodología de retribución de las actividades reguladas, a partir de la implantación de una contabilidad regulatoria de costes, y la metodología de asignación de los costes para determinar los peajes de acceso y de generación, los pagos por capacidad, así como los precios de los operadores de mercado y del sistema, que deben pagar los agentes de forma suficiente. Por último, entre otras medidas de medio plazo, cabe mencionar la introducción de un mecanismo de subastas competitivas para determinar la retribución de nuevas instalaciones de generación renovable. El uso de este mecanismo aportaría elementos de competencia, con el fin de disminuir los costes asociados a la promoción de las energías renovables y traspasar al consumidor esas ganancias de eficiencia. II. MEDIDAS PARA GARANTIZAR LA SOSTENIBILIDAD ECONÓMICO-FINANCIERA DEL SISTEMA GASISTA En comparación con el sector eléctrico, en el sector del gas natural el problema del déficit es un problema reciente. Hasta la fecha no había existido un problema de déficit relevante; esto es, los peajes y cánones habían sido suficientes para retribuir los costes regulados, compensándose unos años con otros. La aparición del déficit obedece a dos factores esenciales: de una parte al significativo crecimiento de los costes regulados por la puesta en servicio de un número importante de las infraestructuras previstas en las sucesivas planificaciones; y de otra parte, por no alcanzarse reiteradamente la demanda de gas prevista en dichas planificaciones. A la vista del desequilibrio económico detectado se ha realizado el análisis de la previsible evolución en los próximos años de las principales magnitudes del sector del gas natural con el objeto de determinar su sostenibilidad económico-financiera y poder simular el impacto en el déficit de las distintas medidas a tomar. Las conclusiones de dicho análisis muestran que si en los próximos años únicamente se produjeran subidas de peajes y cánones en línea con la inflación, el sistema económico del gas natural sería deficitario en el periodo analizado. Así, el déficit acumulado, que sería creciente a lo largo del periodo, alcanzaría el valor de 2.479 millones de € en 2016, y supondría el 63% de los costes reconocidos en dicho año. Por tanto, y con el objeto de alcanzar lo antes posible la sostenibilidad económica del sector del gas natural, sin que ello suponga repercutir sobre los consumidores la totalidad de los desequilibrios económicos aparecidos, se hace necesaria la adopción de medidas regulatorias de control adicional de los costes e ingresos del sistema.

12

Medidas regulatorias con impacto en el corto plazo. De análoga forma al sector eléctrico, y con el objetivo de atajar cuanto antes la senda de déficit tarifario, esta Comisión propone en el informe un conjunto de medidas a corto plazo tanto sobre los costes de las actividades reguladas como sobre el aplazamiento de inversiones previstas en la planificación actual, con la finalidad, de moderar cuanto antes la senda creciente de los costes de acceso y promover una regulación eficiente en las actividades reguladas. En síntesis, el primer grupo de medidas de corto plazo propuesto van destinadas al control de los costes. Entre ellas cabe citar las siguientes: Aplazamiento de inversiones de transporte previstas en la planificación. Ampliación del periodo de amortización del capital de los nuevos

almacenamientos subterráneos. Revisión de la tasa interna de rentabilidad de las actividades reguladas. Revisión de los parámetros de actualización de la retribución de la distribución

El segundo grupo de medidas de corto plazo propuesto están enfocadas a los ingresos regulados. Entre ellas cabe citar las siguientes: Eliminación del peaje temporal para antiguos usuarios de la tarifa para materia

prima Revisión del peaje aplicable a los contratos de acceso de duración inferior a un

año Revisión del peaje interrumpible. Ampliación de las reservas estratégicas de gas en los Almacenamientos

Subterráneos (AASS).

La aplicación de las medidas indicadas supondría llevar al sistema gasista a un déficit del orden del 13% de la retribución anual de 2016. Y ello, sin incremento de peajes más allá de los derivados de la inflación prevista. Para paliar y anular el déficit anual anteriormente señalado, se precisaría aplicar un incremento adicional de los peajes. Las variaciones porcentuales que deberían experimentar los peajes en el periodo 2012-2016 para atenuar y anular el déficit serían las siguientes:

1. Sin aplicar ninguna medida de las señaladas previamente, para alcanzar un déficit cero en 2015 sería preciso incrementar un 9,4% los peajes anualmente desde 2012 a 2015.

2. Sin aplicar ninguna medida, para alcanzar un déficit cero en 2016 sería preciso subir un 7,5% los peajes desde 2012 a 2016.

3. La aplicación de las medidas consideradas, con solo un incremento de peajes conforme a la inflación estimada, supondría un déficit de 515 M€ en 2016.

4. La aplicación de las citadas medidas con un incremento de peajes del 5,2%, anualmente desde 2013 a 2015, produciría un déficit nulo en 2015.

5. La aplicación de las citadas medidas con un incremento de peajes del 3,1%, anualmente desde 2013 a 2016, produciría un déficit nulo en 2016.

13

En consecuencia, el conjunto de medidas analizado en los epígrafes previos junto con un incremento de los peajes asociado, permitirían cumplir un objetivo de déficit nulo en el periodo considerado. Medidas regulatorias con impacto en el medio plazo. Adicionalmente a las medidas urgentes descritas anteriormente, con impacto económico sobre el sistema gasista a corto plazo, en el informe también se realizan propuestas con un impacto de ahorro de costes a medio plazo, algunas de difícil cuantificación, pero cuya implantación esta Comisión considera que debe iniciarse cuanto antes con el objeto de introducir eficiencia en la regulación de las actividades reguladas.

Las medidas recomendadas se pueden agrupar en aquellas dirigidas al desarrollo de metodologías de tarifas y retributivas que, conforme a las directivas europeas, deben ser realizadas por el regulador, entre las que cabe citar desde la revisión de las tasas de retribución conforme al coste de capital de la actividad regulada, el desarrollo de una metodología tarifaria, el establecimiento de la contabilidad regulatoria de costes o la revisión de la retribución de la actividad de retribución. Asimismo, se citan medidas dirigidas a la mejora del proceso de planificación de infraestructuras y sus autorizaciones, o aquellas que inciden sobre los costes de las actividades reguladas que, en suma, han de garantizar la sostenibilidad económico-financiera del sistema gasista.

III. MEDIDAS RELACIONADAS CON MEJORAS EN EL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO

En términos generales, el modelo de mercado español y la regulación han fomentado la garantía de suministro y su calidad dando señales a la inversión, ha favorecido la integración de potencia renovable no gestionable en un sistema cuasi aislado, y ha incentivado la disminución de emisiones de CO2. Como resultado, los precios del mercado han sido comparables a los de otros países de la Unión Europea (UE). Además, desde julio de 2007 el mercado de energía eléctrica español se encuentra integrado con el portugués, formando el Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL), mercado mayorista único de electricidad para la Península Ibérica, y está previsto que a corto-medio plazo se produzca el acoplamiento con el mercado europeo. En términos de competencia, la concentración horizontal ha evolucionado favorablemente. Sin embargo, también existen problemas derivados de la crisis económica y la consiguiente reducción de la demanda, así como por la programación de centrales de carbón autóctono fuera del mercado, que han llevado a un bajo funcionamiento de las centrales de ciclo combinado. Se han registrado una serie de cambios importantes de comportamiento en los últimos años, debido a la penetración de las energías renovables, a la incorporación en el mercado de energía producida con carbón nacional a precio regulado, a la mayor utilización de las sesiones del mercado intradiario y los servicios de ajuste, a la provisionalidad de la regulación de los pagos por capacidad, al desarrollo de nuevos

14

mecanismos de contratación a plazo y a la importancia relativa de este tipo de contratación, a la integración entre los sistemas español y portugués, así como a los avances en la consecución de un mercado europeo más integrado. Todo ello ha supuesto cambios regulatorios parciales que precisan una revisión global y armonizada del diseño del mercado, con el objetivo de obtener de él la máxima eficiencia posible Cabe señalar que la búsqueda de soluciones para reformar el modelo de mercado mayorista eléctrico, especialmente con el fin de compatibilizar los objetivos de competencia, seguridad del suministro e integración de las energías renovables, se encuentra abierta en la mayoría de países europeos, como revelan, por ejemplo, la reciente consulta pública del CEER4 y el debate actual existente en el Reino Unido, resumido en Newbery (2012) 5 entre otros. A diferencia de algunos países europeos, como Reino Unido y Francia, que se enfrentan al riesgo de capacidad de generación insuficiente en un futuro próximo6, España no se encuentra en esta situación y la capacidad instalada actualmente permite garantizar la adecuada cobertura de la demanda en los próximos años. No obstante, los principales aspectos del debate europeos son también relevantes para España, en particular en lo que respecta al desarrollo de las interconexiones y la gestión de congestiones en las mismas, como elemento para favorecer la integración de las energías renovables y la exportación de la energía excedentaria a otros países, y al establecimiento de mecanismos de mercado capaces de aportar una señal de precio estable y eficiente a las nuevas inversiones de generación. Entre las medidas propuestas se encuentra, en primer lugar, un conjunto de medidas relacionadas con la operación del mercado diario e intradiario, entre las que se señala el desarrollo y consolidación de un mecanismo de pagos por capacidad (utilizando preferentemente mecanismos competitivos) adaptado a las nuevas condiciones de mercado que se prevén para el largo plazo, y medidas relacionadas con las reglas del mercado diario e intradiario, para incrementar la eficiencia y permitir la convergencia con el resto de mercados de la UE. En particular, se propone retrasar la hora de cierre del mercado diario hasta las 12:00 y el mantenimiento del mercado intradiario del Mibel con el formato actual de subasta al que se le añadiría un mercado continuo para 4 Véase “CEER Call for Evidence on Generation Adequacy Treatment in Electricity” de Noviembre de 2011 5 En el artículo del profesor Newbery, “Reforming competitive electricity markets to meet environmental targets”, Economics of Energy and Environmental Policy, vol.1, enero 2012, se resume el debate existente en torno a la posible reforma del sector energético en el Reino Unido. Dicho debate se inició en parte con el informe de OFGEM, “Project Discovery: Options for delivering secure and sustainable energy supplies” de febrero de 2010, y que posteriormente supuso la publicación de un documento y un proceso de consulta por parte del gobierno británico (“Electricity Market reform – White paper 2011”, Department of Energy and Climate Change, DECC). 6 Este es el caso de Reino Unido, donde una parte importante de las centrales de generación deberán cerrar durante los próximos diez años y se requieren nuevas inversiones (en el documento de DECC “Planning our electric future: technical update”, de diciembre 2011, se prevé la entrada en vigor de nueva normativa durante 2012). Asimismo, en Francia, el operador del sistema, RTE, ha alertado de que la demanda nacional puede superar la capacidad instalada a partir de 2016, como consecuencia del mayor consumo y de la retirada de centrales existentes de fuel y carbón (véase RTE “System Adequacy Report” de julio 2011).

15

las transacciones en la frontera francesa. Asimismo, por su importancia, también se incluyen medidas relacionadas con el mecanismo de restricciones por garantía de suministro relacionado con el carbón nacional. En segundo lugar, se incluyen un conjunto de medidas para mejorar la operación del sistema eléctrico, con el fin de permitir una mejor integración de las energías renovables y mejorar la eficiencia en la operación. El tercer conjunto de medidas va encaminado a promover una mayor competencia en el mercado mayorista y a mejorar la capacidad de supervisión y actuación del regulador sectorial. Entre las medidas destaca la mejora en la capacidad de supervisión global de todos los segmentos del mercado mayoristas con especial énfasis en el segmento de contratación a plazo, debido tanto al incremento registrado en este segmento, como a que gran parte de la negociación se produce en mercados no organizados. Asimismo, se pretende lograr una mayor capacidad de supervisión y transparencia en los contratos bilaterales intragrupo. Otra de las medidas necesarias para facilitar la tarea de supervisión del mercado de electricidad, es conseguir tener una mayor información sobre los precios de gas a los que tienen acceso las centrales de ciclo combinado, por su importante influencia sobre el precio del mercado. IV. MEDIDAS RELACIONADAS CON MEJORAS EN EL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL

El mercado de aprovisionamiento de gas tiene una dimensión en principio supra-nacional, aunque condicionada por las características propias del sistema español. Una gran parte de los contratos de aprovisionamiento de las compañías comercializadoras con los productores de gas se realizan a través de contratos a largo plazo, en los que el precio del gas está habitualmente referenciado a la cotización del petróleo. Desde el comienzo de la liberalización, en este mercado el incumbente ha ido perdiendo cuota (aunque se mantiene en el entorno del 40%) y se ha registrado la entrada de nuevos aprovisionadores, esencialmente los principales grupos empresariales activos en el sector eléctrico y las grandes empresas petroleras.

El desarrollo del mercado del gas natural ha sido propiciado por unas condiciones de disponibilidad y acceso a las infraestructuras comparativamente favorables con respecto a otros países europeos: entre 2011 y 2014 la capacidad disponible para contratar en las plantas de regasificación se sitúa en el entorno del 38-60% de la capacidad total y en los gasoductos es del 28-40% para el mismo periodo. Además, los peajes de transporte y distribución incluyen el derecho a la utilización de un almacenamiento operativo correspondiente a medio día de la capacidad de transporte y distribución contratada (este tipo de flexibilidad no se ofrece generalmente en otros sistemas gasistas europeos). Adicionalmente, se espera un incremento de la capacidad de interconexión con Francia, hasta un total de 7,5 bcm/año en 2015.

Una situación de exceso de oferta está empezando a caracterizar también la disponibilidad de almacenamiento subterráneo, que, considerada escasa hasta 2008, no ha representado un problema en tiempos más recientes, dada la situación de depresión de demanda.

16

El mercado secundario de gas, de dimensión como máximo nacional, basado en la plataforma electrónica de ENAGAS, sigue aumentando en volumen y número de intercambios. La cantidad total intercambiada pasó de 443.909 GWh en 2007, un 8% superior a la demanda del año, a 1.004.682 GWh, un 150% mayor que la demanda en 2010. El número de transacciones continúa también su línea ascendente, pasando de 5.430 en 2007, a 39.172 en 2010. A pesar de esta importante evolución, y del número elevado de participantes con cuotas relativamente simétricas, este mercado no se ha desarrollado todavía hacia un formato organizado con precios transparentes.

Una gran parte de estas transacciones se producen por razones operativas de optimización y gestión de existencias y de balance de gas en el sistema, ya que en general, las compañías comercializadoras que operan en España cubren la mayoría de sus ventas finales de gas a través de sus contratos de aprovisionamiento internacionales.

En definitiva, el mercado mayorista de gas en España no se ha desarrollado todavía hacia un formato organizado, con un mercado spot con precios transparentes, como ya ha ocurrido en los principales países europeos (Reino Unido, Holanda, Bélgica, Francia y Alemania).

Como principal medida en el sector gasista, se propone la creación de un mercado organizado de gas natural (hub). El nivel de desarrollo de las infraestructuras de la red básica de gas natural, la regulación sectorial y el grado de madurez y competencia del mercado español de gas, hacen posible y recomendable desarrollar un hub de gas que dote de flexibilidad y liquidez a la gestión del gas natural, estimule la competencia y permita la aparición de un precio transparente del gas natural en España. Como objetivo a alcanzar a medio plazo, los reguladores europeos han establecido un modelo de mercado europeo del gas (target model) basado en zonas de balance, al menos de ámbito nacional, con mercados organizados (hubs), interconectados a través de sistemas de peaje de entrada y salida de contratación independiente.

Además, en este documento se identifican las medidas reglamentarias necesarias para fomentar el desarrollo y la liquidez del mercado de gas natural, que tienen por objeto principalmente facilitar la contratación del acceso, la gestión del balance de gas y la adaptación de las normas de gestión técnica del sistema a los nuevos desarrollos reglamentarios europeos.

Es necesario acelerar la implantación de estas medidas no solo para mejorar el funcionamiento del mercado de gas natural español, sino también para permitir su integración en Europa.

17

V. MEDIDAS RELACIONADAS CON MEJORAS EN LOS MERCADOS MINORISTAS DE GAS Y ELECTRICIDAD

Los mercados minoristas de electricidad y gas natural han registrado, en los últimos años, una evolución determinada en gran medida por la progresiva desaparición de las tarifas integrales y la introducción del suministro de último recurso. En ambos sectores, el mayor número de comercializadores activos se está observando en el segmento de los consumidores de gran tamaño, con elevada elasticidad al precio y sin posibilidad de acogerse a una tarifa regulada. Por otra parte, se registra una menor presión competitiva en el segmento de consumidores domésticos, con demanda menos elástica y mayores costes de switching, donde la entrada de nuevos competidores ha sido reducida y la referencia de precio prácticamente coincide con la tarifa de último recurso.

La propiedad de redes de distribución ha sido, hasta la actualidad, un factor clave del desarrollo de la comercialización, en particular a consumidores domésticos, aportando a la misma una infraestructura capilar y una masa crítica de clientes en amplias zonas del territorio. Más del 90% de los consumidores de gas y electricidad son suministrados por comercializadores que pertenecen a grupos empresariales con actividades de distribución de gas y/o de electricidad, entre los cuales se circunscribe la principal dinámica competitiva en el segmento doméstico. Asimismo, la integración entre actividades de aprovisionamiento de gas/generación eléctrica y comercialización ha representado una ventaja importante para los incumbentes con respecto a nuevos entrantes, que podría verse mitigada, en el futuro, por un incremento de la liquidez y profundidad del mercado (mayorista) a plazo de electricidad, especialmente en el segmento de contratos con vencimiento anual o superior, y por el desarrollo de un mercado organizado (de contado y a plazo) en gas.

A nivel europeo se registra, en general, un avance insuficiente en el desarrollo de los mercados minoristas de consumidores de menor tamaño, lo que se ha puesto de manifiesto en sucesivos informes de la Comisión Europea sobre los progresos del mercado interior7.

Por su naturaleza, el gas y la electricidad son productos homogéneos y no ofrecen el mismo potencial de diferenciación e innovación que presentan productos como la telefonía móvil, al menos en el contexto actual, en ausencia de una participación activa de la demanda a través de contadores y redes inteligentes. Por tanto, mientras no se desarrollen productos energéticos más diferenciados, no cabe esperar variaciones significativas entre precios ofertados (para servicios básicos de gas y electricidad) y/o tasas de cambio de suministrador muy elevadas (puesto que los beneficios no son suficientemente elevados para compensar el coste del cambio).

7 Véase, por ejemplo, Commission Staff Working Document “2009-2010 Report on progress in creating the internal gas and electricity market”. Junio 2011.

18

El Tercer Paquete incorpora medidas que pretenden garantizar la protección de los derechos de los consumidores en su relación (contractual y pre-contractual) con las empresas energéticas y reforzar las funciones de supervisión de los reguladores en el ámbito minorista. Por su parte, algunos de los trabajos recientes del CEER8 profundizan en las condiciones para fomentar la participación activa de los consumidores, tanto a través de medidas regulatorias, como, en su caso, mediante la potencialidad de aplicaciones que pueden resultar de la implementación de sistemas de contadores inteligentes.

Los precios finales regulados no constituyen necesariamente un mecanismo de protección de los consumidores, dado que pueden dificultar la competencia si obstaculizan la entrada de nuevos competidores y/o impiden la introducción de nuevas ofertas, limitando así la capacidad de elección de los consumidores. Cabe indicar que en Europa se distinguen dos grupos de países. Por una parte, aquellos con precios finales regulados (entre ellos Francia, Portugal, Italia, España), donde destaca que en España el precio final es la suma del coste de la energía a plazo establecido a partir de un mecanismo competitivo supervisado por la CNE, un margen comercial regulado y el peaje de acceso. Por otra parte, aquellos otros países (entre ellos Bélgica, Holanda, Austria, Suecia) donde no existe regulación de los precios pero el regulador supervisa los contratos de forma ex ante. Esta Comisión considera que, como objetivo principal, debe contemplarse la desaparición de los precios finales regulados en los mercados minoristas de gas y electricidad, manteniendo tan sólo, en su caso, un sistema de protección para los consumidores vulnerables9. La eliminación de la TUR para el resto de consumidores, y, por tanto, su paso al mercado libre, debería aprovecharse para garantizar que el primer cambio de suministrador se produjera en las condiciones más competitivas posibles, teniendo en cuenta que los consumidores pueden ser más reacios a la realización de cambios de suministrador sucesivos (sobre todo si perciben que no aportan beneficios adicionales que superen los costes de cambiar una vez más).

Sin embargo, en estos momentos no se dan las condiciones de competencia que se consideran suficientes para reducir el umbral de la tarifa de último recurso, y esto es coincidente en el tiempo con una reestructuración de las tarifas de acceso, para que éstas alcancen la suficiencia, y con una demanda doméstica que no es sensible a la señal de precio horario (bien porque no tiene los instrumentos necesarios para ello –contadores inteligentes y tarifas de acceso por periodos- o bien, por su tradicional desconocimiento de un producto que es percibido como un servicio básico de precio relativamente reducido). Asimismo, la eliminación de los precios regulados debe estar condicionada a que se verifique durante un periodo de tiempo el cumplimiento de condiciones de competencia, para lo que se precisará de disponibilidad de instrumentos para su supervisión efectiva. En este sentido, tanto antes de la eliminación de los precios regulados, como con posterioridad a ello, se considera que la CNE debe reforzar su capacidad efectiva de supervisión del mercado minorista y en

8 Véase, CEER Advice on the take-off of a demand response electricity market with smart meters, Diciembre 2011 y ERGEG GGP on Regulatory Aspects of Smart Metring for Electricity and Gas, Febrero 2011. 9 Como se explica más adelante, se recomienda que la definición de consumidor vulnerable esté relacionada con situaciones de pobreza energética.

19

particular de supervisión de los contratos ex ante, que permitiera controlar la posible existencia de ofertas excesivas.

En conclusión, la transición a un modelo de mercado minorista sin precios regulados no depende de unas condiciones aisladas, sino de la implementación de un amplio conjunto de medidas coherentes de supervisión efectiva, funcionamiento eficiente de mecanismos de contratación y switching, así como de la participación activa de los consumidores. Entre las condiciones necesarias para que, cuanto antes, pueda realizarse esta transición, cabe reseñar las siguientes:

Determinar el marco regulatorio que garantice la sostenibilidad económico-financiera del sistema, acorde con la aplicación de las medidas regulatorias propuestas en la PARTE I (para sector eléctrico) y en la PARTE II (para el sector gasista) del informe, y definir la fórmula de financiación de los déficits transitorios hasta obtener la convergencia de los peajes de acceso. Paralelamente, en tanto se establezcan los costes que deben incorporarse en los peajes de acceso, éstos deberían determinarse a partir de una metodología asignativa de costes, que sea objetiva y estable en el tiempo y permita avanzar hacia un escenario de suficiencia de los peajes.

Aprobar los proyectos de Reales Decretos que modifican el Real Decreto 1955/2000 y el Real Decreto 1434/2002, ya informados por la CNE, en particular en cuanto a: regulación de los procedimientos de switching y capacidad de la CNE de dictar instrucciones a OCSUM, revisión y aclaración de las obligaciones de los comercializadores y derechos de los consumidores en relación con el suministro y sistema de gestión de las reclamaciones.

Adoptar medidas para aumentar el grado de capacitación de los consumidores, tales como la mejora y difusión máxima del comparador de precios y la promoción de procesos de switching colectivos por parte de los consumidores domésticos, teniendo en cuenta que el primer cambio de suministrador tiende a ser el más importante para el cliente.

Reforzar las potestades de la CNE en el ámbito de la supervisión de los precios finales minoristas de gas y electricidad, dotando al regulador de capacidad de dictar instrucciones y de control sobre las ofertas que se consideren excesivas.

En este sentido se propone que la CNE realice periódicamente un informe de seguimiento con el fin de evaluar la evolución de las condiciones existentes en los mercados minoristas de gas natural y electricidad y cuyo cumplimiento se considera necesario para poder alcanzar el modelo objetivo de mercados minoristas sin precios regulados.

INFORME SOBRE EL SECTOR ENERGÉTICO ESPAÑOL

PARTE I. MEDIDAS PARA GARANTIZAR LA SOSTENIBILIDAD

ECONÓMICO-FINANCIERA DEL SISTEMA ELÉCTRICO

7 de marzo de 2012

2

INDICE

PARTE I. MEDIDAS PARA GARANTIZAR LA SOSTENIBILIDAD FINANCIERA DEL

SISTEMA ELÉCTRICO ....................................................................................................... 4 

I.  DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN EXISTENTE ........................................................ 4 

I.1  EVOLUCIÓN DEL DÉFICIT TARIFARIO .................................................................. 4 

I.2  EVOLUCIÓN DE LOS COSTES DE ACCESO ......................................................... 5 

I.3  EVOLUCIÓN DE LOS PEAJES DE ACCESO .......................................................... 6 

I.4  ENDEUDAMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO .................................................... 7 

I.5  ANÁLISIS DE LA SOSTENIBILIDAD FINANCIERA A MEDIO PLAZO .................... 9 

I.6  PRECIOS FINALES DE LOS CONSUMIDORES ELÉCTRICOS EN EL ENTORNO

EUROPEO ......................................................................................................................... 13 

II.  MEDIDAS CON IMPACTO ECONÓMICO A CORTO PLAZO SOBRE EL DÉFICIT

TARIFARIO ....................................................................................................................... 16 

II.1  MEDIDAS SOBRE LOS COSTES Y LAS ACTIVIDADES REGULADAS ............... 16 

II.2  MEDIDAS QUE TRASLADAN COSTES DE ACCESO A COSTES DE ENERGÍA

DE LOS CONSUMIDORES, CON IMPACTO EN EL DEFICIT TARIFARIO ..................... 30 

II.3  MEDIDAS SOBRE ACTIVIDADES NO REGULADAS CON IMPACTO EN EL

DÉFICIT (A TRAVÉS DE SU IMPACTO EN EL SALDO DE PAGOS POR CAPACIDAD

LIQUIDABLE AL SISTEMA) .............................................................................................. 31 

II.4  MEDIDAS DE EXTERNALIZACIÓN DE COSTES DE LOS PEAJES DE ACCESO

ELÉCTRICOS .................................................................................................................... 39 

II.5  VALORACIÓN DE TODAS LAS MEDIDAS PROPUESTAS CON IMPACTO

ECONÓMICO A CORTO PLAZO ...................................................................................... 42 

III.  MEDIDAS CON IMPACTO ECONÓMICO A MEDIO PLAZO Y MEJORAS DE

EFICIENCIA ...................................................................................................................... 64 

III.1  APLICACIÓN DE UNA METODOLOGÍA TARIFARIA ............................................ 64 

III.2  OTRAS MEDIDAS SOBRE ACTIVIDADES Y COSTE REGULADOS .................... 67 

3

ANEXO 1. CAUSAS DEL DESEQUILIBRIO DEL SISTEMA ELÉCTRICO........................ 91 

ANEXO 2. ESCENARIO BASE 2010-2020 EN EL SECTOR ELÉCTRICO ..................... 100 

ANEXO 3. CALCULOS DE LAS MEDIDAS PROPUESTAS RELACIONADAS CON LAS

ACTIVIDADES DE TRANSPÒRTE Y DISTRIBUCIÓN ................................................... 108 

ANEXO 4. COSTES E INGRESOS REALES DE LA PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN

ORDINARIO EN LOS SISTEMAS INSULARES Y EXTRAPENINSULARES (SEIE) ...... 112 

ANEXO 5. MEDIDAS ADICIONALES RESPECTO A LA TECNOLOGÍA SOLAR

TERMOELÉCTRICA ....................................................................................................... 115 

ANEXO 6. ANALISIS DE RESULTADOS 2008-2010 ..................................................... 120 

ANEXO 7. FIGURAS TRIBUTARIAS .............................................................................. 126 

4

PARTE I. MEDIDAS PARA GARANTIZAR LA SOSTENIBILIDAD FINANCIERA DEL SISTEMA ELÉCTRICO La Parte I de este informe da respuesta a la solicitud del Secretario de Estado de Energía de 27 de enero de 2012 en la se requiere que la CNE proponga medidas de ajuste regulatorio para atajar la creciente evolución del déficit tarifario del sector eléctrico, y que se pronuncie sobre la retribución de las actividades reguladas en este sector, la justificación de las cuantías en relación con los activos declarados, la necesidad de las inversiones previstas en relación con los planes de inversión y si procede el eventual freno o desaceleración de los mismos. Esta primera parte del informe se estructura en las siguientes secciones: En primer lugar se lleva a cabo una descripción de la situación actual del sistema eléctrico

español con especial atención a la evolución de los ingresos y los costes de las actividades reguladas en los últimos años, y la evolución prevista. Dentro de esta primera sección también se hace un especial énfasis a la evolución del régimen especial en los últimos años y a su impacto sobre los costes del sistema a corto y medio plazo.

A continuación se proponen una serie de medidas de ajuste regulatorio con impacto económico a corto plazo sobre el déficit tarifario. Las medidas propuestas se estructuran en cuatro áreas: medidas que afectan a los costes reconocidos de las actividades reguladas; medidas que proponen recuperar determinadas partidas de costes dentro de los costes de energía en lugar de con cargo a los peajes de acceso; medidas sobre las actividades no reguladas con impacto en el déficit; y externalización de determinadas partidas de costes actualmente incluidas en los peajes de acceso. Dentro de esta sección se incluye una cuantificación del impacto de las medidas propuestas sobre los costes de las actividades reguladas del sistema eléctrico.

Finalmente, esta PARTE I del informe recoge un conjunto de medidas que si bien tienen un impacto a medio plazo, supondrían un ahorro significativo de costes del sistema, así como mejoras de eficiencia. Dichas medidas deberán acometerse con carácter urgente para permitir su aplicación. A pesar de que el actual desequilibrio entre ingresos y costes hace necesaria la adopción de medidas regulatorias urgentes de impacto inmediato, es importante también implementar aquellas otras medidas que permitan corregir, en un horizonte de medio plazo, algunas de las deficiencias que presenta el sistema actual. En particular se considera fundamental que la CNE sea responsable de establecer una metodología integral, objetiva y transparente para el establecimiento de peajes de acceso a las redes que integre tanto la metodología de cálculo de la retribución de cada una de las actividades reguladas, como la asignación de cada componente de coste a los peajes de acceso, de forma que no existan subvenciones cruzadas ni entre actividades ni entre usuarios, y proporcionando señales de precios que induzcan comportamientos eficientes de costes y en el consumo. Algunas de estas medidas podrían tener impacto económico en 2013 con la consiguiente disminución del déficit previsto.

I. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN EXISTENTE I.1 EVOLUCIÓN DEL DÉFICIT TARIFARIO El sistema eléctrico español registra un déficit estructural de ingresos de actividades reguladas (déficit tarifario) desde hace una década, debido a que los costes que se han reconocido a las

5

distintas actividades y costes regulados han sido (y siguen siendo) superiores que los ingresos obtenidos por los precios regulados que pagan los consumidores. En el gráfico 1 se incluye la senda del ingreso medio por peajes y del coste medio de acceso registrada desde 1998 hasta 2011, mostrando la brecha aún existente entre el nivel de ingreso medio de los peajes de acceso y el coste medio de acceso. En la parte inferior del gráfico se muestra la evolución del déficit de las actividades reguladas (ámbito peninsular) y un cálculo del desglose de este déficit según su origen (generación y acceso).

Gráfico 1. Ingreso medio y coste medio de acceso (€/MWhconsumido). Evolución del déficit de actividades reguladas y del déficit por peajes de acceso (M€).

Años 1998-2011. Ámbito peninsular.

Fuente: CNE (Liquidaciones definitivas 1998-2007, Liquidación 14/2008, Liquidación 14/2009 y Liquidación 14/2010). En 2011, el déficit de actividades reguladas se corresponde con la Liquidación provisional 12/2011. A partir de 1de julio de 2009, el déficit de actividades reguladas coincide con el déficit de acceso más el saldo de pagos por capacidad sujeto a liquidación. En el Anexo 1 se incluye una descripción en detalle de la evolución del déficit del sistema eléctrico. I.2 EVOLUCIÓN DE LOS COSTES DE ACCESO La senda de los costes de las actividades reguladas ha sido fuertemente expansiva desde 2006, tal y como puede observarse en el Gráfico 2. Desde 2006 (último año en que los peajes de acceso fueron suficientes) los ingresos medios por peajes de acceso han aumentado un 70% en términos

‐

8,00   

16,00   

24,00   

32,00   

40,00   

48,00   

56,00   

64,00   

72,00   

80,00   

€/MWh

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (P) 2011 (P)

‐ 7.000   

‐ 6.000   

‐ 5.000   

‐ 4.000   

‐ 3.000   

‐ 2.000   

‐ 1.000   

‐

1.000   

2.000   

M€

Déficit/superávit acceso Déficit/superávit energía Déficit actividades reguladas

Coste medio Ingreso medio

6

acumulados hasta 2010, mientras que el aumento de los costes de acceso fue un 140%. Las tres partidas de costes de acceso más significativas fueron las primas de régimen especial (representaron el 40,3% de los costes totales en 2010), los costes de redes (39,8%) y las anualidades para la financiación del déficit de las actividades reguladas (10,5%). Las partidas con una mayor contribución al crecimiento de los costes de acceso han sido las primas del régimen especial y las anualidades del déficit de ingresos, partidas que se han multiplicado por 5 desde 2006 a 2010.

Gráfico 2. Evolución de los costes del sistema. Año 1998-2010

Fuente: CNE Costes DSA: Costes de diversificación y seguridad de abastecimiento. I.3 EVOLUCIÓN DE LOS PEAJES DE ACCESO En el siguiente cuadro se muestra la evolución histórica, desde 2003 a enero de 2012, de los peajes medios de acceso (manteniendo la cesta de facturación por potencias y consumos por periodos horarios y grupos tarifarios previstos para 2010, a efectos de extraer únicamente el efecto de las variaciones de los peajes, evitando consideraciones del efecto de la evolución de la demanda en los ingresos medios por peajes). En términos nominales, los peajes han aumentado acumuladamente desde 2003 a enero de 2012 un 70,7% (con importantes diferencias entre grupos tarifarios).

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

M€

Anualidades déficit actividades reguladas

CTC´s/ELCOGÁS a partir 2007

Compensación extrapeninsular

Costes Permanentes (CNE, OS y OMEL)

Plan de ahorro y eficiencia energética

Prima RE

Servicio Interrumpibilidad

Costes DSA (Cuotas)

Distribución y Gestión Comercial

Transporte

7

Cuadro 1. Variación de los peajes de acceso desde 2003 hasta enero de 2012. Consumos y potencias contratadas por periodos y grupos tarifarios de 2010 fijos para todo el periodo analizado.

Fuente: CNE

I.4 ENDEUDAMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO La falta de convergencia entre los ingresos y los costes de actividades reguladas en los últimos diez años ha generado una deuda del sistema que asciende a 21.812 M€ a 6 de marzo de 2012, fecha de desembolso de la 22ª cesión a FADE (23.312 M€ si se incluyen 1.500 M€ de déficit legalmente establecido para 2012). En el siguiente cuadro se recoge el reparto de los derechos de cobro del sistema a 6 de marzo de 2012, entre los distintos titulares. Después de las 22 cesiones (tanto sindicadas como privadas) realizadas por el Fondo de titulización (FADE), de los 21.812 M€ de deuda viva del sistema, el 59% de los derechos de cobro frente al sistema son de FADE, el 24% corresponde a las empresas eléctricas financiadoras de déficit y el 17% está cedido a terceros directamente por las empresas eléctricas o a través de subastas de déficit ex ante.

Peaje2004

sobre 2003

2005 sobre 2004

2006 sobre 2005

2007 sobre 2006

2008 sobre 2007

Enero 2009 / Enero 2008

Julio 2009 / Enero

2009

2009 sobre 2008

Enero 2010 /

Julio 2009

Julio 2010 / Enero

2010

Acumulado 2010

Enero 2011

/Julio 2010

Abril 2011 /Enero 2011

Octubre 2011 /Abril 2011

Enero 2012

/Octubre 2011

Acumulado: 2003-Enero

2012

PEAJES DE BAJA TENSION 1,5% 1,7% 3,4% -0,9% -11,4% 26,9% 15,0% 36,4% 11,9% -2,2% 9,5% 0,0% 9,3% -8,1% 10,6% 66,6%

2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 1,5% 1,7% 4,2% 4,1% -15,7% 34,2% 18,0% 46,3% 9,0% -3,0% 5,7% 0,0% 10,8% -11,5% 12,4% 74,1%

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 1,5% 1,7% -0,5% 4,6% -17,1% 36,9% 23,5% 33,0% 22,0% 0,0% 3,7% 0,0% 7,0% 0,0% 6,3% 108,8%

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 1,5% 1,7% 6,8% -12,6% -18,0% 17,0% 27,3% 53,0% 9,6% -5,3% 22,0% 0,0% 4,8% -16,4% 21,2% 29,6%

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 1,5% 1,7% 1,9% -12,0% -17,3% 16,6% 27,1% 32,5% 22,0% 0,0% 22,0% 0,0% 7,0% 0,0% 6,3% 57,5%

3.0 A ( Pc > 15 kW) 1,6% 1,7% 1,9% -9,9% 2,9% 11,5% 2,5% 12,9% 17,6% 0,0% 17,6% 0,0% 7,0% 0,0% 6,3% 49,2%

PEAJES DE ALTA TENSION 1,6% 1,7% 2,6% -18,6% 3,6% 24,5% 30,0% 55,2% 22,1% 0,0% 22,1% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% 83,7%

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 1,6% 1,7% 2,8% -0,9% 2,7% 34,9% 30,0% 55,2% 18,2% 0,0% 18,2% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% 133,4%

6.1 (1 kV a 36 kV) 1,6% 1,7% 2,8% -13,0% 6,4% 23,2% 30,0% 41,7% 26,8% 0,0% 26,8% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% 107,8%

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 1,6% 1,7% 1,9% -39,3% 3,1% 13,1% 30,0% 30,0% 25,0% 0,0% 25,0% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% 25,9%

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 1,6% 1,7% 1,9% -40,7% -1,4% 9,3% 30,0% 25,7% 24,1% 0,0% 24,1% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% 12,9%

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 1,6% 1,7% 1,9% -48,7% -8,0% 9,4% 30,0% 25,8% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% -26,5%

TOTAL 1,5% 1,7% 3,2% -5,1% -8,4% 26,3% 18,4% 37,9% 14,5% -1,6% 12,6% 0,0% 7,3% -6,0% 8,3% 70,7%

8

Cuadro 2. Deuda viva del sistema a 6 de marzo de 2012. Desglose por titulares de derechos de cobro

Fuente: CNE Esta cifra de deuda viva no incluye el desajuste temporal previsto para 2011, que es la diferencia entre el déficit de actividades reguladas de la liquidación 14/2011 y el déficit ex ante establecido en 2011 (3000 M€). De acuerdo con la normativa vigente, dicho desajuste deberá reconocerse en la siguiente revisión de peajes de acceso. El Real Decreto-Ley 6/2009 determinó una senda para la reducción anual del déficit en las liquidaciones de las actividades reguladas hasta 2013, fecha a partir de la cual los peajes de acceso deberán ser suficientes. Sin embargo dicha senda se ha incumplido sucesivamente. El Real Decreto-Ley 14/2010 amplió el límite del déficit permitido para los ejercicios 2011 y 2012 y reconoció el exceso de déficit del ejercicio 2010 (2.500 M€) como déficit titulizable a través de FADE. Dicha financiación ha supuesto un aumento de la anualidad que pagan los consumidores a través de los peajes de acceso del 5,6% en 2011 y un alargamiento del periodo de devolución de la deuda pendiente a 15 años.

NormaFecha

reconocimiento

Valor base a 31 de diciembre del año correspondiente

(Miles €)

Importe pendiente a 06/03/2012

(miles €)

Total déficit por tenedores de derechos de cobro frente al sistema 21.811.541

Cedido a terceros 5.074.883 3.601.919

Déficit peninsular 2005 Orden ITC/2334/2007 30 de junio de 2006 3.830.447 2.573.927

Déficit ex anteOrden ITC/694/2008 y Resolución 12 de junio de 2008

12 de junio de 2008 1.244.436 1.027.993

Empresas eléctricas 20.434.792 5.500.059

Extrapeninsular 2003-2005 Orden ITC/3860/2007 2 de octubre de 2007 533.409 31

Déficit peninsular 2006 Real Decreto 485/2009 31 de diciembre 2006 2.279.940 28

Déficit 2009 31 de diciembre 2009 3.500.000 0,14

Déficit 2010 (*) 31 de diciembre 2010 5.500.000 2.500.000

Déficit 2011 (**) 31 de diciembre 2011 3.000.000 3.000.000

FADE 12.709.563

Previsión déficit a ceder a FADE 1.500.000

Déficit 2012 31 de diciembre 2012 1.500.000

Total 23.311.541

RD-Ley 6/2010 y Orden de tarifas del ejercicio correspondiente

(*) Del total del Déficit 2010 susceptible de cesión a FADE, las empresas eléctricas percibirían a 06/03/2012 un importe de 2.292.863 miles €, considerando el tipo de interés provisional del 2%. El resto hasta los 2.500.000,14 miles € se quedaría en una cuenta abierta en régimen de depósito por la CNE para hacer frente a los desajustes de las liquidaciones del sistema eléctrico.

(**) Del total del Déficit 2011 susceptible de cesión a FADE, las empresas eléctricas percibirían a 06/03/2012 un importe de 2.856.775 miles €, considerando el tipo de interés provisional del 2%. El resto hasta los 3.000.000 miles € se quedaría en una cuenta abierta en régimen de depósito por la CNE para hacer frente a los desajustes de las liquidaciones del sistema eléctrico.

9

Gráfico 3. Senda legal del déficit de actividades reguladas 2009-2013 y déficit liquidado (millones €) en 2009, 2010 y Liquidación 12/2011

Fuente: CNE y RDL 6/2009 y 14/2010: (1) Déficit real 2009: Liq provisional 14/2009 – Devolución CO2: 4.300 millones € (2) Déficit real 2010: Liq provisional 14/2010: 5.554 millones € (3) Déficit 2011 estimado (hasta última liquidación): Liq provisional 12/2011: 3.785 millones €

I.5 ANÁLISIS DE LA SOSTENIBILIDAD FINANCIERA A MEDIO PLAZO A efectos de justificar la necesidad de establecer medidas urgentes en los ingresos y costes del sistema para garantizar la sostenibilidad financiera del sistema eléctrico, se ha estimado la senda temporal de déficit tarifario según diferentes escenarios de ingresos y costes. En particular, se muestra a efectos meramente ilustrativos del problema, el resultado para la sostenibilidad del sistema de no introducir medidas ni en los ingresos ni en los costes de actividades reguladas. Para ello, se estima un escenario base que proyecta ingresos y costes de acceso hasta 2020, teniendo en cuenta:

un crecimiento moderado de la demanda, que no hay nuevas inversiones hasta 2020 en energías renovables y cogeneración, aparte

de lo inscrito en el registro de preasignación y una evolución de precios de mercado creciente a partir de 2015 que contribuye a moderar

el impacto de la prima equivalente sobre los costes de acceso, que las ayudas al carbón autóctono según el Plan ed la Minería, finalizan en 2014 y que los pagos de capacidad se establecen según la normativa vigente.

4.300

5.554

3.785

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2009 (1) 2010 (2) 2011 (3) 2012 (P) 2013

M€

Incremento RD‐Ley 14/2010

Límite RD‐Ley 6/2009

Déficit real

10

Cuadro 3. Déficit anual (Millones de €) generado en el Escenario Base manteniendo los precios establecidos en la Orden IET/3586/2011 y supuesto un incremento anual constante del 2%.

Fuente: CNE. (1) En 2012 el aumento de peajes se aplica desde el 1 de abril. Según dicho escenario base (véase para mayor detalle el Cuadro 32 del Anexo 2), la única partida de coste con una disminución esperada significativa en dicho periodo corresponde a la compensación extrapeninsular, que, de acuerdo con el RDL 6/2009, su financiación se externaliza progresivamente de los peajes de acceso, trasladándose a los Presupuestos Generales del Estado1, si bien la aplicación de dicha senda se ha incumplido desde el año 2010. Cabe indicar que en el caso de no cumplir con la senda de financiación con cargo a los PGE establecida en el RDL 6/2009, y mantener como coste de acceso la financiación de la compensación extrapeninsular excepto 256,4 M€ con cargo a PGE, el aumento acumulado de los costes en el periodo 2012-2020 aumentaría un 10% con respecto al registrado en el escenario base. (Véase Cuadro 33 en el Anexo 2). A modo ilustrativo el Gráfico 4 muestra que la senda financiera del sistema es insostenible, en caso teórico de que no se introduzcan medidas, ni sobre los ingresos (aumentos en los peajes) ni sobre los costes de actividades reguladas, y que se financie a través de FADE los desajustes que se vayan produciendo en cada ejercicio. Se observa que la brecha entre el coste medio y el ingreso medio de acceso aumenta en el tiempo, el déficit crece de forma tendencial, las anualidades en los peajes de los consumidores para la financiación del déficit aumentarían en el tiempo y la deuda viva del sistema aumentaría hasta llegar a 4,5 veces los ingresos de acceso previstos para 2020, según el escenario base de previsión. Esta cifras serán aún superiores según escenarios de evolución del régimen especial acordes con el mantenimiento de los objetivos de PER, así como bajo un escenario en el que se mantenga la financiación de la compensación extrapeninsular a largo plazo con cargo a los peajes de acceso, salvo la aportación de 256,4 M€ financiada hasta ahora con cargo a PGE.

1 No obstante, los Presupuestos Generales del Estado correspondientes a los ejercicios 2009, 2010 y 2011 han establecido una financiación máxima de 256,4 M€.

2012 (1) 2013 2014 2015 2016

ESCENARIO BASE 

Variación de peajes 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

Déficit anual (M€) ‐3.511 ‐4.817 ‐6.065 ‐5.952 ‐5.903

ESCENARIO BASE +  peajes constante del 2%

Variación de peajes  2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0%

Déficit anual (M€) ‐3.313 ‐4.281 ‐5.240 ‐4.818 ‐4.444

11

Gráfico 4. Evolución de los ingresos y costes medios (€/MWh consumido) de las actividades reguladas de electricidad, si no se incrementan los peajes de acceso ni se aplican medidas sobre los costes de actividades reguladas. Evolución del déficit de actividades reguladas (M€). Escenario base

de ingresos y costes 2012-2020 con financiación del desajuste. Precios corrientes.

Fuente: CNE Nota: Se mantienen desde 2012 a 2020 los peajes de acceso de la Orden IET/3586/2011.

Gráfico 5. Evolución de las anualidades para la financiación del déficit de liquidaciones y de la deuda viva del sistema si no se incrementan los peajes de acceso y no se aplican medidas en los costes de

actividades reguladas. Escenario base de ingresos y costes 2012-2020 con financiación del desajuste (M€). Precios corrientes.

Fuente: CNE Nota: Se mantienen desde 2012 a 2020 los peajes de acceso de la Orden IET/3586/2011.

A efectos comparativos, según un escenario tendencial de ingresos (dado por el aumento de la demanda y por la aplicación de incrementos medios anuales sucesivos en los peajes de acceso, por ejemplo, del 5% anual a partir de 2013) y suponiendo que el desajuste de un ejercicio se reconoce y financia a través de FADE, la deuda del sistema podría suponer 1,6 veces los ingresos esperados por peajes en 2020, según el escenario base.

‐

20,00   

40,00   

60,00   

80,00   

100,00   

120,00   

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Ingresos de acceso (€/MWh) Costes de acceso (€/MWh)

5.0587.052

10.969

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Déficit de actividades reguladas (M€)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Principal Intereses

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Deuda viva

12

Gráfico 6. Senda de ingresos y costes medios de acceso (€/MWh), si no se aplican medidas en los costes de actividades reguladas, supuesto un incremento de los peajes de acceso del 5% anual en el

periodo 2013-2020. Evolución del déficit. Escenario base con financiación del desajuste. Precios corrientes

Fuente: CNE Gráfico 7. Evolución de las anualidades para la financiación del déficit de liquidaciones y de la deuda

viva supuesto un incremento de peajes del 5% en el periodo 2013-2020. Escenario base con financiación del desajuste. Precios corrientes. Millones de €

Fuente: CNE Cabe subrayar que si no se introdujeran las medidas necesarias sobre los costes de las actividades reguladas y sobre los peajes de acceso, será necesario el reconocimiento legal de déficits adicionales a los fijados en la norma vigente, con el consecuente aumento de la deuda, su impacto negativo sobre el endeudamiento temporal de las empresas financiadoras iniciales del déficit y, en definitiva, el aumento del coste de financiación del déficit que recaerá finalmente sobre el consumidor. Cabe añadir que la crisis de la deuda soberana y el proceso de titulización establecido para ceder, por parte de los titulares iniciales (las empresas) a FADE, los derechos de cobro del sistema eléctrico, introducen costes de financiación elevados que también recaen finalmente sobre el consumidor. En consecuencia, la situación vigente es insostenible. Se hace necesaria la introducción de medidas regulatorias, tal y como solicita el escrito del SEE, con un efecto inmediato a corto plazo, a efectos de eliminar el déficit del sistema, mitigar los costes de la financiación de la deuda pendiente de titulización y definir claramente los costes de acceso que deben recaer sobre los consumidores de electricidad, para determinar de forma suficiente y estable sus peajes de acceso.

‐

10,00   

20,00   

30,00   

40,00   

50,00   

60,00   

70,00   

80,00   

90,00   

100,00   

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Ingresos de acceso (€/MWh) Costes de acceso (€/MWh)

5.0584.771

1.708

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Déficit de actividades reguladas (M€)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Principal Intereses

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Deuda viva

13

I.6 PRECIOS FINALES DE LOS CONSUMIDORES ELÉCTRICOS EN EL ENTORNO EUROPEO

Las estadísticas de Eurostat sobre precios finales de la electricidad recogen, tanto para consumidores tipo domésticos, como para consumidores tipo industriales, los precios medios de electricidad según la caracterización de consumidores en distintos intervalos de consumo anual de electricidad. A continuación, se han seleccionado, a efectos de realizar una comparación internacional, los precios finales excluyendo impuestos del consumidor tipo doméstico, industrial de bajo consumo e industrial de gran consumo, dentro del rango de precios de Eurostat, en función del consumo medio de España de los tres tipos de consumidores indicados234. Analizando la evolución en los últimos 5 años de los precios de la electricidad sin impuestos de los consumidores seleccionados, se observa que tanto el precio de la electricidad pagado por los consumidores domésticos como el de los consumidores industriales son superiores a los correspondientes precios medios de los países de UE (véanse Gráfico 8, Gráfico 9 y Gráfico 10), especialmente en el caso del consumidor doméstico y de la industria de bajo consumo.

Gráfico 8. Evolución del precio de la electricidad (c€/kWh) para el consumidor-tipo doméstico Dc (2.500 kWh- 5.000 kWh). Años 2007-2011. Se excluyen impuestos

Fuente: Eurostat Nota: los datos de todos los años considerados se corresponden con el segundo semestre, a excepción de 2011 (año en el que el último dato disponible es el del primer semestre).

2 El consumo anual medio de los consumidores domésticos con potencia contratada inferior o igual a 10 kW en España fue de 2.800 kWh/año en el periodo comprendido entre octubre de 2010 y septiembre de 2011. 3 El consumo anual medio del colectivo de consumidores acogidos a los peajes de acceso 3.0 y 3.1 (en su mayoría, pequeñas y medianas empresas) fue de 64 MWh/año en el periodo comprendido entre octubre de 2010 y septiembre de 2011. 4 El consumo anual medio del colectivo de consumidores acogidos a los peajes de acceso 6.1, 6.2, 6.3 y 6.4 fue de 5.059 MWh/año en el periodo comprendido entre octubre de 2010 y septiembre de 2011.

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

2007 2008 2009 2010 2011

España Media europea

14

Gráfico 9. Evolución del precio de la electricidad (c€/kWh) para el consumidor-tipo industrial Ib (21 MWh-500 MWh). Años 2007-2011. Se excluyen impuestos

Fuente: Eurostat Nota: los datos de todos los años considerados se corresponden con el segundo semestre, a excepción de 2011 (año en el que el último dato disponible es el del primer semestre).

Gráfico 10. Evolución del precio de la electricidad (c€/kWh) para el consumidor-tipo industrial Id (2.000 MWh-20.000 MWh). Años 2007-2011. Se excluyen impuestos

Fuente: Eurostat Nota: los datos de todos los años considerados se corresponden con el segundo semestre, a excepción de 2011 (año en el que el último dato disponible es el del primer semestre).

En relación con la comparativa de precios, cabe señalar que, algunos países del entorno europeo, tales como Alemania, Dinamarca, Italia y Portugal, excluyen de los precios finales de consumidores sin impuestos, costes incluidos en los peajes de acceso en España, tales como aquellos asociados a la financiación de energías renovables, cogeneración y autoridades regulatorias, entre otros.

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

2007 2008 2009 2010 2011

España Media europea

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

2007 2008 2009 2010 2011

España Media europea

15

No se dispone de información homogénea sobre los costes imputados en los peajes de acceso ni sobre la suficiencia de los mismos para cubrir los costes, en distintos países de la UE. Por la significatividad de dicho coste de acceso de España, cabe indicar que, las tecnologías del régimen especial son financiadas directamente por los consumidores eléctricos en todos los países analizados, por medio de incentivos económicos, certificados verdes o mecanismos de subastas de capacidad, con la excepción de Finlandia, Noruega, Holanda y Luxemburgo, que han establecido mecanismos impositivos para el resto de las tecnologías. Asimismo, entre los países del entorno europeo con precios más elevados se encuentran aquellos que incurren en un mayor coste de financiación del régimen especial. A efectos ilustrativos, en 2009, último año con información disponible comparable España fue el país del entorno europeo con el mayor porcentaje de la demanda cubierta por régimen especial (28,6%), seguido por Portugal (27,4%), Dinamarca (26%) y Alemania (14,1%). Asimismo, España fue el país con el sobrecoste del régimen especial más elevado (6.035 M€), con un coste medio por MWh consumido de 22,49 €/MWh, seguido por Alemania con un coste de 5.618 M€ (10,78 €/MWh) e Italia con un coste de 2.638 M€ (7,89 €/MWh). En resumen, en España los precios finales de electricidad de los consumidores industriales, que tienen un impacto directo en la competitividad industrial, se sitúan en el umbral de precios más elevados de Europa. En relación a los precios finales de los consumidores doméstico-residenciales, especialmente de electricidad, registran puestos de los más elevados del ranking europeo (el tercer puesto excluidos impuestos), si bien cabe remarcar que el impacto de la factura eléctrica sobre la renta media de las familias supone el 1,2% y de la factura de gas natural el 0,8%, según la Encuesta de Presupuestos Familiares 2010 publicada por el INE correspondiente al ejercicio 2010.

Cuadro 4. Porcentaje de la renta disponible por hogar empleado en los suministro de electricidad, gas, teléfono y agua en 2010

Electricidad 1,2%

Gas 0,8%

Agua 0,3%

Teléfono (fijo y móvil) 1,4%

Fuente: Encuesta de presupuestos familiares y datos de Contabilidad Nacional tomados de la web del INE.

Más aún, el nivel de dichos precios finales en España sería superior en relación con los precios europeos si se tuviera en cuenta el déficit estructural del sistema eléctrico, que se está registrando desde hace una década, debido a que los costes reconocidos a las distintas actividades reguladas han sido (y siguen siendo) superiores a los ingresos obtenidos por los precios regulados que pagan los consumidores. La senda de precios finales alcanzada en España respecto a otros países de la UE, en particular, en electricidad, se explica, principalmente, por los costes de acceso, especialmente por la incorporación como costes del sistema de un volumen creciente de costes reconocidos a las actividades reguladas, planificados inicialmente en un contexto donde se esperaba un mayor crecimiento de la demanda, y, específicamente, en el caso eléctrico, a los sobrecostes de las instalaciones del régimen especial, a la compensación extrapeninsular y a la evolución de la retribución del transporte y la distribución. Asimismo, derivado del mantenimiento de un sistema deficitario continuado en el tiempo y a sus elevados costes de financiación, cabe destacar el creciente coste de las anualidades correspondientes al pago de la deuda del sistema.

16

II. MEDIDAS CON IMPACTO ECONÓMICO A CORTO PLAZO SOBRE EL DÉFICIT

TARIFARIO

II.1 MEDIDAS SOBRE LOS COSTES Y LAS ACTIVIDADES REGULADAS

Sobre los mecanismos de actualización anual de los costes regulados Tradicionalmente la regulación de los sectores energéticos a nivel internacional incorpora índices de precios que se emplean para actualizar periódicamente tanto la retribución reconocida a las actividades reguladas como los valores regulatorios unitarios de inversión y operación y mantenimiento.5 La regulación del sector eléctrico español emplea distintos índices de precios para actualizar los costes de inversión y de operación y mantenimiento en transporte, los costes reconocidos de distribución, los costes de generación en territorios extrapeninsulares, y los incentivos económicos al régimen especial. En particular, los principales índices de precios empleados son el índice de precios de consumo (IPC) para actualizar principalmente los costes de operación y mantenimiento, y el índice de precios industriales de bienes de equipo (IPRIBE) para actualizar los costes de inversión. En línea con lo observado por el Council of European Energy Regulators (CEER), se hace necesario revisar los mecanismos de actualización vigentes con factores de eficiencia X e Y fijos, y vincularlos a mejoras de eficiencia objetivo. Transitoriamente, en tanto no se realice el estudio de dichos parámetros de acuerdo con los análisis de eficiencia, se propone una revisión a la baja de las actualizaciones, teniendo en cuenta la actual coyuntura económica. En la coyuntura actual, con índices de actualización (IPRI-X) para los costes unitarios de la nueva inversión, e (IPC-Y) para la actualización de los costes fijos de operación (personal, fundamentalmente), estarían justificados los incrementos moderados en la X, así como incrementos fuertes en la Y. 1 RETRIBUCIÓN AL TRANSPORTE

Teniendo en cuenta la necesidad de revisar la metodología de cálculo de la retribución del transporte y con el objetivo de revisar las ganancias de eficiencia en esta actividad, se proponen las siguientes medidas cuya instrumentación de forma urgente supondría unos ahorros en 2012 en torno a 56 M€, lo que corresponde al 3,3% de la retribución del transporte en 2012.

1.1 SISTEMA RETRIBUTIVO DE LAS INSTALACIONES

1.1.1 AMORTIZACIÓN DE LOS ACTIVOS Y RETRIBUCIÓN DEL VALOR NETO PARA LAS INSTALACIONES CUYA PUESTA EN SERVICIO ES DESDE 1998

5 Sirva como ejemplo de las prácticas a nivel europeo, el reciente informe interno de CEER de título IBP 5 – Internal Report on Investment Conditions in European Countries (Ref: C11-WS EFB-35-04 de 16-09-2011)

17

A 2008.6 MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: MODIFICACIÓN RD 2819/2008

Se considera que la base regulatoria de activos debe reflejar el valor neto de los activos no amortizados, cuyo coste se encuentra pendiente de recuperación, y del capital circulante. Si bien no hay armonización en los países del entorno europeo respecto a la metodología para definir la base de activos inicial, en la mayoría de los países la base regulatoria de los activos se ajusta anualmente dentro del periodo regulatorio para tener en consideración las nuevas inversiones y descontar el valor de la depreciación de los mismos. En el referido informe interno elaborado recientemente por CEER, sobre las condiciones en los que se desarrolla la inversión en actividades reguladas, se ha evidenciado que existe entre los reguladores europeos una tendencia generalizada a emplear como criterio principal para determinar el importe a reconocer por los activos puestos a disposición de la actividad de transporte de electricidad, tanto la utilización de valores históricos como de valores revisados. En particular, para aquellos que utilizan este último criterio, se aplican los costes de reposición depreciados. Por tanto, a la vista del referido informe, se denota que de forma independiente a la utilización de uno u otro criterio, los activos ya amortizados son descontados del importe a retribuir. De acuerdo con la normativa vigente, las instalaciones puestas en servicio antes del 1 de enero de 2008 son retribuidas de forma global, según dos mecanismos paralelos en función de si las instalaciones fueron puestas en marcha antes o después del 1 de enero de 1998. La retribución de cada uno de estos grupos de instalaciones se actualiza anualmente mediante un mecanismo de IPC-X. Para calcular el impacto económico que supondría la aplicación de la medida propuesta, para las instalaciones cuya puesta en servicio es anterior al 1 de enero de 1998 se debería de disponer, además del correspondiente inventario, de la asignación retributiva a cada instalación. La CNE dispone de dicho inventario, pero no así de la citada asignación retributiva, dado que la retribución de REE hasta el año 1998 obedecía a una cuota global con destino específico que venía a cubrir sus costes. En estas fechas la CNE está realizando los trabajos necesarios para poder llegar a disponer de dicha asignación retributiva individualizada, por lo que no se puede implementar dicha medida a corto plazo sino para el periodo 2013 a 2016. Para las instalaciones cuya puesta en servicio es a partir del 1 de enero de 1998, se ha realizado una proyección “global” por año de puesta en servicio de este grupo de activos de transporte hasta alcanzar el final de su vida útil. Se calcula el valor neto de las mismas, que va disminuyendo hasta quedar amortizadas totalmente. Por ende, la retribución financiera de las mismas también va disminuyendo con el tiempo. El impacto económico estimado de dicha medida, referida a los activos puestos en marcha entre 1998 y 2007, asciende a 48 M€ en 2012, 59 M€ en 2013, 69 M€ en 2014, 80 M€ en 2015 y, 91 M€ en 2016

6 Propuesto en Informe 39/2010.

Amortización de los activos y retribución del valor neto 2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 48 59 69 80 91

Impacto acumulado (M€) 48 107 176 256 347

18

En el Anexo 3 pueden observarse los cálculos realizados a efectos de estimar el impacto económico de la medida propuesta. 1.1.2 INSTALACIONES DE TRANSPORTE POSTERIORES AL 1 DE ENERO DE

2008. A) CONVERGENCIA EN LA TASA INTERNA DE RENTABILIDAD DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS: REDUCCIÓN DESDE 375 A 200 p.b. Y ELIMINACIÓN DE LA TASA DE ACTUALIZACIÓN DEL 2,5% AL 0%. MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: MODIFICACIÓN DEL RD 325/2008.

Desde un punto de vista metodológico, a medio plazo, se consideraría más adecuado reemplazar la tasa de retribución financiera actual por el WACC aplicable a esta actividad7, tal y como se realiza por la mayoría de los reguladores del entorno europeo. De forma transitoria, en tanto no sea calculado el valor del WACC, se propone la aplicación de una tasa de retribución equivalente a una reducción del diferencial sobre las Obligaciones del Estado de 375 puntos básicos hasta los 200 puntos básicos, y la tasa de actualización (TA) desde su valor actual del 2,5% al valor del 0%. Se ha de tener en cuenta que el coste de endeudamiento de REE resulta inferior a la tasa financiera de retribución8. El impacto económico de esta medida para las instalaciones puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2008 asciende a 8 M€ en 2012, 36 M€ en 2013, 64 M€ en 2014, 95 M€ en 2015 y 129 M€ en 2016.

B) REVISIÓN DE PARÁMETROS DE EFICIENCIA EN LOS VALORES UNITARIOS Y COSTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO9. MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: MODIFICACIÓN DEL RD 325/2008

Tal y como se ha indicado anteriormente, se considera que el establecimiento de los valores de 7 El WACC se calcula como la suma ponderada de los respectivos costes de los fondos propios y de la deuda, donde la ponderación refleja el peso de cada recurso sobre el total de la financiación. La CNE dispone de una metodología de cálculo aprobada por el Consejo, en su sesión del 24 de abril de 2008, cuyos detalles están ampliamente descritos en el documento “Consulta pública para la revisión de la metodología de estimación del coste del capital para actividades reguladas en el sector energético. Revisión final de la propuesta CNE”, publicado en la página web de la CNE. 8 De acuerdo con la presentación de resultados de fecha 28 de febrero de 2012, el coste medio de la deuda se situó en el 3,7% en 2011 frente al 3,2% en 2010. 9 Propuesto en Informe enviado al MITC el 21 de octubre de 2011, sobre la solicitud de la DGPEM de la

estimación de costes de las actividades reguladas para la elaboración de los peajes de acceso a partir del 1 de enero de 2012.

Convergencia en la tasa interna de rentabilidad de las actividades reguladas

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 8 36 64 95 129

Impacto acumulado (M€) 8 44 108 203 332

19

los factores X e Y, que intervienen en las fórmulas de actualización de los valores unitarios de inversión y de operación y mantenimiento de las instalaciones puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2008, debe ser tal que, durante el periodo regulatorio, se trasladen al consumidor parte de las economías de escala y de alcance por la reducción de costes operativos unitarios de la empresa transportista y, por otra parte, permita una adecuada retribución para la misma. La variación de los factores de eficiencia para estas instalaciones puestas en servicio desde el 1 de enero de 2008 afecta, al cálculo de la actualización anual de la inversión inicial y de los costes de operación y mantenimiento. La medida consiste en incrementar de forma transitoria, en tanto no se disponga de parámetros definitivos a partir de un análisis de eficiencia, los valores de los parámetros X e Y, cuyos valores actuales son 0,5 y 1, respectivamente, hasta 1 y 1,5. El impacto económico estimado de esta medida asciende a 0,2 M€ en 2012, 1 M€ en 2013, 1 M€ en 2014, 2 M€ en 2015 y 2016,

1.2 OTRAS REVISIONES

1.2.1 APLAZAMIENTO DE INVERSIONES PREVISTAS EN LA PLANIFICACIÓN.

MEDIDA APLICADA A PARTIR DE 2013. TIPO DE ACTUACIÓN: ORDEN MINISTERIAL.

La senda de inversiones en nuevos activos de transporte de energía eléctrica, de acuerdo con la vigente Planificación 2008-2016 y teniendo en cuenta las modificaciones introducidas en virtud de la Orden ITC/2906/2010 (Programa Anual 2010), viene a ser de unos 900 M€/año, con lo que la retribución de la actividad de transporte se vería incrementada en los próximos ejercicios, por este único concepto, en aproximadamente un 6% anual. Este incremento parece excesivo en un escenario de crisis económica y consecuente moderación de la demanda eléctrica, como el actual. Teniendo en cuenta que la demanda de energía eléctrica ha venido decreciendo en los últimos años hasta situarse en 2011 en valores del año 2006 y que el crecimiento esperado en el corto y medio plazo serán moderados, como también lo será la incorporación de nueva generación, la senda de inversiones anteriormente señalada parece estar desfasada. El record de demanda de potencia, que es el parámetro que más incide en las necesidades de desarrollo de las redes, se produjo en diciembre de 2007 y no se ha batido desde entonces. Todo ello implica que la vigente Planificación 2008-2016, que fue elaborada y aprobada en un entorno económico completamente distinto al actual, resulte en estos momentos demasiado ambiciosa respecto a las necesidades reales, y ello aún teniendo en cuenta las modificaciones, a la baja, introducidas en virtud de la Orden ITC/2906/2010 (Programa Anual 2010), aprobado en noviembre de dicho año. De acuerdo con el último borrador disponible de la propuesta de Planificación 2012-2020 realizada por el Operador del Sistema (REE), cuyo proceso de elaboración se inició en marzo de 2010 en virtud de la Orden ITC/734/2010, se incrementa el nivel de inversión hasta los más de 1.000 M€/año, con puntas de hasta 1.700 M€/año en los primeros años del horizonte contemplado.

Revisión de los parámetros de eficiencia en los valores unitarios y costes de operación y mantenimineto

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 0,2 1 1 2 2

Impacto acumulado (M€) 0,2 1 2 4 6

20

Por todo ello, se entiende imprescindible adoptar medidas regulatorias que vengan a frenar de manera significativa el ritmo de inversiones anteriormente señalado. La medida regulatoria que en definitiva se propone es, en primera instancia, establecer urgentemente mediante disposición eficaz y de carácter general, un nuevo aplazamiento de las instalaciones contempladas en la vigente Planificación 2008-2016, hasta la aprobación de la nueva Planificación 2012-2020. Dicho aplazamiento afectaría a todas las instalaciones de transporte contempladas en la vigente Planificación 2008-2016 que no dispongan en la actualidad de autorización administrativa, que no sean consideradas imprescindibles en base a informes individualizados, o que circunstancias singulares aconsejen no incluirlas en dicho aplazamiento (por ejemplo todo lo que afecte a las interconexiones internacionales). Adoptada esta primera medida, la siguiente acción debería pasar por una revisión de la última propuesta de Planificación 2012-2020 realizada por el Operador del Sistema (REE), remitida en noviembre de 2011 al Ministerio. Dicha revisión debería realizarse teniendo en cuenta, al menos, los siguientes aspectos:

1) Evolución prevista del PIB durante el periodo 2012-2020 y, por ende, del incremento de demanda de energía y de potencia considerado en dicho horizonte.

2) Actuaciones justificadas por mallado de la red de transporte. En este sentido deberían aplazarse/eliminarse todas aquellas actuaciones que no estén justificadas por disminución de restricciones técnicas de evacuación o de seguridad de suministro. A este respecto, las actuaciones encaminadas a reformar las actuales subestaciones con configuración en barra simple deberían descartarse.

3) Adecuación de las actuaciones justificadas por alimentación al Tren de Alta Velocidad (TAV), de manera que las mismas se acomoden a las últimas previsiones de desarrollo del mismo (Galicia y País Vasco).

4) Disminución de las actuaciones justificadas por evacuación de generación en régimen ordinario, de modo que las mismas se acomoden a los planes reales de puesta en marcha de estas centrales por parte de los respectivos promotores.

5) Disminución de las actuaciones justificadas por evacuación de generación en régimen especial, de modo que las mismas se acomoden al Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos.

6) Actuaciones justificadas por apoyo a distribución, de modo que las mismas se acomoden a los planes de inversión de las empresas distribuidoras.

7) Aplazamiento/eliminación de las soluciones móviles (posiciones, transformadores, cables). 8) Aplazamiento/eliminación de las conexiones interinsulares y extrapeninsulares.

De acuerdo con lo anterior, se propone realizar disminuciones significativas en las inversiones previstas en la propuesta de la nueva Planificación 2012-2020. El impacto económico promedio anual 2012-2020 estimado de este efecto, considerando una disminución en las inversiones hasta un máximo de 500 M€/año, sería de 291 M€, con un impacto de corto plazo de 0 M€ en 2012, 64 M€ en 2013, 128 M€ en 2014, 193 M€ en 2015 y 257 M€ en 2016.

Aplazamiento de inversiones previstas en la planificación

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 0 64 128 193 257

Impacto acumulado (M€) 0 64 192 385 642

21

2 RETRIBUCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN

Con el objetivo de revisar las ganancias de eficiencia en la actividad de distribución eléctrica, se proponen las siguientes medidas cuya instrumentación de forma urgente supondría unos ahorros en 2012 en torno a 352 M€, lo que corresponde al 6,4% de la retribución de la distribución en 2012.

2.1 REVISIÓNES DEL SISTEMA RETRIBUTIVO

2.1.1 DISTRIBUIDORES DE MÁS DE 100.000 CLIENTES: REVISIÓN DE LA RETRIBUCIÓN MEDIANTE EL CRITERIO DE AMORTIZACIÓN DE LOS ACTIVOS Y RETRIBUCIÓN A VALOR NETO. MEDIDA APLICADA DESDE 2012. . TIPO DE ACTUACIÓN: REVISIÓN DEL RD 222/2008.

Al igual que se ha enunciado para la actividad de transporte, se considera que la base regulatoria de activos debe reflejar el valor neto de los activos no amortizados, cuyo coste se encuentra pendiente de recuperación. Por tanto, se pretende revisar en 2012 de forma transitoria, el mecanismo de retribución vigente para las empresas distribuidoras de más de 100.000 clientes aplicando el criterio de amortización de los activos y retribución del valor neto. En el Anexo 3 se determina en primer lugar la Base Regulatoria de Activos coherente con la retribución asignada a las empresas distribuidoras para el ejercicio 2008 y se evoluciona hasta 2012. A continuación se realiza una comparación entre la retribución asignada en la normativa actual para 2012 provisionalmente y la que hubiera sido asignada si se hubiera tenido en cuenta la amortización, tanto de los activos incluidos en la retribución base como los activos correspondientes al incremento de actividad (Y) en cada ejercicio del periodo regulatorio 2008-2012, y se hubiera retribuido el activo neto. De acuerdo con estos criterios y los cálculos que se muestran en el Anexo 3 se obtendría en el año 2012 un ahorro de 316 M€. Si se mantuviera este criterio retributivo para el siguiente periodo regulatorio 2013-2016 y se considerase el mismo incremento de la retribución por aumento de actividad (Y) que el utilizado provisionalmente para el ejercicio 2012, esto es, 171 M€, el impacto económico anual estimado de dicha medida, ascendería a 316 M€ en 2012, 421 M€ en 2013, 531 M€ en 2014, 647 M€ en 2015 y 768 M€ en 2016 (véanse cálculos en el Anexo 3).

Adicionalmente, de forma transitoria, en línea con la necesidad de revisión que se plantea en las medidas a medio plazo, se propone no considerar los incentivos para la mejora de la calidad y la reducción de pérdidas de 2012, cuando se lleve a cabo el cálculo de la retribución definitiva de la actividad de distribución para dicho año. Esta medida no supondría una disminución de los costes recogidos en las actuales tarifas, pero evitaría el incremento que, en su caso, se derivase de su reconocimiento. Conviene señalar que para el año 2010 estos incentivos supusieron 65 M€.

Distribuidores de más de 100.000 clientes. Amortización de los activos y retribución del valor neto

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 316 421 531 647 768

Impacto acumulado (M€) 316 737 1.268 1.915 2.683

22

2.1.2 REVISIÓN DE LOS COSTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LOS DISTRIBUIDORES DE MÁS DE 100.000 CLIENTES MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: MODIFICACIÓN RD 222/2008

Como consecuencia de una revisión de las magnitudes declaradas por las empresas distribuidoras según la información regulatoria de costes, se ha evidenciado una tendencia decreciente en la relación de los costes de operación y mantenimiento con respecto al valor de los activos. En base a ello, se ha considerado la necesidad de modificar el importe a reconocer por este concepto para las nuevas instalaciones que se pongan en servicio en cada ejercicio, de modo que únicamente se considerarían los costes directos. El impacto económico anual estimado de dicha medida asciende a 36 M€ en 2012, 73 M€ en 2013, 110 M€ en 2014, 148 M€ en 2015 y 187 M€ en 2016.

3 COSTE DE LA PRIMA DE RÉGIMEN ESPECIAL

Las siguientes medidas cuya instrumentación se propone de forma urgente supondría unos ahorros en 2012 en torno a 291 M€ en 2012, lo que corresponde al 4% de los costes de la prima de régimen especial en 2012. 3.1 INCREMENTO DE LA X EN EL ÍNDICE DE ACTUALIZACIÓN DE TARIFAS Y

PRIMAS (IPC-X). MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO. AFECTA A TODAS LAS TECNOLOGÍAS

La tarifa o prima que incentiva las instalaciones que utilizan fuentes de energías renovables se actualiza con el IPC corregido por un factor de eficiencia X. Dicho factor X es igual a 25 puntos básicos hasta el año 2012; a partir de entonces, será igual a 50 puntos básicos. La indexación al indicador de inflación se justifica porque, en ausencia de combustible fósil, el coste variable de estas tecnologías depende fundamentalmente de la realización de diversos servicios (operación, mantenimiento, seguros…). Ahora bien, también para estas tecnologías, una gran parte de sus ingresos anuales se dedican a cubrir sus costes de inversión (aproximadamente el 85% en el caso de la eólica y fotovoltaica), por lo que actualizar la totalidad de la prima resulta desproporcionado (se debería actualizar únicamente el 15%). En el caso de la cogeneración, las tarifas y primas se actualizan trimestralmente con las variaciones del IPC y de los precios del combustible. Dado que en estas tecnologías el peso relativo de los costes de operación y mantenimiento sobre el total es similar, se propone realizar una actualización análoga en la parte correspondiente de los incentivos económicos.

La medida propuesta, que requeriría una norma con rango de Real Decreto, consistiría en incrementar el valor del factor de eficiencia ‘X’. Esta medida mantiene el principio de la obtención de una rentabilidad razonable contenido en la Ley. Para valor esperado del IPC del 2%, el factor de eficiencia que afecta al IPC en las actualizaciones de los incentivos económicos de las energías renovables y de la cogeneración debería estar en el entorno de 175 puntos básicos, para que únicamente se actualice el 15% del valor de las tarifas y primas, lo que está en línea con lo propuesto para otras actividades reguladas del sector, y sin perjuicio de que se mantuviese la

Distribuidores de más de 100.000 clientes. Revisión de los costes de operación y mantenimiento

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 36 73 110 148 187

Impacto acumulado (M€) 36 109 219 367 554

23

indexación a los precios de los combustibles en el caso de la cogeneración o de los residuos. Dado que los valores de las tarifas y primas se calculan cada año (o trimestre) en referencia a los valores del período anterior, esta medida tiene un impacto económico acumulativo: supondría reducir anualmente el importe global de la prima equivalente del régimen especial en torno a 200 millones de euros acumulativos a partir de 2013. Por otra parte, en 2012, y de forma excepcional, se plantea revisar las primas y tarifas a partir del 1 de abril, para adaptarlas a las aplicadas en 2011 (por lo tanto, se propone X=IPC). Dado que el IPC estimado para 2011 en la revisión de las primas de 2012 fue el 3,01%, correspondería ahora reducirlas en esta misma proporción, lo cual llevaría a un ahorro en la tarifa de acceso de 2012 de 209 M€, sin perjuicio de que se mantuviese la indexación a los precios de los combustibles en el caso de la cogeneración o de los residuos.

3.2 ARMONIZACIÓN DE LA PRIMA DE LA TECNOLOGÍA SOLAR TERMOELÉCTRICA

CON RESPECTO A SU TARIFA REGULADA. MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO. AFECTA A LA TECNOLOGÍA SOLAR TERMOELÉCTRICA

La regulación vigente no resulta consistente con respecto a los valores relativos de la prima y de la tarifa de la tecnología solar termoeléctrica (la tarifa vigente tiene un valor de 298,96 €/MWh mientras que la prima tiene un valor de 281,89 €/MWh, lo que supone un precio teórico del mercado de 17,1 €/MWh). Como el estudio económico-financiero de las instalaciones se realiza con la tarifa regulada, supuesto un precio medio del mercado de 50 €/MWh, la prima debería tener un valor de 249 €/MWh, lo que es un 12% inferior a la vigente.

En una primera aproximación habría que reducir en un 12% la prima correspondiente a las plantas solares termoeléctricas ya pre-registradas; con ello, se podría alcanzar un ahorro en la tarifa de acceso de unos 47 millones de euros en 2012, 90 millones en 2013 y 200 millones a partir de 2014. En todo caso, debe tenerse presente que esta medida se justificaría en corregir una incoherencia en la determinación de las primas. La corrección de la prima solamente, mantiene el principio de obtención de una rentabilidad razonable que está contenido en la Ley, dado que los estudios de viabilidad económica de las nuevas instalaciones se realizan con la tarifa regulada

3.3 LIMITACIÓN DEL USO DE LOS COMBUSTIBLES FÓSILES DE APOYO PRIMADO

AL 5 POR CIENTO DE LA ENERGÍA PRIMARIA. MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO. AFECTA A BIOMASA, SOLAR TERMOELÉCTRICA Y RESIDUOS.

El artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, establece una serie de porcentajes

Incremento de la x en el índice de actualización de tarifas y primas (aplicable a todas las tecnologías)

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 209 529 717 849 1.001

Impacto acumulado (M€) 209 738 1.455 2.304 3.305

Armonización de la prima de la tecnología solar termoeléctrica con respecto a su tarifa regulada

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 47 90 200 200 200

Impacto acumulado (M€) 47 137 337 537 737

24

máximos admisibles para la utilización de combustibles fósiles de apoyo para las instalaciones de tecnologías de biomasa, solar termoeléctrica y valorización energética de residuos: 10%, 15% y 30%, respectivamente, con carácter general (en las instalaciones solares termoeléctricas a tarifa la limitación sería del 12%, pero existe un fuerte incentivo para que oferten a mercado; en instalaciones específicas de residuos correspondientes a los grupos c3 y c4, que excluyen los residuos sólidos urbanos, RSU, el porcentaje admisible es aún mayor). Estos porcentajes permiten la utilización de combustible convencional en determinados momentos de arranque, variación de carga o discontinuidad en el combustible o recurso principal renovable, de modo que se minimice la afección sobre el funcionamiento y eficiencia de la planta. Sin embargo, supone asimismo incentivar energía fósil a precio de renovable. Hasta que se definan los mínimos técnicos necesarios de utilización de combustible convencional para cada una de las tecnologías, se propone establecer de forma transitoria una limitación única de carácter general para todas ellas e igual al 5% de la energía primaria. Esta medida supondría un coste evitado en términos de prima equivalente estimado en torno a 35 M€ en 2012, suponiendo que se aplicara sólo a partir del segundo semestre, que se incrementaría en paralelo con la implantación de las fases previstas de solar termoeléctrica hasta estabilizarse en torno a 220 M€ anuales de 2015 en adelante. Aproximadamente el 85% de dicha contribución se debe, por tanto, a la tecnología solar termoeléctrica. La limitación propuesta revestiría en principio un carácter estrictamente económico; es decir: los excesos por encima del 5% no serían objeto de retribución primada, pero sí se permitiría su venta a precio de mercado.

4 COMPENSACIÓN EXTRAPENINSULAR

Las siguientes medidas cuya instrumentación se propone de forma urgente supondría unos ahorros en 2012 en torno a 91 M€ en 2012, lo que corresponde al 4,8% de los costes de la compensación extrapeninsular estimados para 2012.

4.1 REVISIÓN DE LA TASA INTERNA DE RENTABILIDAD DE LAS ACTIVIDADES

REGULADAS: REDUCCIÓN DESDE 300 A 200 p.b. MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: MODIFICACIÓN DE LA ORDEN ITC/914/2006

De forma transitoria, en tanto no se disponga del WACC, en el caso de que se aplicara una reducción del diferencial sobre el tipo de interés de las obligaciones del Estado desde los 300 hasta los 200 puntos básicos, los costes se reducirían anualmente entre 20 y 30 M€ en el período 2012-2016.

Limitación del uso de los combustibles fósiles de apoyo al 5% de la energía primaria (biomsa, resuiduos y termosolar)

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 35 136 186 214 217

Impacto acumulado (M€) 35 171 357 571 787

Revisión de la Tasa interna de rentabilidad de las actividades reguladas

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 22 24 25 27 28

Impacto acumulado (M€) 22 46 71 97 125

25

4.2 REVISIÓN DE PARÁMETROS DE EFICIENCIA DE LOS COSTES FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: MODIFICACIÓN DE LA ORDEN ITC/914/2006

Se considera que el establecimiento del valor del factor X en la fórmula de actualización anual de los costes fijos de operación y mantenimiento debe ser tal que se trasladen al consumidor parte de las economías derivadas de la reducción de costes operativos unitarios de las empresas generadoras y, por otra parte, permita una adecuada retribución para la empresa regulada. Los valores actualizados de los costes de O&M se publican en resoluciones del Ministerio de Industria, Energía y Turismo anualmente, de conformidad con la metodología de actualización establecida en el apartado 3 del Anexo II de la antedicha Orden10. Teniendo en cuenta los valores de los costes de operación y mantenimiento fijos (COMT) publicados para 2009 y para 201011, y simulando una actualización para el año 2010 con una X 100 puntos básicos superior a lo realmente aplicado (pasando, en la práctica, de X=1 a X=2), se obtiene que el coste total de operación y mantenimiento fijo habría sido de 209 M€, frente a los 211 M€ retribuidos, lo que habría implicado un ahorro anual de 2 M€.

4.3 REVISIÓN DE PARÁMETROS DE EFICIENCIA DE LOS COSTES DE LOGÍSTICA (art 7.6, Orden ITC/913/2006). MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: ORDEN MINISTERIAL

De la misma forma que en el caso de los costes fijos de operación y mantenimiento la medida consistiría en revisar los parámetros de eficiencia en la actualización de los costes unitarios de logística (IPC-X), pasando de X=1 a X=2. Los costes unitarios de logística para el año 2010 proceden de la Resolución de 27 de enero de 2010, de la DGPEyM12. En el año 2010 el coste de logística supuso aproximadamente 230 M€. La aplicación del aumento del factor de X habría implicado en este año un ahorro de 2 M€, lo que representa el 1% del coste de logística en los SEIE.

10 Este apartado establece “los valores unitarios [de costes O&M fijos] se actualizarán cada año con la variación anual del índice de precios al consumo menos cien puntos básicos.” Y añade, “Para el cálculo de la variación de los índices de precios… en el año n se tomará como valor de dichos índices la media móvil de los últimos doce meses disponibles cuando se efectúe el cálculo de la tarifa media o de referencia de dicho año n.” 11 Resolución de 25 de agosto de 2009, y de 10 de marzo de 2010, de la DGPEyM , por la que se publica el valor unitario de garantía de potencia anual GPOTn(i) correspondiente a las instalaciones de generación en régimen ordinario de los SEIE para el año 2009 y 2010, respectivamente. 12 Resolución de 27 de enero de 2010, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se fijan los precios de los combustibles definitivos del segundo semestre de 2009 a aplicar en el cálculo de la prima de funcionamiento de cada grupo generador, los costes de logística para 2010 y los precios de los combustibles provisionales del primer semestre de 2010 a aplicar para efectuar el despacho de los costes variables de generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares

Revisión de parámetros de eficiencia en la retribución de los costes fijos de operación y mantenimiento

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 2 2 3 3 4

Impacto acumulado (M€) 2 4 7 10 14

26

4.4 ELIMINACIÓN DE LA RETRIBUCIÓN DE GASTOS DE NATURALEZA

RECURRENTE. MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: ORDEN MINISTERIAL.

Los gastos de naturaleza recurrente provisionales se encuentran reconocidos en la regulación vigente como el 1,5% del valor unitario de la inversión reconocida a las centrales de vapor y ciclos combinados. Adicionalmente, la regulación permite que puedan reconocerse suplementos a los mismos, convenientemente auditados. Esta regulación es la única de entre las actividades reguladas que reconoce este tipo de gastos, dado que se incluyen tanto en los costes de inversión como en los de operación y mantenimiento. Por otra parte, el hecho de que se puedan reconocer suplementos auditados supone un incentivo para el incremento de estos costes. Por ambos motivos se propone su eliminación a partir del año 2012. En el año 2009, Endesa solicitó el reconocimiento de 23 M€ adicionales en concepto de diferencia entre los costes de naturaleza recurrente auditados (59 M€) y los provisionalmente reconocidos (36 M€). Por su parte, en 2010 se reconocieron provisionalmente 35 M€ a los que se añadieron finalmente 15 M€ más hasta completar un total de 50 M€ auditados. Tomando como referencia los dos valores anteriores, se prevé un impacto económico anual de esta medida de unos 55 M€.

4.5 RECONOCIMIENTO DE LOS COSTES DE COMBUSTIBLE: LIMITACIÓN MÁXIMA DEL RECONOCIMIENTO DEL COSTE DEL GASÓLEO EN LOS SEIE. MEDIDA APLICADA DESDE 2012 Y HASTA ALCANZAR LA “GASIFICACIÓN”. TIPO DE ACTUACIÓN: ORDEN MINISTERIAL.

En los SEIE, y en particular en el archipiélago canario, se ha producido en los últimos ejercicios un deslizamiento de la producción térmica convencional a partir de fuelóleo (FO) a favor del gasóleo (GO), menos contaminante y también considerablemente más caro, al verse alterado el despacho por el reforzamiento de las restricciones medioambientales autonómicas o locales en materia de emisiones.

Esta Comisión se ha pronunciado ya13 en el sentido de que los posibles sobrecostes soportados por las actividades eléctricas por razón de normas de carácter autonómico o local deben ser soportados, en su caso, por suplementos territoriales en los peajes de acceso de carácter

13 Con motivo del ‘Informe 18/2011 de la CNE sobre el Anteproyecto de Ley por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (aprobado por el Consejo en su sesión de 3 de junio de 2011), en particular en su apartado 3.8 ‘’De los peajes de acceso a las redes’, ‘En caso de que las actividades eléctricas o sus instalaciones afectas estuvieran sujetas a normas de carácter autonómico o local que dieran lugar a un sobrecoste respecto a lo establecido por la normativa nacional, el peaje de acceso deberá incluir un suplemento territorial, determinado por la metodología de la CNE, que podrá ser diferente en cada Comunidad Autónoma o entidad local’.

Revisión de los parámetros de eficiencia de los costes de logística (art. 7.6 Orden ITC/913/2006)

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 2 3 3 4 5

Impacto acumulado (M€) 2 5 8 12 17

Eliminación de los gastos de naturaleza recurrente. 2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 55 55 55 55 55

Impacto acumulado (M€) 55 110 165 220 275

27

igualmente autonómico o local.

En consecuencia se propone establecer un límite máximo al sobrecoste que, derivado de cambios de combustible, puede ser asumido con cargo a los peajes de acceso. Tal limitación, sería única y de carácter general para todos los SEIE, y se establecería en el 35%14 de cuota de generación en barras de central a partir de GO (ciclo combinado y turbina de gas) en cada uno de los SEIE. De haberse aplicado en el ejercicio 2011, el coste evitado habría ascendido a 10 M€, en términos de costes variables, sólo en el SEIE canario.

Esta medida tendría carácter transitorio, hasta que las instalaciones consideradas pudieran funcionar quemando gas natural, tal y como está previsto en la planificación. Se considera que dicha medida, justificada en la singularidad de los SEIE establecida en el artículo 12 de la Ley, resultaría asimismo compatible con el marco legal que, en su caso, resultaría de trasladarse al texto legal las sugerencias contenidas en el punto 3.8 del informe 18/2011 de la CNE, relativas a los sobrecostes derivados de normas autonómicas o locales. El criterio de que los consumidores de cada territorio hayan de soportar el sobrecoste de las exigencias medioambientales impuestas en su territorio, resultaría, en el caso de los SEIE matizado por la singularidad de los SEIE, de forma que éstos sí podrían trasladar a tarifa una parte, aunque no todo, de su sobrecoste por cambio de combustible derivado de exigencias medioambientales. El reparto de este sobrecoste en el caso de los SEIE resulta equilibrado con las exigencias derivadas del texto del artículo 12 y de la redacción que se propone para el artículo 17 de la Ley en el informe 18/2011.

5 REVISIÓN DE LAS TASAS/PRECIOS PARA LA FINANCIACIÓN DE LA CNE

TENIENDO EN CUENTA EL REMANENTE DE INGRESOS. TIPO DE ACTUACIÓN: NORMA CON RANGO DE LEY

Se propone la adaptación de las tasas y precios para la financiación de la CNE, de acuerdo con el remanente de ingresos previsto por la CNE. El impacto económico de la revisión de la tasa sobre peajes de electricidad podría proporcionar 4 M€ de ahorro anual respecto al coste de financiación de la CNE estimado en el escenario base del sistema eléctrico.

6 MEDIDAS PARA LA FINANCIACIÓN DEL DÉFICIT TARIFARIO

El objetivo de estas medidas es la reducción del coste de titulización de la deuda del sistema eléctrico realizado a través de FADE, por su impacto en las anualidades incluidas en los peajes de 14 La cuota de generación en barras de central con gasoil en el SEIE canario en 2011 fue del 38%.

Reconocimiento de los costes de combustible: limitación máxima del uso del gasóleo

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 10 10 10 10 10

Impacto acumulado (M€) 10 20 30 40 50

Revisión tasa de la CNE 2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 3 4 4 4 4

Impacto acumulado (M€) 3 7 11 15 19

28

acceso de los consumidores. Debido al nivel de deuda alcanzada por el sistema, y a los costes de su financiación, y en particular a la experiencia de un año de los costes de financiación de FADE, que en su totalidad recaen sobre los consumidores, se considera necesario procurar un equilibrio entre las partes afectadas por la financiación del déficit del sistema eléctrico y por los costes derivados de la titulización (empresas titulares iniciales de los derechos de cobro y consumidores).

6.1 RESPECTO A LA DEUDA PENDIENTE DE FINANCIACIÓN FADE: CESIÓN

DIRECTA POR PARTE DE LOS TITULARES INICIALES. TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO LEY15

La titulización a través de FADE implica unos costes de financiación, estructuración y en su caso colocación que se pagan íntegramente por el consumidor. Cabe indicar que en el pasado, a diferencia del sistema de titulización establecido en el RDL 6/2009, se aplicaron distintas fórmulas para posibilitar que las empresas que financiaban los déficit de actividades reguladas pudieran recuperar el valor de sus derechos de cobro anticipadamente, en lugar de en el plazo establecido. En particular, como precedentes, para el déficit anterior a 2003 y de 2005, las empresas titulares iniciales de dichos derechos de cobro frente al sistema, fueron quienes titulizaron sus derechos de cobro con las entidades financieras. A cambio de recibir el valor de sus derechos anticipadamente, las empresas los cedieron a las entidades financieras por un importe inferior al de su valor a la fecha de cesión. Este descuento, así como los costes de colocación fueron asumidos íntegramente por parte de las empresas eléctricas, sin que hubiera ninguna traslación de estos costes al consumidor. En consecuencia, en tanto se mantenga la situación de los mercados financieros por la cual el coste de emisión del Estado sea superior al coste de emisión de los cedentes, no es eficiente en términos de coste para el consumidor la utilización de FADE como vehículo de titulización. Por ello, en lugar de la titulización a través de FADE16, las empresas eléctricas, titulares iniciales de los derechos de cobro del sistema, podrían realizar las cesiones directas en los términos similares a los que se efectuó la cesión del déficit anterior a 2003 y el correspondiente a 2005, si bien el contexto económico actual es diferente. El impacto económico estimado17 en caso de que los peajes de acceso del consumidor no financien los costes de titulizar a través de FADE, para el caso de los derechos de cobro correspondientes al Desajuste del ejercicio 2010, el Déficit 2011 y el Déficit 2012 supondría una reducción de las anualidades que pagan los consumidores eléctricos de 49 M€ en 2012, en 115 M€ en 2013 y en 135 M€ a partir de 2014. El ahorro total de dicha medida para el sistema ascendería a 2.023 M€ en términos de valor actual18.

15 Precisa cambio de folleto de FADE. 16 Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico 17 Obtenido como la diferencia que entre las anualidades que resultan de financiar a través de FADE el Desajuste 2010 (2.500 M€), el déficit 2011 (3.000 M€) y el déficit 2012 (1.500 M€) (véase Anexo 2) y las anualidades que corresponderían a las empresas en las condiciones establecidas en el RD 437/2010. En el cálculo de las anualidades correspondientes a las empresas eléctricas se ha considerado el importe pendiente de pago a las empresas a 31 de diciembre de 2011 del Desajuste del ejercicio 2010 (2.321 M€) y del Déficit 2011 (2.899 M€), un tipo de interés de 2,134%. 18 Para descontar los ahorros anuales (15 años) a valor presente, se ha utilizado la curva cupón cero “Spain cero curve” de Datastream (ThomsonReuters), que tiene riesgo interbancario, como mejor opción disponible para el descuento, puesto que otras curvas, como la curva cupón cero del mercado de deuda pública, no están disponibles.

29

6.1.1 ALTERNATIVA: RESPECTO A LA DEUDA PENDIENTE DE FINANCIACIÓN

FADE: FINANCIACIÓN CONJUNTA CONSUMIDOR-ELÉCTRICAS. TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO-LEY.

Alternativamente a la anterior medida sobre el mecanismo de financiación del déficit del sistema eléctrico, y en caso de mantener la titulización a través de FADE de los diferentes déficit registrados hasta ahora o en el futuro, se propone procurar un mecanismo de financiación conjunta, entre el consumidor y las empresas que son titulares iniciales de los derechos de cobro, de todos los costes de financiación de FADE. Estos costes son, en su caso, los costes de las entidades colocadoras (implícito en caso de emisiones privadas, explícito en subastas sindicadas), los costes del Fondo (30 puntos básicos sobre la TIR de la emisión) y los costes de financiación de los instrumentos financieros que emite el Fondo. Esta medida se explica en tanto que mediante la cesión a FADE, las empresas (los cedentes) tienen la posibilidad de recuperar el valor de sus derechos, que de otro modo obtendrían en un plazo dilatado de tiempo. El descuento podría aplicarse sobre los importes que aún no han sido adquiridos por FADE (Desajuste de 2010 (2.500 M€), Déficit 2011 (3.000 M€) y Déficit 2012 (1.500 M€). El principal de estos derechos alcanza 7.000 M€). El impacto económico estimado según distintas alternativas sobre un total de 7.000 M€ de déficit titulizable se resume en: Posibilidad de establecer que los cedentes asuman los costes de las entidades colocadora

Dichos costes en el caso de subastas sindicadas son un porcentaje de la cantidad nominal emitida en las colocaciones públicas y está implícito en las colocaciones privadas, y dependen del plazo de la emisión.

Se establece que los cedentes asuman los costes del Fondo de Titulización (30 puntos básicos sobre la TIR de la emisión). A efectos indicativos, se ha realizado un ejercicio de estimación del ahorro en términos de la anualidad del consumidor. Se supone que de los 7.000 millones €, 5.500 millones € se emiten el 30/06/2012, y 1.500 millones € el 30/06/2013, calculándose el ahorro anual, desde 2012 hasta 15 años después (2028: año de satisfacción de los derechos a FADE, según los supuestos adoptados), aplicando una reducción de 30 puntos básicos sobre la TIR media ponderada actual de FADE19. Descontando dichos ahorros a valor presente20, el valor actual del ahorro se estima en 160 millones € (en términos anuales 5,5 M€ en 2012, 12,4 M€ en 2013 y 13,8 M€ de 2014 a 2026, 8,4 M€ en 2027 y 1,5 M€ en 2028).

Se establece que los cedentes asuman un porcentaje del coste de financiación de los instrumentos financieros que emite el Fondo.

19 Se ha considerado la TIR media ponderada en 2012 de los derechos de cobro cedidos a FADE (hasta la emisión 20ª, inclusive), que asciende al 5,527%. 20 Para descontar los ahorros anuales a valor presente, se ha utilizado la curva cupón cero “Spain cero curve” de Datastream (ThomsonReuters), que tiene riesgo interbancario, como mejor opción disponible para el descuento, puesto que otras curvas, como la curva cupón cero del mercado de deuda pública, no están disponibles.

Emisión directa por parte de los titulares iniciales de la deuda pendiente de titulizar

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 49 115 131 131 131

Impacto acumulado (M€) 49 164 296 427 558

30

Teniendo en cuenta la diferencia entre el coste de financiación para 2012 que tienen reconocido las empresas eléctricas21 y FADE22, los cedentes podrían asumir un porcentaje del coste de financiación dentro de un rango que variaría entre el 1% (estimado en el ejercicio que se plantea en este informe) y un diferencial estimado (3%).

A efectos indicativos, se ha realizado un ejercicio de estimación, suponiendo que de los 7.000 millones € pendientes, 5.500 millones € se emiten el 30/06/2012, y 1.500 millones € el 30/06/2013, y se ha calculado el ahorro anual, desde 2012 hasta 15 años después (2028: año de satisfacción de los derechos a FADE, según los supuestos adoptados), de una reducción del 1% sobre la TIR media ponderada actual de FADE. Descontando dichos ahorros a valor presente, el valor actual del ahorro se estima en 526 millones € (en términos anuales 18,2 M€ en 2012, 40,8 M€ en 2013, 45,6 M€ de 2014 a 2026, 27,5 M€ en 2027 y 4,9 M€ en 2028). Alternativamente, suponiendo una reducción del 3% sobre la TIR media ponderada actual de FADE, el valor actual del ahorro se estima en 1.522 M€ (en términos anuales 52,6 M€ en 2012, 118 M€ en 2013, 132 M€ de 2014 a 2026, 79,8 M€ en 2027 y 14,1 M€ en 2028).

II.2 MEDIDAS QUE TRASLADAN COSTES DE ACCESO A COSTES DE ENERGÍA DE

LOS CONSUMIDORES, CON IMPACTO EN EL DEFICIT TARIFARIO Dos elementos de costes del sistema (la retribución del Operador del Sistema y el servicio de interrumpibilidad ofrecido por los grandes consumidores) actualmente están definidos como costes de acceso a recuperar a través de los peajes de acceso de los consumidores. Se propone que ambos costes sean identificados como componentes de coste de generación, al igual que otros costes de servicios del sistema. Cabe subrayar que no son medidas de ahorro de costes, sino de traslación de costes desde la parte regulada de los peajes al coste de la energía. La aplicación de dicha medida supone una disminución de los costes de acceso estimados para el escenario base de 432 M€ en 2012.

7 TRASLADO DEL COSTE DE INTERRUMPIBILIDAD DE GRANDES CLIENTES DESDE LOS PEAJES DE ACCESO AL COSTE DE ENERGÍA DE LOS CLIENTES NO INTERRUMPIBLES.23 MEDIDA APLICADA DESDE 2012. TIPO DE ACTUACIÓN: NORMA CON RANGO DE LEY

En la medida en que el servicio de interrumpibilidad es una herramienta de gestión del sistema de la que dispone el OS, de características similares a los servicios de reserva del sistema proporcionados por las instalaciones de producción, sería deseable que éste se proporcionara igualmente en competencia. En consecuencia, el coste de dicho servicio debería ser incluido dentro del coste de la energía, en lugar de financiarse con cargo a los peajes de acceso. La financiación de dicho servicio se realizaría a través del correspondiente pago de la demanda no interrumpible. En este caso, el servicio de interrumpibilidad podría ser provisto mediante un mecanismo de mercado, al igual que el resto de servicios de ajuste que proveen los generadores. El impacto económico anual, teniendo en cuenta que dicha medida se realiza el 1 de abril de 2012, respecto al escenario base de costes, asciende a la retribución estimada del servicio.

21 Promedio diario del Euribor a 3 meses de noviembre de 2011, excepto para el déficit 2009, al que se le reconocen 20 puntos básicos, y el Déficit 2010, para el que se ha establecido provisionalmente un tipo de interés del 2%. 22 TIR media ponderada de las emisiones vivas a 30 de noviembre de 2011. 23 Informe 27/2011.

31

Adicionalmente, a falta de determinar dicho coste a partir de un mecanismo de mercado, el importe total de dicho descuento se podría limitar a 450 M€/año a partir de la próxima temporada, teniendo en cuenta que según el artículo 12 de la Orden ITC/2370/2007 los contratos son de duración de un año con prórroga automática salvo voluntad expresa en contrario del consumidor, lo que minora su efecto en 2012. El traslado de una partida de costes de acceso, hacia el coste de energía del consumidor no interrumpible, implicaría un incremento estimado del precio final de mercado de los consumidores no interrumpibles de, aproximadamente, un 2,7% anual, supuesto que a partir de de la próxima temporada se establece una retribución de 450 M€, El traslado de costes desde los peajes de acceso hacia el coste de energía no es una medida que implique ahorro neto en costes. La reducción propuesta sobre el descuento de la interrumpibilidad (limitado a 450 M€), en tanto no se desarrolle un mecanismo de mercado para su determinación, podría suponer en términos anuales (nueva temporada respecto a la vigente), respecto al escenario base, una disminución del 23% de dicho descuento total estimado aplicado a los grandes consumidores interrumpibles. 8 TRASLADO DEL COSTE DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DESDE LOS PEAJES

DE ACCESO AL COSTE DE ENERGÍA DE TODOS LOS AGENTES.24 TIPO DE ACTUACIÓN: NORMA CON RANGO DE LEY

Las principales funciones del Operador del Sistema están encaminadas a gestionar los servicios necesarios para garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema de producción y transporte, para lo que dispone de herramientas y servicios que permiten coordinar el programa de funcionamiento resultante del mercado. El operador del sistema gestiona los servicios de ajuste, que permiten que la generación coincida en cada instante con la demanda más las pérdidas técnicas en la red. Teniendo en cuenta, que las instalaciones que coordina participan en el mercado y que los principales interlocutores son los agentes que intervienen en el mismo, se plantea que los servicios de este operador se financien mediante los agentes participantes en el mercado.

El impacto económico estimado asciende a 30 M€ en 2012. Dicha medida traslada costes de acceso hacia el precio de energía del consumidor. En particular se estima un incremento anual del precio final de mercado de los consumidores de, aproximadamente, un 0,2%.

II.3 MEDIDAS SOBRE ACTIVIDADES NO REGULADAS CON IMPACTO EN EL

DÉFICIT (A TRAVÉS DE SU IMPACTO EN EL SALDO DE PAGOS POR CAPACIDAD LIQUIDABLE AL SISTEMA)

24 Informe 18/2011

Traslado del servicio de interrumpibilidad de los costes de acceso al componente de energía

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 403 586 595 642 691

Impacto acumulado (M€) 403 989 1.583 2.226 2.917

Traslado del coste del operador del sistema de los costes de acceso al componente de energía

2012 2013 2014 2015 2016

Impacto anual (M€) 30 40 41 42 43

Impacto acumulado (M€) 30 70 111 153 196

32

1 PROPUESTAS ORIENTADAS A REDUCIR EL COSTE DEL MECANISMO DE RESOLUCIÓN DE RESTRICCIONES DE GARANTÍA DE SUMINISTRO Y SU IMPACTO EN EL MERCADO

El Plan Nacional de Reserva Estratégica de Carbón 2006-2012, firmado el 28 de marzo de 2006, reconocía, como principios generales, la necesidad de estabilizar la actividad del sector en niveles compatibles con su condición de recurso estratégico en el abastecimiento energético, la necesidad de modular la evolución del empleo en función de las necesidades de las unidades de producción y de organizar la aplicación de las ayudas, así como de promover la reactivación de las comarcas mineras, todo ello de modo coherente con la normativa europea.

En el documento aprobado se incluían, como referencia de partida, unas producciones de 12,1 millones de toneladas en 2005, de las que 7,8 (el 64,7%) procedían de las explotaciones de minería subterránea y el resto, es decir, 4,3 millones (35,3%) correspondían al cielo abierto. Para el periodo de vigencia del Plan se mantenían los mismos porcentajes, según se incluía en nota al cuadro nº 3 relativo a las producciones previstas. Además, en el mismo texto aprobado se dice que “… Durante el periodo de vigencia del Plan se mantiene invariable la distribución de la producción por orígenes existente en 2005, entre minería subterránea y minería de cielo abierto, con un margen de flexibilidad del 5% …”.

Sin embargo, en la actualidad, dichos orígenes no se corresponden con los porcentajes previstos en el Plan, debido a que con posterioridad a la elaboración del mismo, en la Comisión de Seguimiento del Plan, se permitió que las empresas mineras pudieran modificar los porcentajes relativos a la procedencia de sus carbones para adaptarlo a su proceso productivo.

De esta manera, en 2007 comenzó a incrementarse el peso del carbón procedente de explotaciones a cielo abierto, mientras que se registró una disminución de la producción subterránea.

Cuadro 5. Evolución de las producciones de carbón, de acuerdo a su procedencia

Procedencia

(Millones de t) 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Subterráneo 7,8 (64,7%)

7,0 (62,2%)

4,6 (43,1%)

4,4 (42,5%)

4,3 (42,9%)

3,8 (44,8%)

Cielo Abierto 4,3 (35,3%)

4,3 (37,8%)

6,0 (56,9%)

5,9 (57,5%)

5,7 (57,1%)

4,7 (55,2%)

Total 12,1 11,3 10,6 10,3 10,0 8,5

Fuente: Órdenes por las que se convocan las ayudas a la producción para cada ejercicio

Por lo que respecta a la reducción de producción de 2011, se ha previsto que en dicho ejercicio se incluya la posibilidad de completar el suministro con stocks de las empresas mineras (aunque únicamente los stocks generados en 2009 y 2010) y con el procedente del Almacenamiento Estratégico Temporal de Carbón (AETC) que comenzó a funcionar en 2009.

El AETC, aprobado por Acuerdo de Consejo de Ministros de 31 de julio de 2009, y prorrogado sucesivamente por nuevos Acuerdos de Consejo de Ministros de 30 de diciembre de 2009 y 12 de febrero de 2010, fue creado debido a las circunstancias excepcionales que se estaban produciendo en el sector, ante la falta de compra del carbón extraído, y teniendo en cuenta, en todo caso, la consideración de reserva estratégica.

33

A lo largo de 2009, HUNOSA, como gestor del AETC realizó unas compras a las empresas mineras por un volumen de 1,9 millones de toneladas. Ante la persistencia de la situación que dio origen a la creación del AETC, en 2010 se aprobó una prórroga del sistema y se continuó comprando la producción hasta un volumen de 1,1 millones de toneladas adicionales.

El 26 de febrero de 2011 se puso en marcha el mecanismo de resolución de restricciones por garantía de suministro (RGS) por el que se establece el procedimiento mediante el cual, las empresas eléctricas se comprometen a adquirir carbón autóctono a cada uno de sus suministradores, incluido el Gestor de Almacenamiento Estratégico Temporal de Carbón. Dicho mecanismo establece un procedimiento por el cual, a través del mercado y de los pagos por capacidad, las centrales eléctricas que deben consumir ese carbón, reciben una retribución regulada que viene a reconocer los costes incurridos por la compra de carbón, así como por el resto de costes variables y fijos incurridos por la central. Con este mecanismo, las centrales que no resultan casadas en el mercado diario, son programadas por el Operador del Sistema en el proceso de restricciones por garantía de suministro. El cuadro siguiente muestra las cantidades de carbón autóctono que deben consumir en 2011 y en 2012 los titulares de las centrales adscritas a este mecanismo. Las cantidades a consumir están compuestas por las cantidades a adquirir a las empresas mineras y al AETC, así como por las cantidades anteriormente adquiridas por la central térmica y que son de su propiedad:

Cuadro 6. Cantidades de carbón autóctono cuyo consumo estaba previsto para 2011 y en 2012 por

las centrales adscritas al mecanismo de restricciones por garantía de suministro

Cantidades a quemar (Millones de t) 2011 2012

Producción del ejercicio + Stock en Mina 8,82 7,51

AETC 0,69 0,69

Stock en central 0,53 0,21

Pendiente de quemar de 2011 - 2,10

Total 10,04 10,52

Fuente: Resoluciones de 8 de febrero y 30 de diciembre de 2011, de la SEE, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para los años 2011 y 2012, respectivamente, a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

El mecanismo de RGS está suponiendo un sobrecoste directo provisional para el consumidor de electricidad de unos 400 millones de euros al año, estando previsto que este mecanismo se mantenga hasta 2014 (estimación de unos 1.200 millones de euros de coste en todo el periodo)25. Adicionalmente además de los sobrecostes citados, no se debe olvidar el impacto que está suponiendo el mecanismo de restricciones por garantía de suministro en la formación del precio del mercado y en el funcionamiento de las distintas tecnologías, tal y como se ha indicado anteriormente.

Por todo ello, la CNE propone lo siguiente:

25 Este coste provisional debe revisarse una vez transcurrido el ejercicio teniendo en cuenta los costes reales auditados, con la correspondiente liquidación definitiva que debe realizar la CNE.

34

a) Eliminación del mecanismo de restricciones por garantía de suministro

De acuerdo con la Exposición de Motivos del Real Decreto 134/2010, el establecimiento del mecanismo de RGS pretende asegurar el funcionamiento de aquellas unidades de producción de energía eléctrica que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas. Esta misma idea se mantuvo por las autoridades españolas en el procedimiento de notificación de la medida, para su autorización como ayuda de Estado por la Comisión Europea26. En concreto, se indica en este procedimiento, que España considera que el funcionamiento de las centrales que utilizan carbón autóctono como uno de sus combustibles se ha reducido de forma drástica, por lo que, bajo estas circunstancias, los operadores de centrales térmicas podrían decantarse por cerrar una serie de activos para incrementar sus márgenes de funcionamiento. Posteriormente, se añade que si se cerraran las diez centrales de carbón autóctono afectadas por este mecanismo, el índice de cobertura a medio plazo descendería por debajo de los niveles aceptables de seguridad de suministro. Es decir, el mecanismo de restricciones por garantía de suministro, se fundamentó ante la Comisión Europea en la necesidad de garantizar el suministro del sector eléctrico a través del mantenimiento de la sostenibilidad de las centrales afectadas. En este sentido, cabe recordar el escaso funcionamiento que registraron las centrales de carbón autóctono especialmente durante el segundo semestre de 2009 y en todo el año 2010, motivado principalmente por no ser sus costes competitivos con el precio del mercado existente en aquel momento. Históricamente, el precio del carbón autóctono ha venido referenciado a la evolución de los precios del carbón internacional y, durante los tres últimos años, éstos se han situado en un nivel que ha provocado que las centrales que consumen carbón de importación hayan tenido, en términos medios, unos costes superiores al precio del mercado. No obstante, tal y como puede apreciarse en el gráfico siguiente, desde finales de 2011, y motivado principalmente por la evolución de los precios de los derechos de emisión y el decremento del coste de la materia prima, esta senda se ha invertido, de tal forma que se estima que las centrales de carbón de importación, en términos medios, podrían presentar unos costes inferiores a los precios que se están registrando en el mercado de producción (una mayor producción de estas centrales en los últimos meses así lo confirma).

Gráfico 11. Evolución del coste medio variable de generación de una central de carbón de importación y el precio medio del mercado diario €/MWh

26 Procedimiento de Ayuda de Estado nº N178/2010-España. Decisión C(2010)4499 final de la CE de 29 de septiembre de 2010

0102030405060708090100

ene abr jul

oct ene

abr

jul

oct

ene abr jul

oct

ene

abr

jul

oct

ene

abr

jul

oct

ene

abr

jul

oct

ene 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

€ €MWh

Estimación coste variable de generación central carbón (McCloskey) 

Precio medio mercado diario

35

Fuente: CNE, Platts

De hecho, si se analiza el coste variable de generación de las centrales de carbón autóctono a partir de los costes incluidos en la Resolución de 30 de diciembre de 2011 de la SEE, citada anteriormente, únicamente el 7% de las compras previstas para 2012, podría suponer un coste de generación por encima de los precios actuales del mercado (precio medio ponderado mercado diario febrero 2012, 56€/MWh)27. También los precios de futuros OMIP para 2012 y 2013 parecen estimar un precio del mercado diario en el entorno de los 55 €/MWh, por lo que la situación actual podría no considerarse coyuntural. Según esto, en los dos próximos años, el 93% de las compras previstas podrían tener un precio que hiciera que las centrales adscritas al mecanismo de restricciones por garantía de suministro no precisaran de incentivo adicional al precio del mercado para mantenerse en funcionamiento. El 3% restante, al tratarse de un volumen tan reducido podría resultar programado en los periodos del año con precios más elevados.

Cuadro 7. Producción prevista de carbón en 2012 y coste variable de generación de las centrales a

partir de este carbón

Central

Producción del ejercicio + Stock en Mina

(t)

Coste variable generación con producción de

carbón autóctono del ejercicio

€/MWh

Soto de Ribera 3 465.818 48,0

Narcea 3 729.231 50,9

Anllares 636.921 53,4

La Robla 2 421.164 49,7

Compostilla 1.904.815 50,6

Teruel 2.069.540 46,7

Guardo 2 580.646 54,8

Puentenuevo 3 404.495 60,0

Escucha 110.000 58,5

Elcogás 187.584 55,0

Fuente: CNE, Fuente: Resolución de 30 de diciembre de 2011, de la SEE, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para 2012, a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro. Nota: Se han considerado los precios de compra de la producción prevista de la minería en 2012. No se ha considerado el precio del carbón almacenado en el AETC, ya que este incluye otros costes adicionales como el coste logístico del almacenamiento. Por ello, sería deseable que desapareciera este mecanismo por el fuerte impacto que está teniendo en el mercado eléctrico.

b) Reducción del volumen de carbón nacional a consumir bajo el mecanismo de restricciones por garantía de suministro.

En primer lugar, podría pensarse no consumir el carbón almacenado y proceder a retribuir sus

27 En enero de 2012, el 17% de las compras no hubieran resultado competitivas.

36

costes financieros anualmente, bien vía PGE o por los consumidores eléctricos. Sin embargo esta alternativa podría no resultar ajustada a lo establecido en el RD 134/2010, en la medida en que esta retribución no estuviera ligada al consumo de carbón autóctono utilizado en las centrales térmicas mediante el mecanismo de RGS, debiendo, además, analizarse la compatibilidad de tal medida con el régimen comunitario de ayudas de Estado.

No obstante, en el caso de que se decidiera mantener el procedimiento de RGS, con el fin de proteger la eficiencia del funcionamiento del mercado, y de conseguir que el coste que suponga este mecanismo para el consumidor eléctrico sea el mínimo posible, una alternativa posible sería reducir el volumen previsto de quemado del carbón nacional bajo el mecanismo de RGS.

En este contexto se podría plantear el consumo del carbón existente en el AETC durante el periodo 2012-2014 (2,2 millones de toneladas), la cantidad pendiente de quemar del año 2011 (2,1 millones de toneladas), y la cantidad prevista anualmente a adquirir a los suministradores procedente de las explotaciones de minería subterránea, ya que el carbón procedente del cielo abierto tiene una problemática técnica diferente al carbón subterráneo.

Por tanto, se consumirían bajo la aplicación del actual mecanismo de restricciones por garantía de suministro 6, 4,7 y 4,8 millones de toneladas en 2012, 2013, y 2014 respectivamente, y no se realizarían extracciones de carbón procedente del cielo abierto. De acuerdo con estas hipótesis, se ahorrarían 619 millones de euros en el periodo 2012-2014, frente al consumo de la totalidad del carbón prevista con el mecanismo actual, sin que con ello se afectase de forma negativa a la sostenibilidad de las centrales que utilizan carbón autóctono, objetivo último del mecanismo establecido en el RD 134/2010..

Cuadro 8. Estimación de costes del consumo del carbón que actualmente se encuentra en el AETC y lo no quemado del año 2011 y de las compras previstas a las explotaciones de minería subterránea

mediante RGS. No se realizan extracciones de carbón procedente del cielo abierto

Sobre coste del consumo de carbón de subterráneo mediante RGS 2012 2013 2014

Producción según RGS (GWh) 14.629 10.681 11.037

Precio medio retribución regulada €/MWh 71,68 73,02 74,11

Precio medio mercado (con apuntamiento) €/MWh 55,62 55,62 55,62

Sobre coste RGS (M€) 235 186 204

Mecanismo actual (Consumo volumen total con RGS) (M€) 406 406 432

Ahorro frente a mecanismo actual (M€) 171 220 228

Fuente: CNE, Resoluciones de 8 de febrero y 20 de diciembre de 2011, de la SEE. Nota: No se ha valorado la prolongación del mecanismo a partir de 2015, dado que la vigencia del RD 134/2010 está vigente hasta el año 2014. No se ha considerado en la valoración del mecanismo actual, el efecto de la liquidación definitiva de la valoración de los derechos gratuitos de CO2, ni el ajuste de los precios por una menor producción a la prevista en 2011. En 2011, estos dos efectos prácticamente se compensan.

37

Medida complementaria: Participación de las centrales adscritas el mecanismo de RGS en las subastas CESUR

Complementariamente, y al objeto de eliminar o al menos mitigar el impacto del mecanismo actual sobre la formación del precio en el mercado diario (y mercados intradiarios) cabe plantearse que las centrales que participan en el mecanismo de restricciones de garantía de suministro participaran como oferentes precio aceptantes en las subastas CESUR. Concretamente, estas centrales resultarían casadas en las subastas CESUR como vendedores por unos volúmenes de energía establecidos reglamentariamente (y que deberían tener en cuenta lo indicado en relación al carbón autóctono de interior) siendo los compradores los CUR. De esta forma estas centrales, tendrían contratos bilaterales con los CUR al precio resultante en la subasta CESUR, responsabilizándose por tanto del compromiso adquirido en dicho contrato: producción de un cierto volumen de energía, posiblemente con un perfil carga base. Los CUR abonarían el precio CESUR, como ocurre en la actualidad y tendrían asignado mediante un contrato bilateral un cierto volumen de energía (que cubriría parte de su volumen solicitado). Si bien en la actualidad los productos subastados en CESUR tienen liquidación financiera, cabría establecer que los contratos entre las centrales de carbón asignadas al mecanismo y los CUR fueran contratos con liquidación física28. Las centrales de carbón verían complementados los ingresos obtenidos en las subastas CESUR por la diferencia entre el precio de la subasta y el coste regulado, en caso que esta diferencia fuera negativa de manera similar a la actual (con cargo al saldo de los pagos de capacidad).

Bajo este esquema se conseguiría sacar del proceso de formación de precios en el mercado diario a las centrales de carbón autóctonas, que en caso de participar (por ejemplo, modificación de programa, o para atender las obligaciones contraídas con los CUR) lo harían de manera completamente libre. La responsabilidad en el cumplimiento de las obligaciones derivadas de los contratos bilaterales con los CUR sería de las propias centrales. El coste para los CUR sería el mismo que el actual.

Con esta medida se eliminaría del mercado un volumen de energía que actualmente está ofertando a precio regulado y por otra parte, se evitaría la retirada de las centrales del programa base de funcionamiento que realiza el Operador del Sistema para permitir la programación planificada de las centrales de carbón autóctono, evitando así el impacto que estos hechos tiene en la formación del precio del mercado. No obstante, se debe señalar que la introducción de esta propuesta provocaría la existencia de contratos bilaterales con generación que en algunos casos pudiera ser marginal o supramarginal. Por ello, en estos casos, no debe descartarse que la retirada de estas centrales del mercado diario también tuviera una cierta influencia en la formación de precios.

Este mecanismo tendría un impacto sobre la formación de precio equivalente al que resultaría de eliminar las limitaciones29 a la forma de ofertar en el mercado que actualmente tienen las centrales de carbón autóctono bajo el mecanismo de RGS, o lo que sería lo mismo, que ofertaran a precio 0. En estos casos, la producción podría ir limitada, como ocurre actualmente bajo el mecanismo RGS, a un plan de funcionamiento, para evitar un exceso de energía ofertada en el mercado a precio instrumental.

Los volúmenes que en su caso se incluyeran en el mecanismo propuesto en esta alternativa deberían tener en cuenta las obligaciones de consumo de carbón nacional, la producción de

28 Esto es un elemento fácil de implementar y requiere una modificación menor de los contratos. Cabe recordar que en las primeras subastas CESUR el producto subastado tenía liquidación física. 29 Actualmente deben presentar ofertas igual al coste variable regulado establecido por Resolución.

38

régimen especial a tarifa que se considere y la evolución del consumo asociado al suministro de último recurso,, a efectos de permitir una correcta formación del precio en la subasta CESUR.

Medida complementaria: Establecimiento de los criterios para la realización de las contabilidad regulatoria de las centrales adscritas al mecanismo de restricciones por garantía de suministro, basado en contabilidad regulatoria de costes.

Con independencia de que se tome alguna de las medidas propuestas, con el fin de que la CNE pueda llevar a cabo anualmente la liquidación definitiva del mecanismo de restricciones por garantía de suministro, es necesario contar con la información de los valores contables de inversión y de operación de las centrales de carbón autóctono, para lo que resulta necesario que se establezcan, vía Resolución de la SEE, los criterios de contabilidad regulatoria de costes y de auditoría conforme a lo propuesto en su día por la propia CNE.

Dado que el Real Decreto 134/2011 establece que para que la CNE pueda realizar la liquidación definitiva del mecanismo de restricciones por garantía de suministro de un ejercicio, los titulares deberán remitir a la CNE sus auditorías antes de julio del ejercicio siguiente, se considera urgente la publicación de los mencionados criterios de contabilidad para llevar a cabo la liquidación de 2011. 2 REVISIÓN DE PAGOS POR CAPACIDAD: ELIMINACIÓN DEL PAGO POR

DISPONIBILIDAD EN 2012 Y REDUCCIÓN DEL PAGO A LA INVERSIÓN. APLICADA DESDE 2012

La CNE se encuentra inmersa en los trabajos para realizar una propuesta de adaptación de la regulación actual del mecanismo de pagos por capacidad utilizando preferentemente mecanismos competitivos. La propuesta debe estar finalizada a principios del mes de mayo.

En tanto no esté desarrollada dicha propuesta, se considera que la revisión de carácter transitorio de los pagos de capacidad realizada en noviembre de 2011 no parece conveniente, dado que el riesgo de déficit en capacidad se estima reducido, tal y como argumentó la CNE en su informe a la propuesta de revisión30. Por ello, se considera que deberían eliminarse los pagos por disponibilidad y volver a los pagos a la inversión anteriores (que estaban establecidos en la Orden ITC/2794/2007) a la normativa vigente , con lo que se reducirían transitoriamente los pagos por este concepto en 334 millones de € en el año 2012.

Cuadro 9. Estimación del coste de los pagos por capacidad a las centrales de generación con la aplicación de la Orden ITC/3127/2011 y con la Orden ITC/2794/2007

Fuente: CNE

30 Informe 26/2011 de la CNE sobre Propuesta de orden por la que se regula el servicio de Disponibilidad de potencia de Los pagos por capacidad y se modifica el incentivo a la inversión a que hace referencia el anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007

Millones de €

Orden ITC/2794/2007

Diferencia

2014 2015 2016

Total 334 127 122 104 80

Incentivo a la inversión 508 456 437 377 296

Incentivo a la inversión 651 583 559 481 376

Orden ITC/3127/2011

pago disponibilidad 191

Concepto 2012 2013

39

Nota: Para el cálculo del pago por capacidad se han considerado las incorporaciones de potencia previstas en el Informe Marco de la CNE sobre la demanda de electricidad y gas 2011-2015.

II.4 MEDIDAS DE EXTERNALIZACIÓN DE COSTES DE LOS PEAJES DE ACCESO ELÉCTRICOS

Las medidas propuestas sobre los costes de las actividades reguladas son insuficientes para corregir el déficit del sistema. En consecuencia, se recogen a continuación medidas de distinto índole con el objetivo de aportar información sobre el impacto que su aplicación, en su caso, podría tener sobre la corrección del déficit tarifario.

1 COMPENSACIÓN EXTRAPENINSULAR. APLICACIÓN DEL RDL 6/2009:

ELIMINACIÓN PERMANENTE DE DICHO COSTE EN LOS PEAJES DE ACCESO. MEDIDA CON IMPACTO DESDE 2012

El RDL 6/2009, de 30 de abril, establece, en la disposición adicional segunda, que las compensaciones por los extracostes de generación de los sistemas insulares y extrapeninsulares serán financiadas con cargo a los Presupuestos generales del Estado. En particular, durante 2009 se compensará a través de los PGE el 17% del total, en 2010 el 34%, en 2011 el 51%, en 2012 el 75% y el 100% a partir de ejercicios siguientes. La Ley 39/2010 y la Ley 20/2011, han mantenido el importe de la compensación extrapeninsular prevista para 2009 (256,4 M€), en lugar de aplicar la aportación correspondiente al 34% y al 75% del total de la compensación en 2010 y 2011, respectivamente, tal y como se incluyeron en las Ordenes de pajes de acceso de acuerdo con el RD-L 6/2009. En consecuencia, los peajes de acceso han sido establecidos de forma insuficiente con respecto a la financiación de la compensación extrapeninsular que finalmente le corresponde financiar al consumidor eléctrico. Teniendo en cuenta la naturaleza de dicho coste se considera que dicha partida debe financiarse de forma progresiva con cargo a PGE (75% en 2012 y 100% a partir de 2013) tal y como establece el RDL 6/2009. No obstante, en caso de eliminación de dicha senda o de incorporación de una senda progresiva a la del RDL 6/2009, se considera necesario establecer dicha modificación ex ante, todo ello a efectos de evitar déficit del sistema eléctrico, por el establecimiento de peajes que no cubren suficientemente la partida de compensación extrapeninsular que le corresponde financiar.

2 ESTRATEGIA DE AHORRO Y EFICIENCIA ENERGÉTICA EN ESPAÑA (2004-

2012): EJECUCIÓN DE LAS SENTENCIAS DEL TRIBUNAL SUPREMO Y FINANCIACIÓN PERMANENTE DE DICHO PROGRAMA EXTERNAMENTE A LOS PEAJES DE ACCESO.31 TIPO DE ACTUACIÓN: EJECUCIÓN DE LA SENTENCIA DEL SUPREMO.

De acuerdo con las Sentencias del Tribunal Supremo de 17 de octubre de 2007, de 28 de enero de 2009 y de 8 de abril de 2010, relativas a la financiación con cargo a la tarifa eléctrica del Plan de Acción 2005-2007 de la Estrategia Energética, no procede incorporar a los peajes de acceso importe alguno para la financiación de la “E4”. En la actualidad y de acuerdo con Disposición Adicional Tercera del Real Decreto-ley 14/2010, las empresas productoras del régimen ordinario están financiando el Plan de Acción durante el periodo 2011 a 2013. Una vez finalizado este 31 Informes 18/2011 y 39/2011.

40

periodo, la financiación de la E4 en modo alguno deberá realizarse con cargo a los peajes de acceso. La ejecución de la Sentencia del Supremo de 8 de abril de 2010 relativa a la financiación con cargo a la tarifa eléctrica del Plan de Acción 2005-2007 de la Estrategia Energética correspondiente a 2009 permitiría recuperar únicamente en 2012 una cantidad de 308,9 M€, respecto al escenario base.

3 EXTERNALIZACIÓN DE PARTE DEL COSTE DE LAS PRIMAS DE RÉGIMEN

ESPECIAL DE LOS PEAJES DE ACCESO

Implementación de medidas para la financiación de las primas del régimen especial con otras fuentes de financiación diferentes a los peajes de acceso, determinando claramente cuál es el importe que corresponde financiar de dicha partida con cargo a los peajes de acceso. 3.1 FINANCIACIÓN DE LAS PRIMAS DE RÉGIMEN ESPECIAL PARCIALMENTE

CON CARGO A INGRESOS DE SUBASTAS DE CO2. MEDIDA APLICADA A PARTIR DE 2013.32 TIPO DE ACTUACIÓN: NORMA CON RANGO DE LEY

Según la Directiva 2009/29/CE, a partir de 2013 los Estados Miembros subastarán todos los derechos de emisión que no se asignen de forma gratuita (básicamente los correspondientes a la generación eléctrica, el sector refino, el sector de la aviación, y otros sectores industriales). Las subastas se realizarán mediante una plataforma centralizada a nivel de Unión Europea y los ingresos se repartirán entre los distintos Estados. Asimismo, el artículo 3 de dicha Directiva recomienda que los Estados Miembros destinen al menos un 50% de estos ingresos a la lucha contra el cambio climático y a la financiación de las energías renovables.

Actualmente, existe una gran incertidumbre sobre los ingresos que España podrá obtener de las subastas, relacionada en buena parte con las expectativas actuales de caída de la demanda y la contribución de las tecnologías renovables en la reducción de las emisiones, lo que permite suponer que en el futuro los precios de los derechos podrían experimentar una cierta contención. La estimación del impacto económico de dicha medida a partir de 2013, a modo de ejemplo, de un promedio anual de derechos que se prevé se adjudiquen mediante subasta de 90 MtCO2 (los derechos anuales totales necesarios para España podrían llegar a 150 Mt CO2) a un precio de 10 €/t permitiría obtener 900 M€, de los cuales el 50%, si fueran a financiar las primas de renovables, permitiría minorar los costes de acceso con cargo a los peajes de acceso en torno a 450 M€ anuales, respecto al escenario base.

3.2 FINANCIACIÓN DE LAS PRIMAS DE RÉGIMEN ESPECIAL PARCIALMENTE

CON CARGO A SECTORES RESPONSABLES DEL CONSUMO DE COMBUSTIBLES FÓSILES O ALTERNATIVAMENTE A TRAVÉS DE PGE.33 TIPO DE ACTUACIÓN: NORMA CON RANGO DE LEY.

Debido a que el sector del calor y frío (gas natural y otros) y el de los productos petrolíferos destinados al transporte no alcanzarán una participación del 20% de renovables en su consumo final, y por otra parte, el sector eléctrico superará ese porcentaje hasta alcanzar un 38%, cabría repartir el coste de la prima de las renovables del sector eléctrico correspondiente al exceso sobre el 20%, sobre el resto de los sectores, debido a que el cumplimiento de dichos objetivos responde

32 Informe 39/2011. 33 Informe 18/2011.

41

a una política energética global, y por tanto la financiación de su extracoste no debería afectar en exclusiva a los consumidores eléctricos. Durante el año 2011 las renovables del sector eléctrico han alcanzado el 33% de la demanda de electricidad, 13 puntos por encima del objetivo global previsto para el año 2020, lo que supone un 39% de exceso. Como las primas a las renovables ascendieron a 5.500 M€, el sistema de redistribución de costes propuesto llevaría a que el 39% de las primas fueran soportadas por otros sectores energéticos distintos al eléctrico, esto es, 2.145 M€, mientras que el resto, recaería en el sector eléctrico (3.355 M€). La estimación del impacto económico, a efectos indicativos, de un impuesto de 0,07 €/l sobre unas ventas34 de unos 4 millones de toneladas de gasolinas y de unos 20 millones de toneladas de gasóleo A, supondría una recaudación próxima a 2.000 millones de euros. Cabe indicar que con esta medida la fiscalidad pasaría del 48% (a precios de 2011) al 52% para la gasolina y del 43% (a precios de 2011) al 46% para el gasóleo A. Se mantendría en ambos casos por debajo de la fiscalidad de la UE, según datos disponibles de 2011 y 2012 (hasta el 6 de febrero), aproximadamente 57%/56% para la gasolina y 49%/48% para el gasóleo.

Cuadro 10. Fiscalidad en carburantes (en porcentaje)

Fuente: Boletín Petrolero de la UE

En cualquier caso, la introducción de una nueva carga tributaria que grave las ventas de productos petrolíferos deberá, necesariamente, cumplir con las exigencias impuestas por la normativa de la Unión Europea en la materia (Directiva 2008/118/CE del Consejo, de 16 de diciembre de 2008, relativa al régimen general de los impuestos especiales, y por la que se deroga la Directiva 92/12/CEE; y Directiva 2003/06/CE del Consejo, de 27 de octubre de 2003, por la que se reestructura el régimen comunitario de imposición de los productos energéticos y de la electricidad) y la jurisprudencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea en la materia (entre otras la sentencia de 9 de marzo de 2000, EKW y Wein & Co., C-437/97). Por último, alternativamente a lo anterior, una fuente de financiación, junto a los peajes de acceso eléctricos, de las primas de las energías renovables podrían ser los Presupuestos Generales del Estado. Por una parte, existen motivos para que los consumidores de electricidad financien a las energías renovables, ya que contribuyen a la garantía de suministro a medio y largo plazo, en tanto que son fuentes energéticas autóctonas e inagotables, y reducen las emisiones de contaminantes atmosféricos y de CO2 del sector. Por otra parte, las energías renovables tienen amplias ventajas para la sociedad, siendo estas de tipo industrial, de empleo, de desarrollo local y

34 Estimadas teniendo en cuenta la evolución histórica observada de las ventas de gasolinas y gasóleo A ventas entre 2000 y 2012 (datos IEA), periodo durante el cual ambos productos han mostrado una tasa de crecimiento media negativa (la gasolina en torno al -6% y el gasóleo A en torno al -3%).

Euro-super 95 2011 2012 (hasta 6/2/2012)Unión Europea 57% 56%Eurozona 57% 56%España 49% 48%

Gas oil automoción 2011 2012 (hasta 6/2/2012)Unión Europea 49% 48%Eurozona 48% 47%España 43% 41%

42

regional, de reducción del deterioro de la balanza de pagos, de seguridad de suministro y de mejora de la calidad ambiental. II.5 VALORACIÓN DE TODAS LAS MEDIDAS PROPUESTAS CON IMPACTO

ECONÓMICO A CORTO PLAZO 1 RESUMEN DE IMPACTOS ECONÓMICOS ESTIMADOS DE LAS MEDIDAS

PROPUESTAS: 2012-2016 El cuadro siguiente detalla el impacto económico de las medidas propuestas respecto al escenario base estimado en el periodo 2012-2016.

43

Cuadro 11. Detalle del impacto económico de las medidas propuestas respecto al escenario base de previsión (Millones de €)

Fuente: CNE Nota: Se incluyen en el cuadro únicamente los impactos económicos de las medidas sobre la compensación extrapeninsular, que suponen una reducción de los costes de acceso en 2012. Sombreado en gris, se incluye el impacto de dichas medidas a nivel global aunque no se incluya el impacto en los costes de acceso a partir de 2013 debido a según el RDL 6/2009, la compensación extrapeninsular será financiada con cargo a los PGE.

2012 2013 2014 2015 2016

MEDIDAS regulatorias con impacto económico 774 1.528 2.141 2.564 2.987

1. Medidas sobre la retribución del transporte 56 160 262 370 479

‐ Amortización de los activos y retribución del valor neto 48 59 69 80 91

‐ Convergencia en la tasa interna de rentabilidad de las actividades 

reguladas8 36 64 95 129

‐ Revisión de los parámetros de eficiencia en los valores unitarios y 

costes de operación y mantenimineto0 1 1 2 2

‐ Aplazamiento de inversiones previstas en la planificación 0 64 128 193 257

2. Medidas sobre la retribución de la distribución 352 494 641 795 955

‐  Distribuidores de más de 100.000 clientes. Amortización de los 

activos y retribución del valor neto316 421 531 647 768

‐ Distribuidores de más de 100.000 clientes. Revisión de los costes 

de operación y mantenimiento36 73 110 148 187

3. Medidas sobre la retribución del régimen especial 291 754 1.103 1.263 1.418

‐ Incremento de la x en el índice de actualización de tarifas y 

primas (aplicable a todas las tecnologías)209 529 717 849 1.001

‐ Armonización de la prima de la tecnología solar termoeléctrica 

con respecto a su tarifa regulada  47 90 200 200 200

‐ Limitación del uso de los combustibles fósiles de apoyo al 5% de 

la energía primaria (biomsa, resuiduos y termosolar)  35 136 186 214 217

4. Medida sobres los costes de compensación extrapeninsular 23 0 0 0 0‐ Revisión de la Tasa interna de rentabilidad de las actividades 

reguladas6 24 25 27 28

‐ Revisión de parámetros de eficiencia en la retribución de los 

costes fijos de operación y mantenimiento1 2 3 3 4

‐ Revisión de los parámetros de eficiencia de los costes de logística 

(art. 7.6 Orden ITC/913/2006)1 3 3 4 5

‐ Eliminación de los gastos de naturaleza recurrente. 14 55 55 55 55‐ Reconocimiento de los costes de combustible: limitación máxima 

del uso del gasóleo 3 10 10 10 10

5. Medidas sobre la financiación del déficit tarifario 49 115 131 131 131

‐ Emisión directa por parte de los titulares iniciales de la deuda 

pendiente de titulizar49 115 131 131 131

6. Medidas sobre la retribución del la CNE 3 4 4 4 4

Traslado de costes de acceso al componente de energía 432 626 636 684 734

1. Servicio de interrumpibilidad de grandes consumidores 403 586 595 642 691

2. Retribución del Operador del Sistema 30 40 41 42 43

Medidas sobre los pagos por capacidad 505 347 350 104 80

1. Propuestas orientadas a reducir el coste del mecanismo de 

resolución de restricciones por garantía de suministro y su impacto 

en el mercado

171 220 228 0 0

2. Derogación de la Orden ITC/3127/2011: Eliminación del pago por 

disponibilidad en 2012 y disminución del pago a la inversión334 127 122 104 80

Otras medidas 309 450 450 450 450

1. Ejecución Sentencias del Tribunal Supremo (E4) 309

2. Subastas CO2 0 450 450 450 450

Total impactos 2.020 2.951 3.577 3.802 4.251

1. Medidas regulatorias con impacto económico 774 1.528 2.141 2.564 2.987

2. Traslado de costes al componente de energía 432 626 636 684 734

3. Medidas sobre Pagos por capacidad 505 347 350 104 80

4. Otras medidas 309 450 450 450 450

44

En resumen, con el objetivo de atajar cuanto antes la senda de déficit tarifario, esta Comisión propone medidas a corto plazo tanto sobre los costes de las actividades reguladas como sobre el aplazamiento de inversiones previstas en la planificación actual, con la finalidad, de moderar cuanto antes la senda creciente de los costes de acceso y promover una regulación eficiente en las actividades reguladas. La no aplicación de medidas sobre la retribución/costes de las actividades reguladas supondrá una evolución de los costes de acceso que incidirá en la permanencia de déficit estructural. Destacan por su cuantía las siguientes partidas:

La amortización de los activos y la retribución del Valor Neto en la retribución del transporte.

El aplazamiento de inversiones de transporte previstas en la planificación. La revisión de la retribución mediante el criterio de la amortización de activos y retribución

a Valor Neto en la retribución de la distribución. La revisión de los costes de operación y mantenimiento de la retribución de la distribución. La armonización de la prima de la tecnología solar termoeléctrica con respecto a su tarifa

reguladas La limitación del uso de los combustibles fósiles de apoyo al 5% de la energía primaria

para tecnologías de régimen especial. La eliminación de los gastos de naturaleza recurrente en los costes de compensación

extrapeninsular. El incremento de los factores de eficiencia de todas las actividades y costes regulados. La revisión de la tasa interna de rentabilidad en las actividades reguladas.

Adicionalmente, se proponen medidas relativas al mecanismo de financiación y cesión del déficit tarifario a FADE por parte de las empresas eléctricas que están obligadas a financiar temporalmente el déficit, con el objeto de mitigar de forma inmediata el impacto de dicho mecanismo de cesión en las anualidades con cargo a los peajes de acceso de los consumidores. En particular se propone, para el déficit que no ha sido cedido a FADE, que las empresas cedan directamente a terceros la deuda de la que son titulares iniciales, tal y como se realizó en déficit anterior a 2003 y de 2005. Alternativamente, se propone que las empresas eléctricas beneficiarias de la cesión a terceros de los derechos de cobro, contribuyan a financiar parte de los costes de la titulización FADE. Asimismo, se proponen medidas para trasladar hacia los costes de energía, partidas actualmente consideradas como costes de acceso (retribución del Operador del Sistema y coste de interrumpibilidad de los grandes consumidores), a efectos de eliminar de los peajes de acceso, aquellas partidas que son identificadas como costes de servicios del sistema. Cabe indicar que esta medida que permite mitigar el déficit tarifario, incrementa el coste de energía de los consumidores no interrumpibles. Con el objeto de que los precios regulados de los consumidores (pagos por capacidad y peajes de acceso) incluyan exclusivamente aquellos costes que deben repercutirse al sistema eléctrico esta Comisión se remite a las consideraciones realizadas, tanto en su informe 29/2009 (Informe sobre el mecanismo de restricciones por garantía de suministro) relativas a que el coste de este mecanismo no debería repercutirse a los consumidores eléctricos, como en su Informe 26/2011 (sobre la modificación de los pagos por capacidad) relativas a que no es necesaria, en la situación actual de exceso de capacidad de generación, la aplicación de pagos por disponibilidad e inversión establecidos en la Orden ITC/3127/2011. Cabe indicar que en la medida en que se minore la aportación del consumidor eléctrico a la financiación del programa de Restricciones de Garantía de Suministro, que por otra parte distorsiona la asignación eficiente del mercado de producción, y se limiten los pagos por capacidad superiores a los establecidos previamente a la

45

normativa vigente (por ejemplo eliminando transitoriamente el pago por disponibilidad y la reducción del incentivo a la inversión al nivel establecido en la Orden ITC 2794/2007, en tanto no se desarrolle la propuesta de metodología de pagos por capacidad), los precios regulados del consumidor sobre los pagos por capacidad podrían disminuir. Esta disminución de los precios regulados de pagos por capacidad permitiría, con un impacto neutro para el consumidor, incrementar progresivamente los peajes de acceso hasta su nivel de suficiencia a efectos de evitar la aparición de nuevos déficit. Adicionalmente a estas medidas propuestas, esta Comisión considera esencial que se cumpla la senda de financiación de la compensación extrapeninsular con cargo a PGE establecida en el RDL 6/2009 y eliminar permanentemente la financiación de dicho coste por el sistema eléctrico, todo ello teniendo en cuenta el escenario de liberalización del coste de generación eléctrico y que toda política distributiva de rentas debería efectuarse externamente al sistema eléctrico. Asimismo, se solicita la ejecución en 2012 de la Sentencia del Tribunal Supremo de 8 de abril de 2010 correspondiente al ejercicio 2009, relativa a la financiación con cargo a la tarifa eléctrica del Plan de Acción 2005-2007 de la Estrategia Energética (E4) y que a partir de 2013 el Plan de Acción sea financiado permanentemente de forma externa al sistema eléctrico y gasista. Todo ello con el objetivo de evitar déficit del sistema eléctrico y para eliminar partidas de costes que no deben recaer sobre el consumidor de electricidad. Respecto a la financiación del coste de las primas de régimen especial, se considera necesario que una parte de la financiación de las mismas se realice externamente a los peajes de acceso. En particular, y tal y como establece la Directiva 2009/29/CE, se considera que parte de los ingresos de las subastas de CO2 podría permitir financiar parcialmente los costes de las primas de régimen especial, todo ello teniendo en cuenta la relevante contribución directa de las energías renovables en el cumplimiento de la reducción de emisiones de CO2. A efectos informativos, en el cuadro inferior se resume en grandes partidas de costes, el impacto económico de las medidas propuestas de carácter urgente a corto plazo, estimadas a partir de un escenario base de previsión con una senda moderada de costes. Se observa que la suma de la aplicación conjunta de todas las medidas propuestas y suponiendo la aplicación del RDL 6/2009 respecto a la financiación de la compensación extrapeninsular con cargo a PGE, permitiría realizar un ajuste relevante para corregir el déficit estructural del sistema eléctrico tanto actual como futuro. Sin embargo, dichas medidas son insuficientes para eliminar el déficit.

46

Cuadro 12. Resumen agregado de la estimación del impacto económico de las medidas propuestas respecto al escenario base de previsión. Años: 2012-2016 (Millones de €)

Fuente: CNE Nota: Se incluyen en el cuadro únicamente los impactos económicos de las medidas sobre la compensación extrapeninsular, que suponen una reducción de los costes de acceso en 2012. Sombreado en gris, se incluye el impacto de dichas medidas a nivel global aunque no se incluya el impacto en los costes de acceso a partir de 2013 debido a según el RDL 6/2009, la compensación extrapeninsular será financiada con cargo a los PGE. 2 IMPACTO RESULTANTE EN LOS PEAJES DE ACCESO, DE LA APLICACIÓN DE

LAS MEDIDAS PROPUESTAS En el siguiente gráfico se muestran la minoración de los costes regulados en 2012 y en 2015 en el caso de incluir las medidas anteriormente expuestas, midiendo su impacto económico a partir de un escenario base de previsión. Como resultado de considerar todas las medidas propuestas, los costes regulados se reducen en 2.020 M€ y 3.802 M€ en los ejercicios 2012 y 2015, respectivamente (véase Gráfico 12).

2012 2013 2014 2015 2016

MEDIDAS regulatorias con impacto económico 774 1.528 2.141 2.564 2.987

1. Medidas sobre la retribución del transporte 56 160 262 370 479

2. Medidas sobre la retribución de la distribución 352 494 641 795 955

3. Medidas sobre la retribución del régimen especial 291 754 1.103 1.263 1.418

4. Medida sobres los costes de compensación extrapeninsular 23 0 0 0 0

5. Medidas sobre la financiación del déficit tarifario 49 115 131 131 131

6. Medidas sobre la retribución del la CNE 3 4 4 4 4

Traslado de costes de acceso al componente de energía 432 626 636 684 734

1. Servicio de interrumpibilidad de grandes consumidores 403 586 595 642 691

2. Retribución del Operador del Sistema 30 40 41 42 43

Medidas sobre los pagos por capacidad 505 347 350 104 80

1. Reducción del pago de restricciones por garantía de 

suministro171 220 228 0 0

2. Eliminación del pago por disponibilidad 334 127 122 104 80

Otras medidas 309 450 450 450 450

1. Ejecución Sentencias del Tribunal Supremo (E4) 309 0 0 0 0

2. Subastas CO2 0 450 450 450 450

Medidas con impacto económico, traslado de costes y 

pagos por capacidad2.020 2.951 3.577 3.802 4.251

1. Medidas regulatorias con impacto económico 774 1.528 2.141 2.564 2.987

2. Traslado de costes al componente de energía 432 626 636 684 734

3. Medidas sobre Pagos por capacidad 505 347 350 104 80

4. Otras medidas 309 450 450 450 450

47

Gráfico 12. Costes regulados afectados por la introducción de la totalidad de las medidas propuestas. Años 2012 y 2015

Fuente: CNE

Como resultado de la suma de la aplicación urgente de todas las medidas propuestas a corto plazo se obtendría una disminución significativa del déficit del sistema actual y futuro. Sin embargo, dichas medidas son insuficientes para eliminar el déficit, tal y como puede comprobarse en el Cuadro 13 siguiente. Cuadro 13. Evolución de déficit anual del ejercicio y del déficit acumulado en el escenario base antes

y después de todas las medidas propuestas. No se aplican incrementos en los peajes de acceso durante todo el ejercicio. Años 2012-2016. Millones de €

Fuente: CNE

En el siguiente gráfico se muestra para el año 2012, la diferencia entre el coste medio de acceso y el ingreso medio de acceso (que es lo que explica que exista déficit tarifario), teniendo en cuenta los diferentes grupos de medidas propuestas. Según el escenario base de estimación, para obtener la suficiencia de ingresos (aceptando el límite legal permitido de 1.500 M€ para dicho ejercicio y teniendo en cuenta que el incremento de peajes aplicaría en cualquier caso a partir del 1 de abril de 2012), los peajes resultantes en 2012 aumentarían un 35,5%. Bajo el mismo escenario de previsión, si se incluyeran todas las medidas propuestas, el incremento necesario para que los peajes fueran suficientes en 2012 ascendería al 15,1%.

18.783 

16.763 

20.167 

16.365 

0 

5.000 

10.000 

15.000 

20.000 

25.000 

Situación sin medidas

Situación tras medidas

Situación sin medidas

Situación tras medidas

2012 2015

Millones €

2012 (1) 2013 2014 2015 2016

Situación actual

Déficit anual (M€) ‐3.511 ‐4.817 ‐6.065 ‐5.952 ‐5.903

Déficit acumulado (M€) ‐3.511 ‐8.328 ‐14.393 ‐20.345 ‐26.248

Situación tras medidas

Déficit anual (M€) ‐1.490 ‐1.318 ‐1.677 ‐1.351 ‐1.003

Déficit acumulado (M€) ‐1.490 ‐2.809 ‐4.485 ‐5.836 ‐6.839

48

Gráfico 13. Incrementos necesarios en los peajes de acceso de 2012 que resultarían de la incorporación acumulada de las medidas propuestas para evitar generar déficit en el ejercicio por encima del establecido en el RDL 6/2010. Año 2012

Fuente: CNE

Los peajes de acceso deberían converger a un nivel progresivo de suficiencia a medio plazo donde cubran los costes de acceso que realmente deben recaer sobre el consumidor eléctrico, previa eliminación de todas las ineficiencias en la regulación de las actividades y costes regulados y de todas aquellas partidas de coste que deberían excluirse de los peajes de acceso según las medidas propuestas por esta Comisión. Cabe destacar que, los aumentos que progresivamente deberán aplicarse sobre los peajes de acceso deberían contrarrestarse parcialmente con disminuciones en los precios regulados de pagos de capacidad que pagan actualmente los consumidores (dichos precios son superiores a los costes que financian. Adicionalmente, el pago de las Restricciones por Garantía de Suministro debería desaparecer totalmente a partir de 2014). En el Gráfico 14 se muestra, según un escenario de previsión 2012-2016, la senda de variación de los peajes de acceso que llevaría a que éstos fueran suficientes en cada ejercicio tarifario, como resultado de la introducción de distintas medidas propuestas. En todos los casos, se observa que los ajustes necesarios en los peajes del ejercicio 2012 son significativos (en el caso de introducir todas las medidas propuestas un 15,1%), teniendo en cuenta que el aumento en los peajes para lograr la suficiencia de ingresos aplicaría a partir del 1 de abril. Estos aumentos exigidos en los peajes para que el ejercicio 2012 fuera suficiente, darían lugar a reducciones en los peajes de 2013 en todos los escenarios de previsión analizados, con la excepción del escenario en que no se contemplara ninguna medida de las propuestas, en cuyo caso sería necesario un aumento del 0,6% en los peajes para lograr la suficiencia.

‐

10,00   

20,00   

30,00   

40,00   

50,00   

60,00   

70,00   

80,00   

Situación sin medidas

Medidas regulatorias

Traslado de costes

Subastas CO2 Ejecución sentencia TS 

(E4)

Medidas Pagos 

capacidad

Coste medio Ingreso medio

35,5% 27,7% 23,3% 23,3% 20,2% 15,1%

49

Gráfico 14. Senda de variación (%) de los peajes de acceso para lograr la suficiencia en cada ejercicio como resultado de incorporar sucesivamente las medidas propuestas. Años 2012-2016

Fuente: CNE

Cabe indicar que una partida relevante de los costes que transitoriamente, en tanto los peajes no sean suficientes, recaen sobre los consumidores, son los desajustes temporales de ingresos. Dicho desajuste se genera porque el déficit en las liquidaciones de actividades reguladas supera el límite legal permitido para el déficit (1.500 M€ para 2012 y cero a partir de 2013). Si bien hasta ahora los desajustes temporales no han sido incorporados en los peajes de acceso, tal y como establece la normativa vigente (como mayores costes de acceso a trasladar en los peajes), sino como nuevos déficit reconocidos titulizables a través de FADE, la sostenibilidad financiera del sistema eléctrico es incompatible con un reconocimiento paulatino de déficit titulizable. En definitiva, la financiación de los desajustes temporales induce a incrementos en los peajes de acceso superiores a los necesarios para alcanzar el nivel de suficiencia a medio plazo. La incorporación total de dichos desajustes en los peajes de cada ejercicio en el que se produzca implica el aumento de dichos precios a un nivel superior al de suficiencia a medio plazo, para posteriormente reducirlos. A efectos de mitigar dicho impacto en los peajes de acceso de los consumidores, se considera necesario ajustar progresivamente los pagos por capacidad (a la baja) y los peajes de acceso (al alza). En el siguiente cuadro se muestra, según el escenario base de previsión, la evolución del desajuste temporal generado en cada ejercicio aún después de incluir las medidas propuestas e incrementar un 2% anual los peajes de acceso. En todos estos cálculos se supone que la compensación extrapeninsular es financiada según establece el RDL 6/2009 (con cargo a los PGE 1.420 M€ estimados en 2012 y 1.928 M€ estimados en 2013). En otro caso, el desajuste temporal estimado para el sistema eléctrico será superior, en los términos que se incorpore su financiación con cargo a los peajes. Cabe indicar que la aplicación de todas las medidas y el aumento anual del 2% de los peajes, arroja un desajuste temporal estimado en 2012 de 1.293 M€, 1.330 en 2013, 1.664 M€ en 2014, 1.016 M€ en 2015 y se reduce a 193 M€ en 2016. En el Gráfico 15 se observa la senda de convergencia entre el ingreso y el coste medio de acceso

‐10,0%

‐5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

35,0%

40,0%

2012 2013 2014 2015 2016

Situación actual Medidas regulatorias

Traslado de costes Subastas CO2

Ejecución sentencia TS (E4) Medidas Pagos capacidad

50

Cuadro 14. Desajuste del ejercicio considerando un aumento de los peajes, en términos anuales, del 2% y la incorporación acumulativa de las medidas propuestas. Millones de €. Años 2012-2016

Fuente: CNE Nota: Se supone que la compensación extrapeninsular es financiada según establece el RDL 6/2009 Gráfico 15. Coste e ingreso medio de acceso considerando un aumento anual del 2% en los peajes de acceso y

la incorporación de todas las medidas propuestas. Años 2012-2016

Fuente: CNE (1)Incluye el saldo de pagos por capacidad (2)Se supone que la compensación extrapeninsular es financiada según establece el RDL 6/2009

Alternativamente, en caso de considerar un incremento de peajes de acceso, en términos anuales, del 3% en todo el periodo, y de aplicar todas las medidas propuestas, el desajuste en 2012 podría ascender a 1.194 M€ y se eliminaría en 2016, según el escenario de previsión considerado (véase Cuadro 15). En el gráfico véase Gráfico 16 se observa la posible convergencia de los ingresos y costes medios de acceso en este caso.

Desajuste del ejercicio 2012 2013 2014 2015 2016

Situación actual ‐3.313 ‐4.215 ‐5.240 ‐4.818 ‐4.444

Medidas regulatorias ‐2.686 ‐2.753 ‐3.100 ‐2.255 ‐1.457

Traslado de costes ‐2.041 ‐2.127 ‐2.464 ‐1.570 ‐723

Subastas CO2 ‐2.254 ‐1.677 ‐2.014 ‐1.120 ‐273

Ejecución sentencia TS (E4) ‐1.945 ‐1.677 ‐2.014 ‐1.120 ‐273

Medidas Pagos capacidad ‐1.293 ‐1.330 ‐1.664 ‐1.016 ‐193

50,00

52,00

54,00

56,00

58,00

60,00

62,00

64,00

66,00

68,00

70,00

2012 2013 2014 2015 2016

€/M

Wh

Coste medio de acceso Ingreso medio de acceso (1)

51

Cuadro 15. Desajuste del ejercicio considerando un aumento de los peajes, en términos anuales, del 3% y la incorporación sucesiva de las medidas propuestas. Millones de €. Años 2012-2016

Fuente: CNE Se supone que la compensación extrapeninsular es financiada según establece el RDL 6/2009 Gráfico 16. Coste e ingreso medio de acceso considerando un aumento anual del 3% en los peajes de acceso y

la incorporación de todas las medidas propuestas. Años 2012-2016

Fuente: CNE

(1) Incluye el saldo de pagos por capacidad Nota: Se supone que la compensación extrapeninsular es financiada según establece el RDL 6/2009

En resumen, la incorporación de todas las medidas propuestas y el aumento de los peajes de acceso en torno al 2% ó 3% anual, permitiría alcanzar, según el escenario base de previsión analizado, la convergencia entre ingresos y costes de acceso, entre 2015 y 2016, siempre que los desajustes no fueran incorporados como un mayor coste con cargo a los peajes en el ejercicio siguiente. En consecuencia, los peajes deberían ajustarse de forma progresiva hasta alcanzar su nivel de suficiencia a medio plazo, si bien debería contemplarse un mecanismo de financiación, externo a los peajes de acceso, para los desajustes temporales que se produzcan transitoriamente, hasta que los peajes alcancen el nivel de suficiencia a medio plazo.

Desajuste del ejercicio 2012 2013 2014 2015 2016

Situación actual ‐3.214 ‐4.009 ‐4.815 ‐4.226 ‐3.670

Medidas regulatorias ‐2.341 ‐2.481 ‐2.675 ‐1.663 ‐683

Traslado de costes ‐2.008 ‐1.854 ‐2.039 ‐978 51

Subastas CO2 ‐2.008 ‐1.404 ‐1.589 ‐528 501

Ejecución sentencia TS (E4) ‐1.699 ‐1.404 ‐1.589 ‐528 501

Medidas Pagos capacidad ‐1.194 ‐1.057 ‐1.239 ‐424 581

50,00

52,00

54,00

56,00

58,00

60,00

62,00

64,00

66,00

68,00

70,00

2012 2013 2014 2015 2016

€/M

Wh 

Coste medio de acceso Ingreso medio de acceso (1)

52

2.1 POSIBLES MEDIDAS PARA FINANCIAR EL DESAJUSTE TEMPORAL La financiación del desajuste temporal en los términos establecidos en el Real Decreto-Ley 6/2010 (esto es, su incorporación en la revisión de los peajes de acceso, como mayor coste de acceso en el ejercicio siguiente) conlleva variaciones artificiales en los peajes de acceso, dando lugar a mayores aumentos de peajes en los ejercicios en que se incorporan y reducciones en el ejercicio posterior a su incorporación. A efectos de lograr una senda de ajuste progresivo y estable en los peajes, se hace necesaria la introducción de medidas adicionales que permitan la financiación del desajuste temporal externamente a los peajes de acceso. Una posible medida para mitigar el impacto del desajuste temporal del sistema eléctrico consistiría en laminar la senda temporal de las primas que recibirán las centrales solares termoeléctricas inscritas en el registro de preasignación, pero sin acta definitiva de puesta en servicio, debido a que es la tecnología con mayor grado de penetración en el medio plazo y mayor comprometido. Dicha medida podría suavizar la evolución temporal de la senda de retribución que percibirían estas instalaciones de forma que en el contexto actual de déficit de tarifa, el incremento de costes que supone para el sistema la entrada en funcionamiento de estas centrales en los próximos años sea menor, obteniendo los propietarios de estas instalaciones unos mayores ingresos en el futuro. El criterio de determinación de la senda retributiva alternativa, sería la equivalencia entre sendas retributivas en valor actual (valor descontado de los flujos de caja de los proyectos). Para un mayor detalle de descripción de la medida y de los escenarios estimados, véase Anexo 5. A efectos de ilustrar la medida indicada y realizar una estimación inicial del alcance económico de la misma se incluye uno de los posibles escenarios de laminación35 en los siguientes gráficos. La opción de aplazar el pago de primas a la tecnología termosolar permitiría, reducir progresivamente, el desajuste resultante de dicha medida a corto plazo (2013-2016), tal y como se observa en los siguientes gráficos y cuadros.

35 Se supone que la prima en 2013 es un 30% de la prima vigente (escenario base), la prima en 2014 es un 40% de la del escenario base, en 2015 la prima se situaría en un 50% de la prima en el escenario base para ese año, en 2016 las primas serían un 60% y en el año 2017 y posteriores la prima bajo el esquema alternativo sería un 110% de la prima del escenario base.

53

Gráfico 17. Coste e ingreso medio de acceso considerando un aumento del 2% en los peajes de acceso, la incorporación de todas las medidas propuestas y la laminación de las primas a la tecnología termosolar. Años

2012-2016

Fuente: CNE (1) Incluye el saldo de los pagos por capacidad

Cuadro 16. Desajuste del ejercicio considerando un aumento de los peajes, en términos anuales, del 2% y, además de todas las medidas propuestas, la laminación de las primas a la tecnología termosolar. Millones de €.

Años 2012-2016

Fuente: CNE Nota: Se supone que la compensación extrapeninsular es financiada según establece el RDL 6/2009

50,00

52,00

54,00

56,00

58,00

60,00

62,00

64,00

66,00

68,00

70,00

2012 2013 2014 2015 2016

€/M

Wh

Coste medio de acceso medidas propuestas

Coste medio de acceso medidas propuesta y aplazamiento  termosolar

Ingreso medio acceso (1)

Aplazamiento termosolar 2012 2013 2014 2015 2016

Déficit aplazamiento primas termosolar ‐1.293 ‐782 ‐852 ‐217 456

54

Gráfico 18. Coste e ingreso medio de acceso considerando un aumento del 3% en los peajes de acceso y la

incorporación de todas las medidas propuestas y la laminación de las primas a la tecnología termosolar. Años: 2012-2016

Fuente: CNE (1) Incluye el saldo de los pagos por capacidad

Cuadro 17. Desajuste del ejercicio considerando un aumento de los peajes, en términos anuales, del 3% y, además de todas las medidas propuestas, la laminación de las primas de la tecnología termosolar. Millones de

€. Años 2012-2016

Fuente: CNE Nota: Se supone que la compensación extrapeninsular es financiada según establece el RDL 6/2009 En resumen, con la aplicación de todas las medidas propuestas incluyendo la laminación de la prima de la tecnología termosolar (de instalaciones en el registro de preasignación y sin acta definitiva de puesta en servicio) y con un aumento del 3% anual en los peajes que permitiera converger al nivel de suficiencia en 2015, se eliminaría el problema del déficit estructural a medio plazo, si bien se registrarán desajustes temporales hasta llegar al nivel de suficiencia de los peajes, cuya financiación debería obtenerse externamente al sistema eléctrico a efectos de no reconocer una nueva de senda de déficit legal permitido y de evitar la financiación de dichos desajustes transitorios con cargo al consumidor. En el siguiente cuadro se muestra, el impacto del ajuste en los peajes de acceso, sobre el déficit tarifario anual (por encima del límite legal permitido), antes y después de aplicar todas las medidas propuestas, incluyendo el aplazamiento del pago de las primas a las instalaciones termosolares en el registro de preasignación sin acta definitiva de puesta en servicio. No se considera la financiación externa del déficit tarifario anual por cuenta de los peajes de acceso.

50,00

52,00

54,00

56,00

58,00

60,00

62,00

64,00

66,00

68,00

70,00

2012 2013 2014 2015 2016

€/M

Wh

Coste medio de acceso medidas propuestas

Coste medido de acceso medidas propuestas y aplazamiento  termosolar

Ingreso medio de acceso (1)

Aplazamiento termosolar 2012 2013 2014 2015 2016

Déficit aplazamiento primas termosolar ‐1.194 ‐509 ‐427 375 1.230

55

Cuadro 18. Variaciones anuales de peajes (%) y déficit generado anualmente (no financiado con cargo a peajes), sin incluir las medidas propuestas y adoptando todas las medidas propuestas, incluyendo un escenario de modificación de la senda temporal de las primas a recibir por las

centrales solares termoeléctricas inscritas en el registro de preasignación pero sin acta definitiva de puesta en servicio. Escenario de previsión 2012-2016

Fuente: CNE (1) En 2012 el aumento de peajes se aplica desde el 1 de abril.

2012 (1) 2013 2014 2015 2016

ESCENARIO BASE +  peajes constante del 2%

Variación de peajes  2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0%

Déficit anual (M€) ‐3.313 ‐4.281 ‐5.240 ‐4.818 ‐4.444

Déficit acumulado (M€) ‐3.313 ‐7.594 ‐12.834 ‐17.652 ‐22.096

ESCENARIO BASE +  peajes constante del 3%

Variación de peajes  3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0%

Déficit anual (M€) ‐3.214 ‐4.009 ‐4.815 ‐4.226 ‐3.670

Déficit acumulado (M€) ‐3.214 ‐7.222 ‐12.038 ‐16.264 ‐19.934

ESCENARIO BASE +  peajes constante del 4%

Variación de peajes  4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0%

Déficit anual (M€) ‐3.115 ‐3.734 ‐4.382 ‐3.617 ‐2.865

Déficit acumulado (M€) ‐3.115 ‐6.849 ‐11.231 ‐14.848 ‐17.713

ESCENARIO BASE +  peajes constante para déficit 0 en 2015

Variación de peajes  10,0% 10,0% 10,0% 10,0% ‐0,8%

Déficit anual (M€) ‐2.766 ‐2.383 ‐1.993 0 0

Déficit acumulado (M€) ‐2.766 ‐5.149 ‐7.142 ‐7.142 ‐7.142

ESCENARIO BASE +  peajes para equilibrio en cada ejercicio

Variación de peajes  35,5% 0,6% 6,4% ‐1,2% ‐0,8%

Déficit anual (M€) 0 0 0 0 0

Déficit acumulado (M€) 0 0 0 0 0

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar

Variación de peajes igual al IPC previsto 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% ‐1,0%

Déficit anual (M€) ‐1.293 ‐782 ‐852 ‐217 0

Déficit acumulado (M€) ‐1.293 ‐2.074 ‐2.926 ‐3.143 ‐3.143

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar +  peajes constante del 3%

Variación de peajes igual al IPC previsto 3,0% 3,0% 3,0% 0,5% ‐2,4%

Déficit anual (M€) ‐1.194 ‐509 ‐427 0 0

Déficit acumulado (M€) ‐1.194 ‐1.703 ‐2.130 ‐2.130 ‐2.130

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar +  peajes constante del 4%

Variación de peajes igual al IPC previsto 4,0% 4,0% 4,0% ‐2,3% ‐2,4%

Déficit anual (M€) ‐1.095 ‐235 0 0 0

Déficit acumulado (M€) ‐1.095 ‐1.330 ‐1.330 ‐1.330 ‐1.330

Variación de peajes  2,4% 2,4% 2,4% 2,4% ‐2,4%

Déficit anual (M€) ‐1.256 ‐681 ‐695 0 0

Déficit acumulado (M€) ‐1.256 ‐1.937 ‐2.632 ‐2.632 ‐2.632

Variación de peajes  15,1% ‐4,5% 2,3% ‐2,3% ‐2,4%

Déficit anual (M€) 0 0 0 0 0

Déficit acumulado (M€) 0 0 0 0 0

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar +  peajes constante para déficit 0 en 2015

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar +  peajes necesario para equilibrio en cada ejercicio

56

Según el escenario de previsión 2012-2016, en ausencia de aplicación de las medidas regulatorias propuestas por la CNE, serían necesarios incrementos significativos en los peajes para evitar que el déficit anual a financiar (se supone externamente a los peajes de acceso) fuera asumible: En particular,

a. Con un incremento nominal de los peajes de acceso del 2% (mantenimiento de los peajes

en términos reales, según la inflación prevista), en cada año hasta 2016, el déficit seguiría incrementándose, superando, en términos acumulados, los 22.000 M€ en 2016. En este contexto, incrementos anuales en los peajes de acceso del 3% y del 4% en términos nominales, no contribuirían a mitigar de manera significativa el crecimiento del déficit.

b. Si se contemplara una senda de incrementos de peajes para alcanzar un déficit nulo en

2015, sería necesario un aumento anual de los peajes, en términos nominales, del 10% entre 2012 y 2015. Sin embargo, esta senda sería difícilmente sostenible para los consumidores y, además, dejaría un déficit acumulado pendiente de financiación en torno a 7.142 M€, debido a que no se incluye en las subidas de peajes.

c. La imposición de incrementos anuales de peajes para garantizar que, en cada año, a

partir de 2012, el déficit sea nulo, implicaría un aumento de los peajes en términos nominales, del 35,5% en 2012 (suponiendo el límite legal permitido de déficit de 1.500 M€), del 0,6% en 2013 y del 6,4% en 2014, lo que sería insostenible para los consumidores.

Por el contrario, si se introdujeran las medidas regulatorias de corto plazo indicadas anteriormente, incluyendo la modificación de la senda temporal de las primas a recibir por las centrales solares termoeléctricas inscritas en el registro de preasignación pero sin acta definitiva de puesta en servicio, los ajustes necesarios en los peajes para lograr la convergencia con los costes de acceso en el medio plazo, serían inferiores y los déficit registrados anualmente (pendientes de financiación externa a los peajes) se reducirían. En este sentido,

a. Un incremento anual de los peajes en términos nominales del 2% hasta 2015 permitiría

alcanzar la suficiencia de los peajes en 2016. El déficit acumulado en los cuatro primeros años (2012-2015) pendiente de financiación ascendería a 3.143 M€ Por su parte, si el aumento anual de los peajes en términos nominales ascendiera al 3% o al 4%, la suficiencia de los peajes se podría alcanzar en 2015 o 2014, si bien el déficit acumulado ascendería a 2.130 M€ en 2014 y 1.330 M€ en 2013, respectivamente. Se observa que, con el incremento anual en términos nominales del 4% hasta 2014, los peajes en 2015 y 2016 deberían reducirse por encima del 2%, debido a que los incrementos acumulados en los peajes han sido superiores a los necesarios para alcanzar el nivel de convergencia con los costes de acceso.

b. La determinación de una senda de peajes para alcanzar un déficit nulo en 2015 conllevaría un incremento anual de los peajes en términos nominales del 2,4% entre 2012 y 2015. El déficit acumulado hasta 2014, pendiente de financiación, ascendería a 2.632 M€.

c. La imposición de incrementos anuales de peajes para garantizar que, en cada año, a partir de

2012, el déficit sea nulo, y no acumular déficit, implicaría un aumento de los peajes en términos nominales del 15,1% en 2012 (suponiendo el límite legal permitido de déficit para 2012 de 1.500 M€), una caída del 4,5% en 2013, un aumento del 2,3% en 2014 y 2015. Este escenario sería difícilmente sostenible para los consumidores.

57

La combinación de medidas regulatorias correctoras, incluyendo la laminación de las primas a las centrales solares termoeléctricas, y un incremento de peajes del 3% anual hasta 2014, permitiría alcanzar la suficiencia de los peajes en 2015, arrastrando un déficit acumulado hasta 2014, pendiente de financiación de 2.130 M€. En este escenario el problema de déficit estructural quedaría resuelto en 2014, siempre que se buscara financiación para el desajuste de los ejercicios 2012 (1.194 M€), 2013 (509 M€) y 2014 (427 M€), externamente a los peajes de acceso. Alternativamente, dependiendo del desajuste temporal final resultante de la aplicación de las diferentes medidas, su financiación a través de los peajes futuros de los consumidores, supondrá un aumento de las anualidades futuras (a 15 años). Cabe indicar que los análisis realizados se basan en el supuesto de que la compensación extrapeninsular será financiada con cargo a los PGE según el RDL 6/2009. El caso de que dicha senda fuera interrumpida, tal y como ha sucedido en 2010 y 2011, y los peajes de acceso deban financiar dicha partida (excepto 256,4 M€ anuales), el importe de los desajustes temporales a financiar sería muy superior, a pesar de la aplicación de las medidas propuestas, tal y como muestra el siguiente cuadro. Cuadro 19. Impacto en los peajes (%) y en el déficit anual en el caso de aplicar todas las medidas propuestas en el Informe, considerando el pago de la compensación extrapeninsular con cargo a los peajes de acceso. Escenario de previsión 2012-2016

Fuente: CNE Nota: Se ha considerado que el aumento de peajes aplica desde el 1 de abril de 2012

2012 (1) 2013 2014 2015 2016

Variación de peajes 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0%

Déficit anual (M€) ‐2.838 ‐2.360 ‐2.455 ‐1.776 ‐1.057

Déficit acumulado (M€) ‐2.838 ‐5.198 ‐7.653 ‐9.429 ‐10.487

Variación de peajes 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0%

Déficit anual (M€) ‐2.739 ‐2.088 ‐2.030 ‐1.184 ‐283

Déficit acumulado (M€) ‐2.739 ‐4.827 ‐6.857 ‐8.041 ‐8.325

Variación de peajes 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 0,8%

Déficit anual (M€) ‐2.640 ‐1.813 ‐1.597 ‐574 0

Déficit acumulado (M€) ‐2.640 ‐4.453 ‐6.050 ‐6.625 ‐6.625

Variación de peajes 4,9% 4,9% 4,9% 4,9% ‐2,7%

Déficit anual (M€) ‐2.550 ‐1.559 ‐1.193 0 0

Déficit acumulado (M€) ‐2.550 ‐4.108 ‐5.301 ‐5.301 ‐5.301

Variación de peajes  30,7% ‐6,8% 2,1% ‐2,6% ‐2,7%

Déficit anual (M€) 0 0 0 0 0

Déficit acumulado (M€) 0 0 0 0 0

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar + Compensación Extrapeninsular 

+  peajes constante del 3%

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar + Compensación Extrapeninsular 

+  peajes constante del 2%

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar + Compensación Extrapeninsular 

+  peajes constante del 4%

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar + Compensación Extrapeninsular 

+  peajes constante para déficit 0 en 2015

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar + Compensación Extrapeninsular 

+  peajes necesario para equilibrio en cada ejercicio

58

En el cuadro anterior, se observa que en el caso de que se incluya el coste de la compensación extrapeninsular con cargo a los peajes de acceso (en lugar de seguir la senda de financiación con cargo a los PGE establecida en el RDL 6/2009), e introduciendo todas las medidas regulatorias del Informe, sería necesario un esfuerzo superior en los peajes de acceso para alcanzar la senda de convergencia de los costes de acceso en 2015 (4,9% anual en términos nominales) y no generar más déficit a partir de entonces. El volumen de déficit acumulado pendiente de financiación externamente a los peajes de acceso ascendería a 5.301 M€. Un incremento anual del 4% de los peajes de acceso en términos nominales llevaría a acumular un déficit pendiente de financiación de 6.625 M€ en 2015. Teniendo en cuenta que será necesario obtener financiación anual de los desajustes temporales, a partir de las respuestas recibidas de distintos agentes en el proceso de consulta pública realizada por esta Comisión y a efectos meramente informativos, debido a que excede del análisis regulatorio, en el Anexo 7 se recoge un conjunto de opciones recaudatorias aplicadas en distintos países de la Unión Europea que en su caso podrían ser aplicadas con carácter transitorio, teniendo en cuenta, entre otros aspectos, sus efectos sobre los precios finales de los consumidores. Se analizan las ventajas e inconvenientes de su aplicación y su impacto en el caso de su aplicación en España. Las figuras tributarias europeas consisten en:

Impuestos sobre la generación hidráulica y nuclear; Impuestos de carácter medioambiental sobre emisiones de CO2 y productos energéticos. Impuesto sobre sociedades que desarrollan actividades energéticas

Adicionalmente, en el Anexo 5 teniendo en cuenta la necesidad de disponer de medidas para mitigar el déficit, se añade el análisis de determinadas medidas recogidas del proceso de consulta pública por su importancia cuantitativa en términos de afectación del déficit a medio plazo. En particular, se analiza como propuesta alternativa a la “armonización de la prima de la tecnología solar termoeléctrica con respecto a su tarifa regulada”, la posibilidad de ofrecer voluntariamente a los promotores de instalaciones termoeléctricas inscritas en el registro de preasignación correspondiente a las Fases 2, 3 y 4 que aún no tienen acta definitiva de puesta en marcha, una compensación económica que reconocería de forma anticipada, total o parcial, sus costes de inversión estimados (incluida una rentabilidad razonable) a cambio de renunciar al régimen retributivo primado de su producción. Por último, esta Comisión considera necesario que se determinen claramente los costes que deben incluirse de forma estable en los peajes de acceso y aquellos otros (compensación extrapeninsular, régimen especial, etc.) que deben financiarse externamente o conjuntamente a otras fuentes de financiación externas a los peajes de acceso. Adicionalmente, en términos de la Directiva 72/2009/CE, se considera que la CNE debe establecer la metodología de retribución de las actividades reguladas y la metodología de asignación de los costes para determinar los peajes de acceso, los pagos por capacidad, así como los precios de los operadores de mercado y del sistema, que deben pagar los agentes de forma suficiente. 3 IMPACTO DE APLICACIÓN DE LAS MEDIDAS ENTRE AGENTES-

CONSUMIDORES.

A continuación se analiza el impacto de las medidas propuestas a corto plazo, entre los distintos agentes a las que van dirigidas, específicamente en términos de la afección de sus ingresos anuales en 2012 y 2015. Respecto a la retribución del transportista, en particular las medidas a corto plazo sobre la retribución del transporte aplicadas en 2012 supondrían el 3,5% del ahorro en costes de las medidas aplicadas en las actividades reguladas según el escenario base de previsión. La

59

aplicación de dichas medidas supondría el 3,3% de la retribución establecida para [CONFIDENCIAL] en 2012 ([CONFIDENCIAL]) y el 8,1% de la retribución esperada en 2015. Adicionalmente, otras medidas del transporte como el aplazamiento de las inversiones podrían suponer la reducción del 8,9% de los costes de la retribución del transporte en 2015. Respecto a la retribución de las distribuidoras de más de 100.000 clientes, las medidas sobre la retribución de la distribución sumarían el 22,2% del total de ahorros estimados de aplicar todas las medidas propuestas para 2012. En términos del coste de la distribución la aplicación de dichas medidas supondría desde el 6,4% de la retribución de la distribución en 2012 ([CONFIDENCIAL]) hasta alcanzar el 12,7% de la retribución estimada en 2015. No se ha incluido el impacto sobre la retribución de los distribuidores de los 65 M€ relativos a los incentivos de calidad y pérdidas y que no se reconocerían en 2012. Las medidas aplicadas a corto plazo sobre el régimen especial afectaría al 4% de la retribución de las primas previstas en 2012 (el 2,5% de los ingresos previstos por la generación de régimen especial peninsular en 2011), si bien en 2015 supondrían el 13,4% de la retribución esperada de las primas de régimen especial La normativa de desarrollo aplicable a la producción en régimen especial aprobada en 2010 estableció una serie de límites específicos a las horas objeto de retribución primada de las tecnologías fotovoltaica, solar termoeléctrica y eólica, así como la reducción de las primas para determinadas instalaciones eólicas y la obligación de permanecer durante su primer año de vida en régimen de tarifa regulada para la solar termoeléctrica. Por otra parte, todas las tecnologías del régimen especial (al igual que del ordinario) se vieron afectadas por un nuevo peaje de acceso aplicable a la generación. Estas medidas tuvieron efecto desde 2011. El impacto económico anual de este conjunto de medidas para las instalaciones de producción en régimen especial existentes asciende a más de 650 M€, de los cuales casi 500 M€ corresponden a la limitación de horas impuesta a la tecnología fotovoltaica. Por otra parte, en 2012, si se adoptaran las medidas propuestas, la producción en régimen especial tendría una menor retribución en unos 291 M€, que sumados a los más de 650 M€ correspondientes a las medidas ya adoptadas, alcanzarían casi los 1.000 M€, lo cual supone más del 13% de la retribución inicialmente prevista para ese año, lo que equivale a un 8% de sus ingresos totales36 estimados para 2011. Por lo que respecta al impacto de la aplicación de las medidas sobre la compensación extrapeninsular, las medidas propuestas en 2012 supondrían una reducción de la retribución de [CONFIDENCIAL] de 91 M€, un 4,8% de la compensación inicialmente prevista ([CONFIDENCIAL]). La revisión de la tasa de la CNE supondría una reducción de la financiación con cargo a peajes de acceso del 11% en 2012 y del 15,7% anual en términos globales de ingresos. Respecto a las instalaciones termoeléctricas en registro de preasignación, sin acta de puesta en servicio, en el caso de realizar una laminación en el pago de la prima a las tecnologías termosolares, el impacto de dicha medida dependiendo del escenario de laminación, sería nulo en 2012 y supondría el 12,8% de la retribución total de primas de régimen especial en 2015. Dicha medida no tiene un impacto financiero sobre estos proyectos, debido a que en la determinación de la senda retributiva se ha tenido la equivalencia de los flujos de caja en términos de valor actual.

36 Incluye el coste de la energía y las primas de régimen especial.

60

Cuadro 20. Afectación de las medidas propuestas sobre los distintos agentes

Fuente: CNE (1) Impacto del ahorro de las medidas propuestas sobre la compensación extrapeninsular total (2) Impacto sobre la prima equivalente total del ejercicio 2015 Respecto a los generadores de régimen ordinario, la aplicación de las medidas sobre el pago por capacidad y RGS, supondría un 2,88% del importe neto de la cifra de negocio los principales grupos de generación en régimen ordinario37 en 2010.

Cuadro 21. Afectación de los generadores en Régimen Ordinario

Fuente: CNE

Respecto a la aportación de las empresas financiadoras del desajuste a la financiación de la deuda pendiente de cesión, dicha medida permitiría disminuir el coste de la anualidad incluido en los peajes de acceso un 2,2% en 2012 y un 5,4% en 2015. Sin embargo, dicha medida que supone un ahorro para el consumidor sólo será un coste para las empresas en la medida en que la cesión conlleve un coste financiero para la empresa. En cualquier caso emitirán a un tipo inferior al actual de FADE. Los ingresos de 2010 de los principales grupos consolidados ascendió a 41.099 M€ por la actividad en España y 18 M€ el posible coste anual de dicha medida para un diferencial de 100 puntos básicos, respecto a la financiación reconocida a las empresas. Los Presupuestos Generales del Estado financiarían de acuerdo con el RDL 6/2009 la compensación extrapeninsular (75% en 2012 y 100% a partir de 2013). De forma indirecta de acuerdo con la Directiva 2009/29/CE ingresos para financiar una parte de la prima de régimen

37 [CONFIDENCIAL].

2012(M€)

% sobre componente

coste

2015(M€)

% sobre componente

coste

Impacto sobre los agentes [CONFIDENCIAL] 1.588 3.467

1. Medidas sobre la retribución del transporte 56 3,3% 370 17,1%

Medidas regulatorias 56 3,3% 175 8,1%

Aplazamiento de inversiones 0 0,0% 193 8,9%

2. Medidas sobre la retribución de la distribución 352 6,4% 795 12,7%

3. Medidas sobre la retribución del régimen 

especial291 4,0% 1.263 13,4%

4. Medida sobres los costes de compensación 

extrapeninsular (1)91 6,4% 99 5,2%

5. Medidas sobre la retribución del la CNE

6. Otras medidas

Ejecución Sentencias del Tribunal Supremo 309 0

7. Laminación termosolar (2) 0 799 12,8%

2012(M€)

2015(M€)

Impacto sobre los generadores R.O. 505 104

Reducir del coste del mecanismo de resolución de 

restricciones por garantía de suministro171 0

Derogación de la Orden ITC/3127/2011 334 104

61

especial, por la contribución de ingresos de la subasta de CO2 que irían destinados a financiar las primas de energías renovables,. En total (compensación extrapeninsular a través de Presupuestos Generales del Estado más ingresos por subastas de derechos de CO2) se aportaría 1.351 M€ en 2012 y 2.265 M€ en 2015.

Cuadro 22. Afectación en los ingresos de las Administraciones Públicas

Fuente: CNE

Finalmente, se ha calculado el impacto de las medidas propuestas para el consumidor de electricidad.

Cuadro 23. Afectación por el desplazamiento de costes al componente de energía sobre los consumidores

Fuente: CNE (1) A partir de la temporada noviembre de 2012 se propone una retribución máxima por el servicio de interrumpibilidad de 450 M€. A continuación, se analiza dicho impacto tanto para el consumidor no interrumpible, y específicamente para el consumidor acogido a Tarifa de Ultimo Recurso, como para el consumidor interrumpible. El consumidor de electricidad no interrumpible obtendría un incremento en el coste de energía del 2,7% por la consideración del coste de interrumpibilidad de grandes clientes, como un coste de servicio del sistema, a lo que habría que añadir los ajustes en peajes que les correspondan. En particular, el desplazamiento del coste del servicio de interrumpibilidad y la Operación del Sistema, actualmente en los peajes de acceso, hacia el coste de energía de los consumidores, se muestran en el cuadro inferior. A efectos indicativos se incluye el impacto de un incremento anual en los peajes del 3% y del 4,9% (tasa anual constante de peajes en el escenario de que los peajes financien el coste extrapeninsular) de los consumidores no interrumpibles, y específicamente de los consumidores acogidos a TUR, así como de los consumidores interrumpibles

2012(M€)

2015(M€)

Impacto sobre la Administración 1.351 2.265

Financiación Compensación extrapeninsular por PGE 1.351 1.815

Subastas de CO2 0 450

2012(M€)

2015(M€)

Traslado de costes al componente de energía 432 492

Servicio de interrumpibilidad (1)Consumidores no 

interrumpibles403 450

Operación del sistema Consumidores 30 42

62

Cuadro 24. Afectación de las medidas propuestas sobre los consumidores no interrumpibles (incremento de los peajes del 3%)

Fuente: CNE (1) Incremento del coste de la energía para clientes no interrumpibles (2) En 2012, incremento del 3% desde el 1 de abril.

Cuadro 25. Afectación de las medidas propuestas sobre los consumidores no interrumpibles (incremento de los peajes del 4,9%)

Fuente: CNE (1) Incremento del coste de la energía para clientes no interrumpibles (2) En 2012, incremento del 4,9% desde el 1 de abril

Para el caso particular de los consumidores con derecho a TUR, el efecto de la aplicación de las medidas propuestas y un incremento de los peajes del 3% anual ascendería en términos de facturación anual a 349 M€ (193 M€ por el aumento de los peajes de acceso y 155 M€ por el aumento del coste de la energía). En el caso de un incremento de los peajes del 4,9%, el impacto ascendería a 472 M€.

Facturación electricidad 2012

(M€)

Facturación electricidad 2012

(€/MWh)

2012(M€)

Impacto sobre el precio de los consumidores

(%)

Impacto sobre los consumidores no 

interrumpibles27.711 130,09               824 3,0%

Demanda no interrumpible (GWh) 213.011

1. Coste de energía 14.861 69,77                      428 2,9%

Incremento por servicio de interrumpibilidad (1) 403 2,7%

Incremento por retribución del OS 26 0,2%

2. Peajes de acceso  (2) 12.850 60,33                        396 3,0%

Facturación electricidad 2012

(M€)

Facturación electricidad 2012

(€/MWh)

2012(M€)

Impacto sobre el precio de los consumidores

(%)

Impacto sobre los consumidores no 

interrumpibles27.711 130,09               1.060 3,8%

Demanda no interrumpible (GWh) 213.011

1. Coste de energía 14.861 69,77                      428 2,9%

Incremento por servicio de interrumpibilidad  403 2,7%

Incremento por retribución del OS 26 0,2%

2. Peajes de acceso 12.850 60,33                        632 4,9%

63

Cuadro 26. Afectación de las medidas propuestas sobre los consumidores con derecho a TUR

(incremento en los peajes 3%)

Fuente: CNE Nota: Según la estructura de la demanda prevista para 2012, el componente de energía, acceso y margen comercial representan el 51%, 46% y el 3% de la factura de electricidad, excluidos impuestos. Cuadro 27. Afectación de las medidas propuestas sobre los consumidores con derecho a TUR (incremento en los peajes 4,9%)

Fuente: CNE Nota: Según la estructura de la demanda prevista para 2012, el componente de energía, acceso y margen comercial representan el 51%, 46% y el 3% de la factura de electricidad, excluidos impuestos. Por último, a los clientes interrumpibles se les reduciría el descuento de interrumpibilidad a partir de la nueva temporada (1 de noviembre de 2012), en términos anuales, respecto al escenario base de previsión. Adicionalmente se le añade el impacto del aumento de los peajes aplicados en términos globales a toda la demanda (3% -4,9% en el caso de que los peajes financien la compensación extrapeninsular).

Facturación electricidad 2012

(M€)

Facturación electricidad 2012

(€/MWh)

2012(M€)

Impacto sobre el precio de los consumidores

(%)

Impacto sobre la factura de consumidor con 

derecho a TUR12.230 163,01               349 2,9%

Demanda clientes con derecho a TUR (GWh) 75.024

1. Coste de energía 5.793 77,21                      155 2,7%

Incremento por servicio de interrumpibilidad 147 2,5%

Incremento por retribución del OS 9 0,2%

2. Peajes de acceso 6.437 85,79                        193 3,0%

Facturación electricidad 2012

(M€)

Facturación electricidad 2012

(€/MWh)

2012(M€)

Impacto sobre el precio de los consumidores

(%)

Impacto sobre la factura de consumidor con 

derecho a TUR12.230 163,01               472 3,9%

Demanda clientes con derecho a TUR (GWh) 75.024

1. Coste de energía 5.793 77,21                      155 2,7%

Incremento por servicio de interrumpibilidad 147 2,5%

Incremento por retribución del OS 9 0,2%

2. Peajes de acceso 6.437 85,79                        316 4,9%

64

Cuadro 28. Afectación de las medidas propuestas sobre consumidores interrumpibles (incremento de los peajes 3%)

Fuente: CNE El efecto del descuento de la interrumpiblidad se aplicaría a partir de la temporada 2012/2013

Cuadro 29. Afectación de las medidas propuestas sobre consumidores interrumpibles (incremento

de los peajes 4,9%)

Fuente: CNE El efecto del descuento de la interrumpiblidad se aplicaría a partir de la temporada 2012/2013 A efectos informativos en el Anexo 6 se recoge información de resultados y ratios de las principales empresas eléctricas y gasistas desde 2008 a 2010.

III. MEDIDAS CON IMPACTO ECONÓMICO A MEDIO PLAZO Y MEJORAS DE EFICIENCIAAPLICACIÓN DE UNA METODOLOGÍA TARIFARIA

1 ESTABLECER LA FUNCIÓN DE LA CNE SOBRE METODOLOGÍA INTEGRAL PARA ESTABLECER PEAJES DE ACCESO Y RETRIBUCIÓN DE ACTIVIDADES REGULADAS. TRATAMIENTO DE LOS IMPUESTOS Y REGULACIONES TERRITORIALES.38 TIPO DE ACTUACIÓN. NORMA DE RANGO DE LEY O REAL DECRETO, SEGÚN ALCANCE DE LA METODOLOGÍA.

Tal y como establece la Directiva 2009/72/CE, todavía no transpuesta en España, la CNE debería establecer los peajes de acceso o al menos las metodologías que sirven para su cálculo. .

38 Informe 18/2011; Informe 39/2011.

Facturación electricidad +

interrumpibilidad anual(M€)

Facturación electricidad +

interrumpibilidad anual

(€/MWh)

Impacto Anual(M€)

Impacto sobre el precio de los consumidores

(%)

Impacto sobre el consumidor interrumpible 

(A) + (B)1.759 48,46                 150 8,5%

Demanda interrumpible (GWh) 36.308

Factura eléctrica (A) 2.345 64,60                      14 0,6%

Coste energía 2.011 55,39                      4 0,0%

Coste de acceso 334 9,20                         10 3,0%

Servicio de interrumpibilidad (B) ‐586 ‐ 16,14  136 23,2%

Facturación electricidad +

interrumpibilidad anual(M€)

Facturación electricidad +

interrumpibilidad anual

(€/MWh)

Impacto Anual(M€)

Impacto sobre el precio de los consumidores

(%)

Impacto sobre el consumidor interrumpible 

(A) + (B)1.759 48,46                 156 8,9%

Demanda interrumpible (GWh) 36.308

Factura eléctrica (A) 2.345 64,60                      20 0,9%

Coste energía 2.011 55,39                      4 0,0%

Coste de acceso 334 9,20                         16 4,9%

Servicio de interrumpibilidad (B) ‐586 ‐ 16,14  136 23,2%

65

Los peajes deben ser el resultado de la aplicación directa de una metodología asignativa de costes. Además, deben ser suficientes y cubrir de forma aditiva todos los costes de acceso que sean asignados. La CNE debería establecer la metodología para asignar todos y cada uno de los costes de acceso de forma suficiente y aditivaActualmente dichos peajes no son suficientes, por lo que la tarea previa y fundamental a una asignación de costes consiste en revisar y definir cuáles son los costes de acceso que debe pagar el consumidor eléctrico y cuáles deben ser financiados externamente a los peajes de acceso, para cuanto antes trasladar a los peajes de acceso de los consumidores eléctricos los costes a las redes de transporte y distribución. Adicionalmente hay que añadir las otras partidas de costes asignadas (actualmente el 60% de estos costes no son costes directos de las redes). Además la estructura de peajes (incluyendo la aplicación de calendarios) debe ser establecida de forma global. Esto es, la determinación de peajes para recarga de vehículos eléctricos, balance neto, etc deben ser fijados conjuntamente con el resto de peajes, debido a que su determinación unilateral puede suponer si no recogen los costes necesarios, una falta de ingresos para el sistema y provocar subvenciones cruzadas entre consumidores y actividades. Por último, la metodología para establecer peajes de acceso debe incluir la determinación de suplementos territoriales en el caso de normas de carácter autonómico o local que dieran lugar a un sobrecoste respecto a lo establecido por la normativa nacional. En consecuencia, se considera fundamental asignar a la CNE la función de establecer una metodología integral, objetiva y transparente para el establecimiento de peajes de acceso a las redes que integre tanto la metodología de cálculo de la retribución de cada una de las actividades reguladas, como la asignación de cada componente de coste a los peajes de acceso, de forma que no existan subvenciones cruzadas ni entre actividades ni entre usuarios, proporcionando señales de precios que induzcan comportamientos eficientes en costes y en el consumo. Al respecto cabe señalar que en la mayoría39 de los países del entorno europeo (con la excepción de Croacia, Francia, Grecia y España) el organismo regulador es el encargado bien de aprobar las tarifas que aplican las empresas transportistas y distribuidoras bien de establecer tanto la retribución como los peajes de aplicación.

2 TRANSITORIAMENTE EN TANTO NO SE CORRIJA EL DÉFICIT TARIFARIO:

REVISAR LOS PEAJES EN FUNCIÓN DE LOS DESAJUSTES. TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO

Se considera que cuanto antes debe establecerse claramente la revisión y definición de los costes que deben ser financiados por el consumidor eléctrico con cargo a sus peajes de acceso, con el objeto de que con las revisiones de sus peajes, tal y como señala el RD 1202/2010, se alcance cuanto antes la suficiencia, se elimine el déficit estructural del sistema, y se proporcione una señal estable de precios regulados a los consumidores. Para ello es relevante que los costes a asignar para fijar peajes incluyan las mejores previsiones posibles y que estas sean tenidas en cuenta en las revisiones de peajes, que el OS sea responsable directa y explícitamente de aportar la previsión de la demanda para determinar los peajes y que no se introduzcan cambios en la financiación de costes que perjudiquen al consumidor (caso de la minoración de la financiación de la compensación extrapeninsular con cargo a PGE en 2010 y en 2011). 39 Véase http://www.energy-regulators.eu/portal/page/portal/EER_HOME/EER_PUBLICATIONS/CEER_PAPERS/Customers/Tab1/E10-CEM-34-03_price%20regulation_8-Sept-2010.pdf

66

3 ESTABLECER PEAJES DE ACCESO INDEPENDIENTEMENTE DE LAS

VARIACIONES DE LOS COSTES DE ENERGÍA DE LA TUR.40 TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO

Tal y como indican la Sentencia del Tribunal Supremo de 18 de octubre de 2011 y dos Autos de la Sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Supremo de 20 de diciembre de 2011, los peajes, y en particular, los peajes de los clientes de la TUR, no deben ajustar las variaciones en el coste de la energía, fijado como resultado de un mecanismo de mercado (subasta CESUR) que es supervisado por la CNE. 4 SUPLEMENTOS TERRITORIALES.Tipo de actuación: norma con rango de Ley. Se propone que los valores de los peajes de acceso a las redes contemplen los suplementos territoriales que corresponda como consecuencia de normas o tributos no uniformes en todo el territorio nacional, exceptuando los sobrecostes que pudiera generar la aplicación de la tasa de utilización privativa o aprovechamiento especial del dominio público local, en los términos en que la misma se regula por el texto refundido de la Ley Reguladora de las Haciendas Locales, aprobado por el Real Decreto Legislativo 2/2004, de 5 de marzo. 5 PEAJES DE GENERACIÓN El Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico, contempla diversas modificaciones de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, recogiendo un conjunto de medidas entre las que se encuentra la obligación de las instalaciones de generación de satisfacer un peaje por el uso de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. El mencionado Real Decreto-ley justifica la medida como necesaria en el contexto actual de crisis y deficiencia tarifaria, donde todos los agentes deben contribuir mediante el pago de peajes a los costes imputablesa las inversiones que requieren. En Real Decreto-ley fija, en tanto no se desarrollen reglamentariamente los peajes que deben satisfacer los productores de energía eléctrica, los transportistas y distribuidores, un peaje de acceso de 0,5 EUR/ MWh tomando como referencia el marco establecido al respecto por la normativa vigente de la Unión Europea. En concreto, este precio replica el valor establecido como máximo en el Reglamento (UE) nº 838/2010 de la Comisión de 23 de septiembre de 2010 sobre la fijación de directrices relativas al mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte y a un planteamiento normativo común de la tarificación del transporte. Dicho Reglamento establece que las tarifas de transporte medias anuales pagadas por los productores en cada Estado miembro estarán dentro de los siguientes valores límite:

“El valor de las tarifas de transporte medias anuales pagadas por los productores se situará entre los 0 y los 0,5 EUR/MWh, excepto en el caso de las tarifas aplicadas en Dinamarca, Suecia, Finlandia, Rumanía, Irlanda, Gran Bretaña e Irlanda del Norte.

El valor de las tarifas de transporte medias anuales pagadas por los productores en Dinamarca, Suecia y Finlandia se situará entre los 0 y los 1,2 EUR/MWh.

Las tarifas de transporte medias anuales pagadas por los productores en Irlanda, Gran Bretaña e Irlanda del Norte se situarán entre los 0 y los 2,5 EUR/MWh, y en Rumanía se situarán entre los 0 y los 2,0 EUR/MWh.”

40 Informe 29/2011 y 39/2011.

67

Según el propio Reglamento, el objetivo de la introducción de estos límites es conseguir que las variaciones de las tarifas aplicadas a los productores de electricidad por el acceso a las redes de transporte no dificulten la consecución del mercado interior. De esta forma, establece una serie de límites a estas tarifas con el fin de “contribuir a garantizar los beneficios de la armonización”. Según esto, dado que España no se encuentra entre los Estados miembros que cuentan con una excepción, le resultaría de aplicación el valor máximo de 0,5 €/MWh que ya se está aplicando en la actualidad. Por ello, la aplicación de un valor superior precisaría de una modificación de este Reglamento, que fue aprobado mediante Comitología por los Estados miembros. Las redes son utilizadas por la generación y por el consumo, por lo que los costes de las redes de transporte y de distribución deberían ser financiados por estos dos colectivos a partir de una metodología asignativa global de costes. Evidentemente, el referido Reglamento constituye un obstáculo para la asignación eficiente de los costes de las redes a los generadores, que además no contempla la posibilidad de su actualización anual, al igual a como ocurre con las tarifas de acceso que soportan los consumidores. Adicionalmente, la estructura elegida para el peaje de generación (únicamente con una parte variable), resulta totalmente ineficiente, dado que los costes de la red son fundamentalmente costes fijos, de inversión y de personal. Con la estructura actual los peajes de generación son incorporados en las ofertas al mercado, y por tanto, son trasladados íntegramente al consumidor de electricidad. En cualquier caso, el establecimiento de los peajes de generación debería ser establecido de acuerdo con la metodología de tarifas de la CNE, con el fin de que reflejasen los costes que resulten imputables a los generadores.

III.2 OTRAS MEDIDAS SOBRE ACTIVIDADES Y COSTE REGULADOS

1 TRANSPORTE

1.1 REVISIONES DEL SISTEMA RETRIBUTIVO

1.1.1 REVISIÓN DE LOS COSTES UNITARIOS DE TRANSPORTE Y REVISIÓN DE ESTÁNDARES Y PARÁMETROS DE ACTIVIDADES Y COSTES REGULADOS PARA EL TRANSPORTE A TRAVÉS DE LA CONTABILIDAD REGULATORIA DE COSTES. TIPO DE ACTUACIÓN: ORDEN MINISTERIAL

Esta medida consiste en el establecimiento con carácter previo de los criterios básicos para obtener los costes reales auditados a partir del contenido mínimo de la documentación a preparar por la empresa, incluyendo los criterios de imputación y desglose de los costes reales. Asimismo, se debe establecer en la normativa vigente los procedimientos de revisión a seguir por parte del auditor. De esta forma, la CNE podrá determinar los procedimientos de revisión a fin de que la empresa y el auditor no pacten otros criterios distintos.

En la actualidad se está procediendo a la revisión de los costes unitarios de inversión de las instalaciones de transporte sobre la base de la información disponible, esto es, las auditorias de costes de las instalaciones puestas en servicio en 2008 y 2009, que en todo caso, corresponden a procedimientos acordados. A mediados de 2012 se dispondrá también de la auditoría de costes de las instalaciones puestas en servicio en 2010, también como procedimiento acordado.

68

Con esta medida se pretende evitar los referidos procedimientos acordados para determinar los nuevos costes de inversión y de operación y mantenimiento, que afectarían a las instalaciones puestas en servicio durante el periodo regulatorio 2012 a 2015, ambos inclusive.

1.1.2 AMORTIZACIÓN DE LOS ACTIVOS, RETRIBUCIÓN DEL VALOR NETO Y ELIMINACIÓN EN LA RETRIBUCIÓN DEL TRANSPORTE DE LOS ACTIVOS DADOS DE BAJA DE LAS INSTALACIONES ANTERIORES AL 1 DE ENERO DE 1998 .41 TIPO DE ACTUACIÓN: MODIFICACIÓN RD 2819/2008

La CNE dispone de la información del inventario de los activos de transporte que intervenían en las compensaciones de mercado a fecha 31 de diciembre de 1997 (Marco Legal y Estable), así como de su coste económico (retribución reconocida). Sin embargo, no se dispone de la información económica desglosada respecto a las instalaciones que, a esa fecha, eran propiedad de REE, dado que la retribución de REE se fijaba hasta 1997 mediante una cuota con destino específico, sin que existiese una asignación individualizada por activos. Conforme se ha señalado en las medidas a corto plazo, se propone amortizar los activos anteriores al 1 de enero de 1998 y retribuir su valor neto una vez se disponga de la citada información económica. Adicionalmente se propone la eliminación en la retribución del transporte de los activos dados de baja. Debido a la carencia descrita, no se ha podido evaluar el impacto económico de dicha medida. Durante 2012 se van a realizar los trabajos necesarios encaminados a asignar a las instalaciones que eran propiedad de REE a fecha 31 de diciembre de 1997 la retribución que entonces disfrutaba dicha empresa. Dado que se dispone de la información relativa a los activos dados de baja desde 1998, se propone detraer de la actual retribución la parte correspondiente a dichos activos dado de baja. Estos trabajos se completarían con la medida propuesta de corto plazo relativa a considerar la amortización y la retribución del valor neto.

1.1.3 TASA DE RETRIBUCIÓN PARA NUEVOS ACTIVOS EN BASE A UN WACC

Como se ha señalado anteriormente, se propone establecer la tasa de retribución para los nuevos activos en base al coste medio ponderado de los fondos propios y ajenos (WACC) para esta actividad.42 Este criterio es el habitualmente seguido por los reguladores en la mayoría de los países de nuestro entorno. 1.1.4 REVISIÓN DE LOS “COEV” DE INSTALACIONES ANTERIORES A 2008

El Real Decreto 325/2008 contempla que las instalaciones que agoten su vida económica regulatoria (típicamente 40 años) y continúen en operación, reciban en concepto de extensión de la vida útil (COEV), además de los costes de operación y mantenimiento, el 50% de la suma de la amortización y la retribución financiera del último ejercicio, actualizada con una tasa de actualización (TA). 41 Informe 39/2010. 42 Ver “Consulta pública para la revisión de la metodología de estimación del coste del capital para actividades reguladas en el sector energético. Revisión final de la propuesta CNE”, publicado en la página web de la CNE.

69

Dicha medida regulatoria se valora positivamente ya que viene a evitar el achatarramiento innecesario de las instalaciones, dado que en muchos casos la vida económica no coincide con la vida física de las mismas. Sin embargo, como ya señaló esta Comisión con motivo del preceptivo informe sobre el proyecto de Real Decreto 325/2008, dicho coste de extensión de vida útil debería referenciarse a los costes de operación y mantenimiento y no a los costes de inversión. Así, al igual a lo contemplado en el informe al referido Real Decreto, se propone incrementar, en el porcentaje que se considere adecuado, los costes de operación y mantenimiento asignados a tales instalaciones con el fin de considerar todos los costes en que se incurra, incluidas los de naturaleza recurrente. Es preciso señalar, que dado que los activos anteriores a 2008 son retribuidos actualmente en base a una bolsa retributiva, y no mediante una asignación individualizada a cada activo, dichos COEV no están siendo de aplicación en la actualidad, y por lo tanto por puede ser calculado el impacto económico de la medida. Sin embargo, dado que, como se ha propuesto anteriormente, se pretende proceder a la asignación retributiva individualizada de los activos anteriores a 2008, a partir de 2013 podría ser de aplicación la misma.

2 DISTRIBUCIÓN

2.1 REVISIONES DEL SISTEMA RETRIBUTIVO

2.1.1 MEJORA DE LA METODOLOGÍA DE RETRIBUCIÓN EN EL SIGUIENTE

PERIODO REGULATORIO, TENIENDO EN CUENTA LA AMORTIZACIÓN DE ACTIVOS Y LA RETRIBUCIÓN DEL VALOR NETO. ESTABLECIMIENTO DE OBJETIVOS DE INVERSIÓN SOBRE LA BASE DEL MODELO DE RED DE REFERENCIA, PLANES ANUALES DE INVERSIÓN APROBADOS POR LAS CC.AA., INFORME VINCULANTE DE LA ADMINISTRACIÓN GENERAL DEL ESTADO Y REVISIÓN DE LAS INVERSIONES FINALMENTE EJECUTADAS

Una vez examinado el nivel retributivo asignado a las empresas distribuidoras de electricidad por aplicación del Real Decreto 222/2008, se ha comprobado que la metodología establecida en el referido Real Decreto no explicita la posibilidad de detraer los importes ya amortizados de las instalaciones pre-existentes consideradas en la retribución base. Adicionalmente se ha verificado a través de la Información Regulatoria de Costes disponible que las actividades con retribución propia, es decir, aquellas que se vienen a financiar no a través de las tarifas de acceso sino a través de los ingresos obtenidos por aplicación de precios regulados (ingresos por acometidas, por contratos de acceso, por alquiler de equipos de medida, etc), en los últimos años del periodo regulatorio, presentan un saldo positivo, esto es, los ingresos superan a los costes incurridos. En base a lo anterior, se propone una revisión del Real Decreto 222/2008 que pueda mitigar lo anteriormente señalado. La referida revisión, debería contemplar al menos los siguientes aspectos, aplicables al periodo regulatorio 2013-2016: 1. Sobre el establecimiento de la retribución base (R0):

70

1.a. Incorporación del concepto Base Regulatoria de Activos (BRA), como concepto a retribuir por su valor neto, con una tasa de retribución aplicable a la misma y una amortización anual de los activos. Para el cálculo de la base regulatoria de activos se utilizará criterios de eficiencia y como herramienta de apoyo el MRR.

1.b. Incorporación de un requerimiento de eficiencia a los costes de operación y mantenimiento.

1.c. Incorporación de un requerimiento de eficiencia a los otros costes de distribución.

2. Sobre los planes de inversión y los costes de inversión correspondientes a considerar en el periodo regulatorio:

2.a. Mantenimiento de la estructura actual en cuanto al proceso de planificación. Las empresas proponen a la CNE los incrementos de demanda a satisfacer por las nuevas inversiones, debidamente acreditados.

2.b. Con carácter previo a la aprobación por parte de las CCAA de tales planes de inversión, se debería emitir un informe por parte las autoridades regulatorias (Ministerio y CNE) que venga a determinar el volumen de inversión de cada empresa que provisionalmente va a ser reconocido por el Sistema, sobre la base del modelo de red de referencia.

2.c. Una vez disponga la CCAA de la planificación concreta de la empresa (a) y del importe que el Sistema va a reconocer (b), la CCAA debería aprobar, si así lo estima oportuno, los correspondientes planes de inversión y los convenios necesarios para los importes no contemplados por el Sistema, si estos últimos fuesen necesarios.

3. Sobre la actualización anual de la retribución de la actividad de distribución: 3.a. Modificación de la formula de actualización de modo que permita detraer los

importes ya amortizados de la Base Regulatoria de Activos (BRA) considerados en la Retribución Base.

3.b. Incorporación de las nuevas inversiones a la BRA y modificación de la fórmula de actualización de modo que permita detraer los importes ya amortizados de los nuevos activos incorporados cada ejercicio (amortización de las inversiones posteriores a la base).

3.c. Incorporación de un requerimiento de eficiencia a los costes de operación y mantenimiento reconocidos, considerado para el establecimiento del mismo el coste marginal.

3.d. Incorporación de un requerimiento de eficiencia a los otros costes de distribución, considerando para el establecimiento del mismo el coste marginal.

4. En base a lo anterior, deberá ser posible establecer para las empresas distribuidoras un escenario ex ante que incluya la retribución base y las actualizaciones previstas de la misma en todo el periodo regulatorio. Con ello, se configuraría, tanto a nivel de actividad como a nivel de empresa, a lo largo del periodo regulatorio, la senda de costes para el Sistema que supone la actividad y se daría a las empresas una señal estable sobre el volumen de inversiones requeridas durante el periodo regulatorio.

5. Establecimiento de unos umbrales a partir de los cuales, se podría llevar a cabo una revisión de la retribución asignada anualmente. Dichos umbrales deberían estar basados en las variables de contorno bajo las que han sido realizados los cálculos para la fijación de la retribución de la actividad de distribución (tipo de interés, IPC, IPRI, incremento de demanda, etc).

71

6. Comprobación anual de las inversiones realmente ejecutadas por las empresas distribuidoras y, corrección a la baja, en su caso, dentro de uno márgenes prefijados, de la retribución inicialmente asignada.

A este respecto, se deberán establecer, con carácter previo, los criterios básicos para obtener los costes reales auditados a partir del contenido mínimo de la documentación a preparar por la empresa distribuidora, incluyendo los criterios de imputación y desglose de tales costes reales. Adicionalmente, se deberán establecer los procedimientos de revisión a seguir por parte del auditor, con el objeto de que la empresa y el auditor no pacten otros criterios distintos.

2.1.2 REVISIÓN DE LA RETRIBUCIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

CON MENOS DE 100.000 CLIENTES CONECTADOS A SUS REDES DURANTE EL PERIODO 2013-2016. MEDIDA APLICADA DESDE 2013. TIPO DE ACTUACIÓN: ORDEN MINISTERIAL

En la actualidad, la retribución de las empresas distribuidoras con menos de 100.000 clientes conectados a sus redes obedece a un cálculo basado en dos procedimientos: a) En base al margen que obtenían dichas empresas por la diferencia entre el precio de compra

de la energía a tarifa D a la empresa distribuidora de “aguas arriba” y el precio de venta a sus clientes.

b) En base al inventario de instalaciones de cada empresa, valorado a unos costes unitarios de inversión y operación y mantenimiento fijados por la CNE.

De las dos opciones descritas, la retribución que finalmente se asigna a cada empresa es la mayor de ambas. La medida que se propone adoptar en 2013 es calcular la retribución de estas empresas distribuidoras únicamente en base al inventario de instalaciones de las mismas, tal y como se establece en el Real Decreto 222/2008. El impacto económico de esta medida ascendería como máximo a 75 M€. No obstante, dado que para algunas empresas de este colectivo dicha medida podría poner en riesgo el desarrollo de la actividad por parte de las mismas, y por ende el suministro a los consumidores, se propone que, para tales empresas, dicha modificación metodológica se lleve a cabo de forma progresiva durante el periodo regulatorio 2013-2016, exigiéndose a las mismas la presentación ante las autoridades reguladoras (Ministerio y CNE) de un Plan de viabilidad del negocio, en el que se plasme la senda de reducción de costes prevista.

2.1.3 INTRODUCCIÓN DE PENALIZACIONES SOBRE LA LECTURA Y

FACTURACIÓN DE PEAJES DE ACCESO.43 TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO.

Desde el 1 de julio de 2009 existe una liberalización completa del mercado minorista, pasándose de comercializar la energía eléctrica a este segmento de consumidores desde los distribuidores a los comercializadores (incluidos los de último recurso).

43 Informe 39/2010.

72

En este punto se han detectado desajustes entre la energía consumida y la facturada en concepto de tarifa de acceso, por lo que la CNE abrió un expediente informativo, aún sin concluir. No obstante, una de las conclusiones que se pueden avanzar es que actualmente los distribuidores carecen de incentivos reales para realizar, en plazo, la medida de energía consumida y la facturación de la correspondiente tarifa de acceso, dado que su retribución dejó de estar indexada a estos conceptos. Para tratar de eliminar este problema, la CNE en su informe sobre el “Proyecto de real decreto por el que se determina el procedimiento para realizar la lectura y facturación del consumidores con derecho a quedar acogidos a las tarifa de último recurso”, de 9 de febrero de 2012, propuso la conveniencia de introducir una penalización a los distribuidores que, como encargados de la lectura, no cumplan los plazos de lectura y facturación establecidos en dicha Propuesta de Real Decreto y en el resto de la normativa. En este sentido se proponía una modificación del Real Decreto 222/2008, para introducir una penalización como un porcentaje de la retribución de la gestión comercial realizada por las empresas distribuidoras. Por otra parte la CNE está tramitando un expediente informativo sobre las incoherencias en las medidas y en la facturación observadas desde el 1 de julio de 2009. Como resultado de dicho expediente , la CNE podrá remitir en breve plazo al Ministerio una propuesta concreta de dicho mecanismo. 2.1.4 REVISIÓN DE LOS INCENTIVOS A LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS Y A LA

MEJORA DE LA CALIDAD DE SERVICIO

La retribución actual asignada a cada una de las empresas distribuidoras debe permitir a las mismas alcanzar los umbrales mínimos exigidos normativamente tanto en relación con el cumplimiento de la calidad de servicio como con las pérdidas estándares. A lo largo del 2012 la CNE va a realizar una propuesta de reformulación de los citados incentivos. Dicha propuesta podrá ir enfocada a diseñar tales incentivos de forma que se contemplen penalizaciones a las empresas que no cumplan con los umbrales mínimos exigidos normativamente, sin perjuicio de que se puedan establecer incentivos para la mejora de los niveles por encima de los fijados como objetivo.

2.2 OTRAS REVISIONES

2.2.1 APROBACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN (PODs)

El Consejo de la CNE, en su sesión del día 23 de julio de 2009, aprobó y remitió al Ministerio, la “Propuesta de procedimientos de operación básicos de las redes de distribución de energía eléctrica”, ello con el objeto dar cumplimiento a lo establecido en la disposición transitoria quinta del Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero. En la actualidad se encuentran en fase de información por parte de esta Comisión los tres primeros PODs. Mediante los citados PODs se persigue la regulación de aspectos básicos en el área de la distribución de energía eléctrica que a día de hoy carecen de norma al respecto. De los mismos se derivará un marco regulatorio que complemente a la regulación ya existente y que aúne los criterios de transparencia y no discriminación, al tiempo que proporcione unas reglas de juego comunes para todos los agentes implicados de una u otra manera en la actividad de distribución

73

de energía eléctrica. Por ende, se espera que la aplicación de los mismos asegure la optimización de las decisiones de desarrollo de La actividad de distribución abogando por las soluciones de mayor eficiencia técnico-económica para el conjunto del Sistema, cuestión básica en un sector regulado. La operación de las redes de distribución deberá tener en cuenta el futuro escenario de la integración de redes inteligentes y las mejoras tanto en la planificación como en la inversión en redes.

2.2.2 DISMINUCIÓN DE LOS COSTES DE GESTIÓN COMERCIAL COMO CONSECUENCIA DEL PLAN DE SUSTITUCIÓN DE EQUIPOS DE MEDIDA

La disposición adicional primera de la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008, estableció los plazos que las empresas distribuidoras debían cumplir para la sustitución de los equipos de medida en suministros de energía eléctrica con una potencia contratada de hasta 15 kW por unos nuevos equipos que permitan la discriminación horaria y la telegestión, estableciendo que para el 31 de diciembre de 2018 todos los equipos de medida destinados a este colectivo de consumidores deberían haber sido sustituidos. Dichos plazos han sido modificados en la Orden IET/290/2012, de 16 de febrero, si bien únicamente han variado los plazos intermedios, manteniéndose como fecha límite para la sustitución el 31 de diciembre de 2018. A medida que el sistema de telemedida y telegestión esté funcionando, las empresas distribuidoras obtendrán una reducción de costes operativos; por un lado, al no tener que mantener el sistema de adquisición de medidas manual –mediante rutas de lectura–, y por otro, con la reducción de costes de gestión comercial derivada de las funcionalidades exigidas a los nuevos equipos de medida y al sistema de telegestión, que harán innecesaria la actuación en campo para muchas de las actuales actuaciones de las empresas distribuidoras (aumentos o disminuciones de potencia, modificación de calendarios y discriminación horaria, cortes y reenganches por impago, etc.). Por lo tanto, en la medida en que se vaya cumpliendo el plan de sustitución de contadores y la telegestión asociada al mismo, se deberá ir reduciendo los costes de gestión comercial de las empresas distribuidoras.

3 RÉGIMEN ESPECIAL

3.1 ADAPTACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE OBJETIVOS DE LA DIRECTIVA, PER Y APLICACIÓN DE MECANISMOS COMPETITIVOS, PRIMAS Y AUTOCONSUMO. TIPO DE ACTUACIÓN: LEY

3.1.1 Descripción de la situación actual

En la actualidad, España cuenta con un marco normativo de apoyo a las energías renovables y la cogeneración, que está basado en el concepto de producción en régimen especial determinado por la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico. La regulación vigente abarca tres aspectos diferenciados: a) la regulación jurídica y económica, b) la regulación del acceso y la conexión y c) la regulación de las garantías de origen y el etiquetado de la electricidad. Durante los años transcurridos desde la liberalización, se han adoptado dos planes específicos de fomento de las energías renovables (Plan de Fomento de las Energías Renovables 2000-2010 y Plan de Energías Renovables 2005-2010, que no era sino una revisión del PFER 2000-2010) con el fin de cumplir el objetivo indicativo previsto en la Ley del Sector Eléctrico, consistente en

74

alcanzar una penetración del 12% de estas energías en la matriz de energía primaria de 2010, lo que significaba alcanzar un 30% en el sector eléctrico. La Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril, fijó para España el nuevo objetivo vinculante de conseguir que un 20% del consumo final bruto de energía proceda de fuentes renovables y que un 10% de la energía consumida en el transporte provenga de fuentes renovables en 2020. Para ello, la citada Directiva establece que los Estados Miembros deben elaborar un Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) para el periodo 2011-2020. En julio de 2010, nuestro país remitió a la Comisión Europea el PANER de España 2011-2020. Además, cabe indicar que la citada Directiva establece la necesidad de realizar un seguimiento bianual de los planes de los Estados Miembros para que en 2020 se consiga el objetivo alcanzar, con renovables, el 20% del consumo de energía final. Adicionalmente y como parte de la planificación energética el 11 de noviembre de 2011 fue aprobado un nuevo Plan de Energías Renovables para su aplicación al periodo 2011-2020 (PER 2011-2020), en cumplimiento de lo dispuesto en la Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Economía Sostenible. Este Plan incluye elementos esenciales del PANER, así como análisis adicionales no contemplados en el mismo. El PER 2011-2020 propone alcanzar el 20,8% en términos de energía final (lo que aproximadamente corresponde a un 38,1% en el sector eléctrico), con lo que se sobrepasa el objetivo vinculante de la Directiva. En España se han instalado entre 1998 y octubre de 2011 unos 31.000 MW de nueva potencia renovable o de cogeneración. En el desarrollo de las energías renovables durante la última década han confluido una serie de factores clave, como son una I+D+i tecnológica (especialmente en energía eólica, solar termoeléctrica y biocarburantes), un sector industrial que ha apostado por estas nuevas tecnologías y una regulación, que ha incentivado el alcance de los objetivos previstos. En el sector eléctrico se ha contado con una regulación técnica en relación al acceso y a la operación del sistema, y una regulación económica que han sido consideradas efectiva y eficiente, al menos con información hasta 200744, según ha declarado la Comisión de la UE.

Gráfico 19. Evolución de la potencia instalada en el régimen especial (1990-octubre 2011)

44 Commission Staff Working Document. “The support of electricity from renewable energy sources”.

Bruselas, 23 de enero de 2008 (COM(2008) 19 final).

1.042 1.407 1.582 2.151 2.606 3.098 3.923 4.5446.259 7.793 9.253

11.25213.36614.965

17.47519.225

21.50324.793

29.54532.331

34.10235.516

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

MW

Evolución de la potencia instalada en el Reg. Especial en España (Octubre 2011)

Cogeneración Eólica Hidráulica RE Biomasa Residuos Trat. Residuos Solar Total

75

Sin embargo, también han existido desajustes que conviene analizar para evitar que se repitan. Aparte de existencia de tecnologías en las que no se han conseguido los objetivos de 2010 (como puede ser la cogeneración, biomasa o minihidráulica), en otras ocasiones se han sobrepasado fuertemente dichos objetivos (como en los casos de la fotovoltaica y solar termoeléctrica), cuya retribución económica ha supuesto unos sobrecostes para el sistema muy elevados que deben trasladarse al consumidor de electricidad en la tarifa de acceso. Por otra parte, existe un nuevo objetivo muy ambicioso para el año 2020, tanto en el sector eléctrico como en el sector de biocarburantes, lo que plantea un incremento de los costes asociados. En este contexto, la aprobación el pasado mes de enero del Real Decreto-ley 1/2012, el cual supone la suspensión temporal de incentivos económicos a la producción de instalaciones en régimen especial que no hubieran sido ya objeto de preasignación, obliga a replantear cómo alcanzar los objetivos de 2020, cuánta potencia adicional de energías renovables y cogeneración sería necesaria para lograrlo y qué parte de dicha potencia estaría sujeta a retribución primada. En la tabla que sigue, se muestran los valores a 2020 si se asumiese que la actual suspensión temporal pudiera devenir indefinida; más adelante se muestran otros posibles escenarios que recogerían, en mayor o menor medida, las proyecciones incluidas en el PER.

Cuadro 30. Previsión de la prima equivalente (cierre 2011 y previsión 2012 y 2020)

Fuente: CNE

De hecho, para cumplir los objetivos inicialmente previstos para 2020 en el PER sería necesario incrementar la potencia instalada en 2020 en al menos otros 20.000 MW de energías renovables y de cogeneración, lo que supondría ese año, de tratarse de energía primada y considerando la evolución de los costes de las tecnologías y la del precio del mercado del Plan de Energías Renovables (se parte de un precio del mercado en 2012 de 54 €/MWh y se sigue la evolución del precio que marca el PFER hasta alcanzar 73 €/MWh en precios corrientes), una prima equivalente superior a 10.000 M€. Debido al elevado coste que supone la retribución de la prima equivalente del régimen especial, la dificultad de su financiación con cargo a las tarifas de acceso (teniendo en cuenta el desequilibrio económico actual del sistema eléctrico), así como la necesaria revisión de los incentivos de eficiencia de la actual regulación, procede revisar la regulación existente, para poder alcanzar los objetivos previstos en el recientemente aprobado Plan de Energías Renovables, minimizando los costes asociados. Asimismo, cabe la posibilidad de contemplar otras nuevas fuentes de

76

financiación de la prima equivalente adicionales a la vigente (exclusivamente basada en la tarifa de acceso de electricidad). 3.1.2. Modulación del ritmo de penetración inicialmente previsto en el PER

La CNE comparte algunos de los argumentos aducidos en la exposición de motivos del RD-ley 1/2012, en el sentido de que, a la vista del estancamiento observado en el crecimiento de la demanda y la coyuntura de sobrecapacidad de potencia instalada que tiene el sistema eléctrico, se considera que existe cierto margen en el corto y medio plazo para decalar la entrada en funcionamiento de nuevas instalaciones sin poner en riesgo la consecución de los objetivos a alcanzar 2020. En otras palabras, se considera que cabría retrasar hacia los últimos años del período considerado la instalación de parte de la nueva potencia, para la que el Plan prevé una entrada en funcionamiento uniforme a lo largo del tiempo. De acuerdo con lo anteriormente expuesto se han considerado hasta cuatro escenarios en la evolución de la penetración del régimen especial: Un primer escenario (‘suspensión indefinida’) o escenario base, supondría el mantenimiento

indefinido de la suspensión actual; entraría en funcionamiento solamente lo ya comprometido en registro de preasignación, de acuerdo, en su caso, con las sucesivas fases de implantación acordadas. De ahí en adelante no se instalaría potencia adicional primada.

Un segundo escenario (‘PER 2017-2020’) coincidiría con el anterior hasta 2016, para a partir de 2017, y hasta 2020, instalar la potencia inicialmente prevista en el PER de forma acelerada, ‘recuperando el tiempo perdido’.

Un tercer escenario (‘PER menor demanda’) se diferenciaría del anterior en que la potencia a instalar se escalaría de acuerdo con una previsión de demanda en 2020 inferior a la contemplada en el PER, de acuerdo con las últimas estimaciones disponibles a raíz de la contracción de la misma por la actual coyuntura económica.

Un cuarto escenario (‘PER menor demanda con eólica’), el que se ha mantenido el índice de cobertura renovable previsto en el escenario anterior, pero atribuyendo toda la potencia adicional necesaria a partir de 2017 a la tecnología más económica, que resulta ser la eólica terrestre, la cual en ese período se estima apenas requiera mecanismo de apoyo alguno.

En los gráficos siguientes se muestra una comparación de estos escenarios, tanto en términos de prima equivalente, como de porcentaje de cobertura con fuentes de energía renovables sobre demanda en barras de central:

77

Gráfico 20. Evolución del importe de la prima equivalente

Gráfico 21. Evolución del porcentaje de energía renovable sobre la demanda b.c.

Los escenarios alternativos considerados llevarían asociado un mayor coste de las primas por el cumplimiento de los objetivos previstos en el mencionado PER, bien en términos de potencia

78

instalada PER (2017-2020), bien en términos de porcentaje de penetración de las renovables sobre la demanda (38,1%). No obstante, en el cuarto escenario los importes anteriores se ven fuertemente reducidos con el desplazamiento de la nueva potencia a instalar hacia tecnologías también renovables que, en el horizonte temporal estudiado, percibieran un soporte económico más moderado o nulo (conforme a los precios esperados del mercado).

Por todo lo anterior, se considera oportuno que dicho Plan de Energías Renovables, y las futuras revisiones bienales del PANER a ser reportadas a la Comisión Europea (la primera de las cuales tendrá lugar en 2012), sean objeto de informe preceptivo por parte de la CNE, con el fin de que ésta pudiera analizar su impacto económico en la tarifa de acceso. 3.1.3 Establecimiento de mecanismos competitivos (subastas)

La medida propuesta, que requeriría una norma con rango de Ley, aplicaría a la asignación de la nueva capacidad y determinación del coste, en al menos las siguientes tecnologías: fotovoltaica en suelo, eólica en tierra y en mar, solar termoeléctrica y minihidráulica. Consistiría en modificar el esquema de determinación de la retribución, pasando de un esquema administrativo a un esquema basado en mecanismos de mercado. Bajo un esquema de subastas son los postores los responsables de determinar su puja (prima). El uso de mecanismos de subastas para la determinación de la prima45 permiten introducir elementos de competencia, que permiten reducir los costes asociados a la promoción de las energías renovables permitiendo que el consumidor perciba esas ganancias de eficiencia. Así, a modo ilustrativo, el Banco Mundial46 considera que los mecanismos de subastas “han demostrado ser un alternativa viable al mecanismo tradicional de fijación administrativa de primas (“feed-in-tariff”) (…). Las subastas, fomentan la competencia presionando a la baja a los precios, reduciendo por tanto las tarifas a los consumidores finales y haciendo que el proceso [de promoción de renovables] en su conjunto sea más sostenible”. En términos generales puede considerarse que existe consenso47 en las bondades de los mecanismos de subastas, como elemento para el fomento de la competencia entre agentes, que conlleva una reducción de costes en la política de fomento48 de energías renovables.

45 El término “prima” se emplea en este epígrafe de manera general, y cabe entenderla como una “prima fija a tarifa” de modo que se percibe una cantidad (€/MWh) fija, independiente del precio, por energía producida que es percibida o bien como una cantidad adicional (sobre el precio de mercado) que se determinaría en la subasta. 46 Banco Mundial, 2011. “Electricity Auctions an overview of efficient practices” 47 Sin ánimo de ser exhaustivos, y a modo ilustrativo cabe señalar entre otros Batlle y Barroso, 2011, “Review of support schemes for renewable energy sources in South America”, MIT Center for Energy and Environmental Policy Research, cuando señalan “auctions appear as an effective mechanism to stimulate competition between RES investors, to provide price disclosure while managing the right amount of investment and reducing risk aversion with long-term contracting”. Asimismo, del Río (2009), “Tipología y evaluación de los marcos de apoyo a la generación eléctrica renovable”, al revisar la literatura al respecto y enumerar las ventajas de los diferentes esquema de promoción de las inversiones en energías renovables, señala en relación a los esquemas de subastas que estas (a) fomentan la competencia entre los inversores, (b) inducen un fuerte incentivo a reducir costes dado que existe presión para que los productores tengan costes bajos para obtener el apoyo público; (c) puede controlarse fácilmente el nivel de apoyo a las energías renovables; (d) aportan bastante certidumbre a los generadores/inversores pues funcionan como un sistema de primas una vez se han decidido los ganadores de la subastas y (e) contribuyen a promover 48 Cabe señalar que una de las principales críticas al uso de mecanismos de subastas para la promoción de las energías renovables, reside no tanto en el mecanismo propiamente dicho, sino en que el desarrollo final de las instalaciones que han resultado adjudicatarios en la subasta ha sido inferior al volumen subastado. En este sentido cabe señalar que en el caso europeo, las experiencias iniciales de mecanismos de

79

En las subastas para la promoción de energías renovables cabría realizar subastas diferenciadas por tecnologías o bien subastas en las que las diferentes tecnologías compitieran entre sí. Existen experiencias internacionales bajo ambos esquemas. En el primer caso, subastas diferenciadas por tecnologías, el legislador establece el mix de tecnologías que desea (volumen (MW) ofertado subastado en cada subasta por tecnología). En este caso se considera que el mix de energías renovables que elija el Gobierno debe tener en cuenta elementos de eficiencia de costes. En otras palabras, en este esquema el legislador debería apoyarse para el cumplimiento de los objetivos de renovables en aquellas tecnologías más eficientes y que por tanto requieren de un apoyo económico menor. En el segundo caso planteado, el propio proceso de subasta determinará que aquellas tecnologías más eficientes en coste predominen en el resultado final. Finalmente, cabe señalar que en el desarrollo de un mecanismo de subasta, el proceso completo de participación (antes y después de la celebración de la subasta) juega un papel importante. Así, el diseño del procedimiento para la participación en la subasta (requisitos exigibles en la fase previa a la subasta, “calificación”) debe tener como objetivo no generar ni incertidumbres administrativas innecesarias ni elevados costes de participación en la subasta para los potenciales postores. En este sentido un elemento relevante en cualquier subasta es que ésta se celebre en un entorno con suficiente presión competitiva. Asimismo, la fase posterior a la subasta debe tener en cuenta generar incertidumbres excesivas a los postores o riesgos que no sean responsabilidad de los mismos. En este sentido, existen experiencias internacionales enmarcadas en los procesos de subastas para la promoción de nueva generación que suponen que la Administración asuma (y mitigue) parte de esos riesgos. En todo caso, las subastas deberían estar coordinadas con la planificación indicativa, que debe ser informada por las CCAA. 3.1.4 Primas basadas en información regulatoria de costes Esta medida requeriría una norma con rango de Real Decreto, y aplicaría, al menos, a la solar fotovoltaica sobre cubierta, cogeneración, residuos y biomasa. Se trata de tecnologías muy específicas de la ubicación o del recurso disponible, y debido a su reducido tamaño, no es aconsejable la utilización de subastas. Recuérdese asimismo que el sistema de feed in tariff fue declarado por la Comisión de la UE como efectivo y eficiente, al menos con información disponible hasta 200749. Alternativamente, y en fecha más reciente, se han registrado experiencias que recuperan la negociación de certificados ‘verdes’ vinculados a la producción renovable como mecanismo de soporte (cf. ‘Elcertificates’ desarrollados conjuntamente por los sistemas sueco y

subastas, por ejemplo en Reino Unido, se produjeron en la década de los 90’, por lo que el conocimiento de los propios inversores sobre los costes finales asociados al desarrollo de las inversiones en renovables era menor que el actual (véase Pollitt, 2009, “La política en materia de energía renovable en el reino Unido desde su privatización” en “Electricidad Verde”, Oselle, Padilla y Scmalense eds.). En otras palabras, la mayor incertidumbre sobre los costes asociados al desarrollo de instalaciones de energías renovables pudieron incidir en que las pujas realizadas por los adjudicatarios acabaran siendo inferiores a los costes reales, suponiendo que ex post los desarrollos de inversiones en renovables generaran una rentabilidad menor a la esperada. Sin embargo, cabe argumentar que en la actualidad los inversores en energías renovables tienen una menor incertidumbre sobre el coste de desarrollo de las inversiones en energías renovables. Asimismo, cabe establecer un esquema de avales y seguimiento de inversiones que permitiera en caso de que el desarrollo final resultara inferior al esperado celebrar nuevas subastas al objeto de reconducir la senda de inversión en renovables en caso que se considerara necesario. 49 Commission Staff Working Document. “The support of electricity from renewable energy sources”.

Bruselas, 23 de enero de 2008 (COM(2008) 19 final).

80

noruego, objeto de transacción a partir de 1 de enero de 2012). En la actualidad, la CNE realiza un seguimiento de los costes tanto de inversión como de operación y mantenimiento afrontados por los titulares de las instalaciones mediante la aplicación de la Circular 3/2005. Esta información es utilizada en la realización de los informes periódicos de revisión de las tarifas y primas. Por otra parte, la CNE ha iniciado una encomienda de gestión para dotarse de un instrumento más robusto que le permita la recopilación sistemática y fiable de lo que se daría en llamar ‘información regulatoria de costes’; unos datos que pudieran ser cotejados con la información de carácter contable que las empresas están obligadas a mantener y presentar. La medida propuesta, que requeriría una norma con rango de Real Decreto, ligaría la actualización de las tarifas y primas a la obtención, mantenimiento y revisión de un sistema de información regulatoria de costes de carácter auditable que permitiera realizar un seguimiento sistemático y regular de aquellos costes afrontados por las empresas del sector. 3.1.5 Fomento del autoconsumo El fomento del autoconsumo, que aplicaría a las tecnologías minieólica, microcogeneración y fotovoltaica, es conveniente para el desarrollo de la generación distribuida y el cumplimiento eficiente de los objetivos energéticos y medioambientales comprometidos. Quedan no obstante determinadas cuestiones pendientes de concretar antes de proceder a su implantación. En particular, se hace imprescindible contar con un adecuado marco legal para esta figura, una metodología de peajes que refleje fielmente los costes de acceso a la red y una adecuada regulación jurídica y técnica en relación con los contratos de acceso y compraventa de energía, y con los sistemas de control técnico de la energía consumida y producida. 3.2 PROPUESTAS REGULATORIAS SOBRE LA RETRIBUCIÓN DE LAS

INSTALACIONES EXISTENTES 3.2.1 ADAPTACIÓN DEL MECANISMO DE GARANTÍAS DE ORIGEN

ESTABLECIENDO UN PRECIO MÍNIMO PARA LAS MISMAS. TIPO DE ACTUACIÓN: LEY

El mecanismo de garantía de origen constituye un registro público de anotaciones en cuenta que permite informar al consumidor sobre la procedencia de la electricidad que consume –redención de garantías-. El mecanismo es voluntario y gratuito: las comercializadoras son libres de adquirir o no dichas garantías en la proporción que consideren oportuna, y de acuerdo con la experiencia adquirida no existe un precio apreciable para las transferencias de garantías entre productores y comercializadores. Este mecanismo se complementa con un sistema de etiquetado que obliga a los comercializadores a incluir en sus facturas información sobre el mix de comercialización resultante en el año anterior, así como el nivel de emisiones de dióxido de carbono y de generación de residuos radiactivos asociado a la electricidad comercializada, lo que permite su comparación con el nivel promedio de referencia nacional. Ahora bien, en la medida en que la electricidad comienza a ser percibida como un producto diferenciable según el impacto medioambiental ocasionado, la certificación de origen comienza a tener un valor comercial (puede por ejemplo ser requerida en las bases de un concurso público de suministro), y dicho valor comercial debería tener un precio. Como este mercado no se ha desarrollado suficientemente, se propone que una norma con rango de Ley, establezca un precio

81

mínimo para las garantías de origen, de modo que existiera una clara trazabilidad económica de las transferencias así realizadas. Esta medida podría ser comparable con el establecimiento de un precio suelo para la tonelada de CO2 emitido, tal y como ha sido planteado en otros países de nuestro entorno, aunque en este caso se trataría de pagar por una emisión de CO2 que se evita. Como estimación preliminar, si los comercializadores hubieran optado por adquirir garantías por el 25% del volumen de energía expedida durante el año 2010 a un precio mínimo de 5 Eur/MWh, el importe anual recaudado ascendería aproximadamente a 95 millones de euros. Este importe podría ser contabilizado por la CNE cuando autorice trasferencias de garantías de origen desde un productor a un comercializador, que finalmente serían consideradas como ingresos liquidables a cuenta de las primas devengadas por las instalaciones que han trasferido sus garantías. Debe tenerse presente que las instalaciones del régimen ordinario cuya producción se basa en fuentes de energía renovable (gran hidráulica) o de alta eficiencia (determinados ciclos combinados que cogeneran) pueden también solicitar la expedición de garantías de origen. La medida es positiva desde el punto de vista de la tarifa de acceso, ya que reduce los costes regulados que ésta debe contener.

3.2.2 ELIMINACIÓN DE TARIFAS Y PRIMAS A PARTIR DE LA FINALIZACIÓN DE LA VIDA ECONÓMICA. TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO

En la actualidad, el régimen retributivo reconocido a la producción de energía eléctrica en régimen especial permite, con carácter general, continuar percibiendo la tarifa o prima establecida en tanto la instalación se mantenga en funcionamiento, sin especificar cuál es la vida económica de la misma. En la regulación vigente se han definido dos tramos tarifarios, el primero con los valores de primas y tarifas más elevados hasta un determinado periodo temporal, mientras que el segundo éstas se ven reducidas pero no se fija límite temporal. Así en el caso de la eólica se pasa de una tarifa de 81 €/MWh los primeros 20 años a una tarifa de 68 €/MWh a partir de entonces (un 16% menos). La minihidráulica pasa su tarifa de 87 €/MWh los primeros 25 años a 78 €/MWh a partir de entonces (un 10% menos). La solar termoeléctrica pasa de 299 €/MWh los 25 primeros años a 239 €/MWh a partir de entonces (un 20% menos). Por su parte, la biomasa de cultivos energéticos pasa de 163 €/MWh los primeros 15 años a 137 €/MWh (un 16% menos) y la cogeneración con gas natural de 111 €/MWh a 92 €/MWh (un 17% menos). Lo mismo se podría decir de las primas de las distintas tecnologías. Debe tenerse presente que las tarifas y primas son calculadas con el fin de obtener una ‘rentabilidad razonable’ durante la vida económica (vida útil estimada) de la planta, luego la percepción de incentivos adicionales más allá del fin de la misma bien podría recibir la consideración de un ingreso adicional por encima de su retribución razonable. Dado el carácter novedoso de las tecnologías empleadas, no existe un registro histórico suficiente como para estimar de forma fidedigna hasta qué punto la vida económica se corresponde con el horizonte temporal de funcionamiento efectivo de las instalaciones. En esta medida se propone fijar un límite temporal por tecnología para la percepción de las primas y las tarifas actualmente vigentes, de forma análoga a lo ya implementado en relación con parte del parque solar fotovoltaico (donde se han limitado a 30 años). La propuesta que se analiza consistiría en establecer una vida económica para todas las tecnologías coincidente, con carácter general, con el primer tramo tarifario anteriormente descrito, excepto para la cogeneración y la biomasa, que se fijaría en 20 años.

82

Esta medida a adoptar en relación con la cogeneración y la biomasa se justifica en lo siguiente:

a) La primera tecnología que alcanzará este límite sería la cogeneración, y comenzará a hacerlo a partir de este mismo año.

b) No han alcanzado el objetivo de planificación, encontrándose la cogeneración en el 69% del objetivo, y la biomasa en el 40% y 88%, según las categorías de ésta.

c) El crecimiento de la cogeneración se encuentra estancado desde principios de la década anterior. La biomasa no ha terminado de despegar.

d) La entrada en vigor del RDL 1/2012 impide el desarrollo de nueva potencia de cogeneración y biomasa no inscrita en el registro de preasignación.

e) La entrada en vigor del RDL 1/2012 impide también el plan ´renove´ de las instalaciones existentes de cogeneración, porque originaría un nuevo régimen económico, que tendría que ser inscrito en el registro de preasignación.

f) La crisis económica ha reducido la demanda de calor útil de la industria asociada, lo que ocasiona problemas a la cogeneración para el cumplimiento de su rendimiento mínimo.

Para evitar estos efectos indeseables, se propone armonizar la vida económica de la cogeneración y la biomasa con el resto de tecnologías, como la eólica, estableciendo para ellas unas vidas económicas de 20 años, en cuyo periodo se percibirían los dos escalones tarifarios actualmente vigentes. La medida propuesta, que requeriría una norma con rango de Real Decreto, consistiría en suprimir la percepción de las tarifas y primas una vez finalizada la vida económica de las mismas, Esta media mantiene el principio contenido en la Ley de la obtención de una rentabilidad razonable. No se ha valorado el impacto económico de esta medida, pues tendría efectos en el largo plazo.

3.2.3 CONSIDERACIÓN DEL TECHO Y SUELO DE LA PRIMA, PARA QUE

CUANDO EL PRECIO DE MERCADO SUPERE EL TECHO, LA PRIMA SE DEVUELVA COMO INGRESO LIQUIDABLE DEL SISTEMA. TIPO DE ACTUACIÓN: LEY

En la actualidad, para diversas tecnologías renovables (no es el caso de la fotovoltaica, que se retribuye exclusivamente a tarifa) se ofrece un esquema de ‘mercado más prima’ cuya suma queda sujeta a un techo y a un suelo (‘cap and floor’). El objetivo es que los consumidores y productores, compartan riesgos en situaciones de precios de mercado muy tensionados al alza o a la baja, respectivamente. Ahora bien, la aplicación efectiva de este mecanismo es hoy día asimétrica en detrimento del consumidor: para precios de mercado muy elevados, tales que por sí solos superasen el techo o ‘cap’, no se produciría devolución del exceso sobre el techo, ya que el productor retendría la totalidad del precio de mercado. Por el contrario, con precios de mercado deprimidos, la prima se complementa hasta donde sea necesario para alcanzar el suelo o ‘floor’.

La medida propuesta, que requeriría una norma con rango de Ley (en este sentido, señalar que la redacción dada al anteproyecto de Ley del sector informada en su día por la CNE podría dar cabida a este planteamiento), consistiría en aplicar la devolución íntegra al sistema como ingreso liquidable de todas la cantidades que superasen el ‘cap’. Esta medida mantiene el principio contenido en la Ley de la obtención de una rentabilidad razonable. Por otra parte, su aplicación debería acompañarse de una disposición que impidiese que las instalaciones afectas a la misma abandonaran el régimen especial para pasarse al régimen ordinario, cuando menos hasta el fin de su ‘vida retributiva’.

83

No se ha valorado el impacto económico de esta medida, pues su aplicación presupone un contexto de precios muy elevados que distorsionarían los escenarios de evolución de ingresos liquidables normalmente empleados, pero en su caso, la medida supondría un menor coste para la tarifa de acceso. No obstante lo anterior, se ha ensayado parcialmente su impacto económico mediante el siguiente ejemplo referido a la eólica en 2008: las instalaciones de tecnología eólica actualmente acogidas a la opción de mercado son retribuidas con una prima que varía en función del precio del mercado; si en una hora concreta éste es mayor o igual al ‘cap’, la instalación no percibe prima, pero retiene íntegramente el precio de mercado para esa hora. Se ha considerado como hipótesis que dicho ‘cap’ limite estrictamente la retribución total (no solo la prima). Con los precios de mercado (relativamente altos) del año 2008, y el correspondiente ‘cap’ de este año (87,79 €/MWh), el coste evitado habría ascendido a 3,15 millones de euros en términos de prima equivalente.

3.2.4 ESTABLECER UN MECANISMO DE TECHO-SUELO PARA COGENERACIÓN

Y RESIDUOS. TIPO DE ACTUACIÓN: LEY

En estrecha relación con el punto anterior, esta medida consistiría en extender el esquema de techo y suelo (‘cap & floor’) también a las tecnologías no renovables (cogeneración y residuos), para las que no se ha establecido este mecanismo en la regulación actual. No existe ninguna razón objetiva de esta ausencia, y siempre desde la lógica de una compartición de riesgos simétrica entre los titulares de las instalaciones y los consumidores finales. De establecerse el mecanismo propuesto en la cogeneración y en los residuos, las actuales revisiones trimestrales derivadas de la evolución de los precios de los combustibles deberán afectar no sólo a las primas y tarifas, sino también a los valores de techo y suelo que se adopten. Al igual que la anterior medida mantiene el principio contenido en la Ley de la obtención de una rentabilidad razonable.

No se ha valorado el impacto económico de esta medida, porque habría que considerar escenarios de precios muy elevados o muy reducidos en el mercado, lejos de los habitualmente considerados. En todo caso y a largo plazo, existiendo mayor una mayor probabilidad de elevación de los precios del mercado, conforme al escenario planteado en el PER, la medida se podría considerar positiva desde el punto de vista de la disminución de la tarifa de acceso.

No obstante lo anterior, se ha ensayado parcialmente su impacto económico mediante el siguiente ejemplo referido a la cogeneración, también en 2008: Las instalaciones de cogeneración actualmente acogidas a la opción de mercado, son retribuidas con una prima fija, independiente del precio del mercado; se propone aplicar un sistema de prima variable con ‘cap & floor’ como el planteado para la eólica en el apartado anterior. Se han considerado (estableciendo una analogía con los valores establecidos para la eólica) como límites superior e inferior, para todas las modalidades de cogeneración, 108,42 €/MWh y 90,97 €/MWh, respectivamente. La prima equivalente unitaria en 2008 para cogeneraciones en opción de mercado era de 38,44 €/MWh. Bajo estas hipótesis, se estima que el floor supondría un coste extra de 12,30 millones de euros, en tanto que el cap evitaría 45,60 millones de euros de prima equivalente, luego el efecto global sería un ahorro para el sistema en torno a 33 millones de euros al año.

3.2.5 TARIFAS CON DISCRIMINACIÓN HORARIA EN INSTALACIONES GESTIONABLES. TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO

Para las instalaciones con retribución a tarifa, ésta es ‘plana’, sin diferenciación entre precios de punta y valle –sólo las instalaciones con retribución a mercado más prima son sensibles a estas

84

variaciones. Esta circunstancia, que se compadece mal con el distinto valor de la energía a lo largo del tiempo, puede resultar admisible en las tecnologías no gestionables, de carácter ‘fluyente’, pero no así en las gestionables. En este sentido la regulación ha establecido tarifas con discriminación horaria para la cogeneración, pero esto no es así en el caso de la biomasa, residuos y tratamiento de residuos. El objetivo final sería lograr que todas estas instalaciones fueran retribuidas a mercado más prima; como paso intermedio, se plantea introducir una progresiva discriminación horaria en la tarifa que perciben, de modo que la generación en punta se retribuya a un precio más elevado que la generación en base. Esta propuesta requeriría la aprobación de una norma con rango de Real Decreto; el coste evitado resulta difícil de cuantificar, pero en todo caso se debería no tanto a un ahorro, en todo caso marginal, en los costes regulados, cuanto a una cierta relajación del precio de los servicios de sistema, que se encarecen con el apuntamiento de la demanda que esta medida contribuiría a contrarrestar.

3.2.6 REVISIÓN DE LA REVOCACIÓN DEL DERECHO A LA APLICACIÓN DEL RÉGIMEN ECONÓMICO PRIMADO DE LA COGENERACIÓN POR INCUMPLIMIENTO. TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO

En la actualidad, el incumplimiento por dos veces, por parte de una instalación de cogeneración, del rendimiento eléctrico equivalente mínimo que le es exigible, es causa de expulsión del régimen primado (el primer incumplimiento se denomina coloquialmente ‘tarjeta amarilla’, mientras que el segundo corresponde a ‘tarjeta roja’). Debe tenerse presente que la cogeneración está estrechamente ligada en España a determinados sectores industriales, algunos de los cuales han sufrido y sufren las consecuencias de la actual coyuntura económica en forma de una considerable reducción de actividad productiva. Esto tiene una consecuencia directa sobre el régimen de funcionamiento de las cogeneraciones asociadas, que difícilmente pueden ser explotadas en su punto de operación óptimo, condición frecuentemente necesaria para satisfacer los requisitos de rendimiento y alta eficiencia que justifican su retribución. La medida propuesta, que requeriría una norma con rango de Real Decreto, no supone un ahorro directo en los costes regulados, ya que pasaría por suspender la revocación de la autorización de las cogeneraciones que incumplan por dos veces el rendimiento eléctrico equivalente. Esta medida tiene la ventaja de evitar el cierre de instalaciones de producción no amortizadas sin perjuicio de que la producción primada fuera reducida conforme a la regulación vigente, cuando dicho rendimiento mínimo no fuera alcanzado, lo que resulta positivo para la tarifa de acceso y para la garantía de suministro. 3.3 OTRAS MEDIDAS REGULATORIAS

3.3.1 IMPUTACIÓN DE LOS COSTES REALES DE OPERACIÓN (RESERVA DE POTENCIA ADICIONAL, GESTIÓN DE DESVÍOS EN TIEMPO REAL O MECANISMO DE SERVICIOS DE BALANCE TRANSFRONTERIZOS). TIPO DE ACTUACIÓN: RESOLUCIÓN

La incorporación masiva de generación de origen renovable no gestionable, si bien deprime el precio marginal del mercado, encarece significativamente los distintos servicios de ajuste necesarios para preservar la operación segura del sistema. Así, la incidencia de bruscas oscilaciones en el producible eólico no previstas con suficiente antelación es frecuentemente apuntada como causa del repentino incremento de restricciones técnicas ‘no-de-red’ (no originada por coyunturales congestiones topológicas) y ocasiona asimismo la convocatoria de procesos de

85

gestión de desvíos. Plenamente consciente de estas circunstancias, el Operador del Sistema presentó en su día una propuesta de Procedimiento de Operación, que pasaría a ser el P.O. 3.9, para la provisión de un servicio de reserva de potencia adicional; dicha propuesta fue objeto del Informe 7/2010 de la CNE, de 20 de mayo de 2010. La implementación de este servicio, en el caso de la reserva adicional a subir, constituiría una suerte de mercado adicional de reserva ‘cuaternaria’ para evitar tratar como supuestas restricciones de red situaciones que no son tales. En el caso de la reserva a bajar, se incentivaría que determinados grupos térmicos de respuesta rápida mantuvieran un funcionamiento próximo, pero por encima de, su mínimo técnico.

La medida propuesta, que requeriría de una Resolución, consistiría en implantar el citado servicio de reserva adicional de modo que, de acuerdo con el informe realizado en su día por esta Comisión, el coste adicional así sobrevenido fuera repercutido sobre la generación renovable no gestionable, que origina la necesidad del mismo, evitando su reparto entre toda la demanda. De igual forma se podría argumentar en relación a los costes del mecanismo de gestión de desvíos en tiempo real cuando éste es convocado por una generación no gestionable no prevista con suficiente antelación. Adicionalmente y en la misma línea anterior, actuaría el mecanismo transfronterizo de servicios de balance consensuado entre el operador del sistema español y sus homólogos de Portugal y de Francia.

3.3.2 NUEVA REGULACIÓN DEL ACCESO Y LA CONEXIÓN. TIPO DE

ACTUACIÓN: REAL DECRETO

Este punto corresponde también a una mejora técnica ya acordada por la CNE con ocasión del informe a la propuesta de Real Decreto de revisión del Real Decreto 1955/2000, así como en otros informes a propuestas de normativa. Uno de los puntos clave en la propuesta de la CNE consiste en modificar la regulación para derogar el principio de inexistencia de reserva de capacidad. Este principio, asumible en un tiempo en que había una considerable capacidad excedentaria en la red, no parece ya sostenible –no al menos en lo que atañe a la producción en régimen especial, económicamente primada y sujeta a compromisos de carácter internacional que requieren un desarrollo notable de la misma en lo que resta de década–. El recientemente publicado Real Decreto de acceso y conexión de pequeña potencia ya ha derogado dicho principio para este colectivo. Así pues, desde la CNE se ha propuesto la toma en consideración de las instalaciones existentes en las solicitudes de acceso y conexión de nuevas instalaciones del régimen especial, con el fin de minimizar los vertidos o reducciones de potencia a prorrata, por razones de seguridad del sistema. 4 OPERACIÓN DEL SISTEMA

4.1 METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA RETRIBUCIÓN DEL OS SEGÚN

CONTABILIDAD REGULATORIA DE COSTES. ESTABLECIMIENTO DE INCENTIVOS/PENALIZACIONES SOBRE GARANTIA DEL SUMINISTRO, PÉRDIDAS Y COSTES DE OPERACIÓN

Se considera necesario realizar un análisis detallado de costes de la actividad de operación del sistema que permita calcular adecuadamente el importe que debe ser financiado por los consumidores eléctricos y realizar una propuesta fundamentada para calcular su retribución de forma automática en cada periodo tarifario.

En la parte III de este informe se propone además relacionar la retribución de este operador con

86

unos incentivos/ penalizaciones en relación a la calidad del servicio y al coste de la operación del sistema.

4.2 ESTABLECER PRECIOS REGULADOS (OMEL Y OS) SEGÚN COSTES Y

METODOLOGÍA La CNE debería ser la responsable de determinar la metodología por la que se establezca tanto la retribución del operador del sistema como los precios que éste cobre a los sujetos del mercado, teniendo en cuenta los costes incurridos en el ejercicio de su actividad, en la medida en que correspondan a los de un gestor eficiente, y tengan en consideración una rentabilidad adecuada.

Se considera que las acciones relativas a fijar la retribución del operador del sistema de acuerdo con una metodología establecida, la determinación de los precios que éste cobre a los agentes, y la desagregación de la función del operador del sistema a una sociedad de nueva creación, debe realizarse revisando, en consonancia, la retribución del transporte, al objeto de no trasladar un incremento de costes que finalmente acabe repercutiendo al consumidor.

Asimismo, la CNE debería ser la responsable de elaborar la metodología por la que se establecen los precios que el operador del mercado cobra a los sujetos del mercado por los servicios que presta.

5 INTERRUMPIBILIDAD:

ESTABLECER EL PAGO Y RETRIBUCIÓN DE DICHO SERVICIO SEGÚN MECANISMO DE MERCADO Y COMPRENDIDO EN EL PAGO POR CAPACIDAD. TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO

En la medida en que el servicio de interrumpibilidad es una herramienta de gestión del sistema de la que dispone el OS al igual que los servicios de reserva del sistema proporcionados por las instalaciones de producción, sería deseable que la retribución por este servicio fuera establecida mediante un mecanismo de mercado (por ejemplo, subastas) al igual que el resto de servicios de ajuste que proveen los generadores. De forma transitoria se propone reducir dicho descuento desde 600 M€ a 450 M€.

6 COMPENSACIÓN EXTRAPENINSULAR

Las actividades para el suministro de energía eléctrica en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (SEIE) se rigen por una reglamentación singular debida fundamentalmente al tamaño reducido de estos sistemas y a su aislamiento. Como consecuencia de ello, en las instalaciones de producción de electricidad existen limitaciones en el tamaño de los grupos de generación y en las tecnologías, y además, el requerimiento de reserva de potencia rodante es superior al de la península. Estos factores, entre otros, conducen a que el coste de la actividad de producción sea superior que en la península. La regulación correspondiente a los SEIE se diferencia de la regulación peninsular en lo referente a la actividad de producción, donde se establece un régimen económico regulado de costes reconocidos. Dichos costes se retribuyen a partir de los ingresos provenientes de las adquisiciones de energía de los comercializadores ubicados en estos territorios, a precio horario del mercado peninsular; de

87

las partidas contenidas en los Presupuestos Generales del Estado, y de las compensaciones que son necesarias para alcanzar los costes reconocidos, cuyos importes están contenidos en las tarifas de acceso. El principio de precio único en todo el territorio nacional, contenido en la Ley del Sector Eléctrico, ha justificado hasta el momento estas compensaciones. A nivel internacional, en los sistemas eléctricos aislados que se han liberalizado se han contemplado también regulaciones de costes reconocidos (con compensaciones procedentes de las zonas no aisladas, como en Azores y Madeira de Portugal o Córcega de Francia), así como mecanismos de mercado, con ofertas “reguladas” de costes variables auditados, como sucede en los sistemas eléctricos de tamaño similar al de las islas mayores (Mallorca, Gran Canaria y Tenerife) de los países centroamericanos (Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá, que hasta la puesta en marcha de la línea SIEPAC han tenido interconexiones muy débiles con sus vecinos), en Bolivia o en el sistema aislado de La Patagonia (Argentina). En Europa existen países de tamaño comparable a las mencionadas islas, como Malta o Chipre, con regulaciones de costes reconocidos a partir de mecanismos de subastas de capacidad, que llevan a los precios más elevados del conjunto de países europeos. 6.1 MAXIMIZAR LA ENERGÍA TRANSFERIDA DESDE LA PENINSULA A

BALEARES A TRAVÉS DE UN ESTUDIO TÉCNICO DE ENLACE.50 TIPO DE ACTUACIÓN: ORDEN MINISTERIAL

La energía que llega a Baleares a través del cable tiene un precio muy inferior al coste variable medio del sistema Mallorca-Menorca. La CNE propuso en su informe de julio de 2011 la realización de un estudio para maximizar la transferencia de esta energía. Extrapolando en base anual los ahorros observados para el período de abril a agosto de 2011 para el suministro de energía del 20% de la demanda del sistema Mallorca-Menorca, y maximizando su capacidad comercial sin rebasar su capacidad técnica, considerando el reforzamiento de la reserva caliente en el sistema insular, se obtiene como resultado un ahorro neto anual de 48 M€51.

6.2 REVISAR LOS ESTÁNDARES REGULADOS A TRAVÉS DE LA CONTABILIDAD REGULATORIA DE COSTES. TIPO DE MEDIDA: REAL DECRETO

El establecimiento de una contabilidad regulatoria de costes permite conocer los costes de la actividad con el suficiente grado de desglose de las distintas partidas, así como una imputación objetiva de los costes indirectos52. Además se han de definir los procedimientos de revisión del auditor de la información contable preparada por la empresa, para que confirme que esta información tiene su reflejo en las cuentas anuales.

A los costes observados y regulatoriamente reconocidos en la generación en régimen ordinario extrapeninsular se les aplicaría un tratamiento análogo al que reciben otras actividades reguladas, 50 Informe 27/2011. 51 Según el Anexo I del Informe de la CNE sobre el proyecto de RD por el que se establecen las modificaciones de la regulación del sector eléctrico necesarias para recoger los efectos sobre la gestión técnica y económica del sistema eléctrico derivados de la entrada en funcionamiento del enlace eléctrico submarino en corriente continua entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear 52 La Resolución de la DGPEyM de 3 de diciembre de 2010 estableció una regulación de contabilidad regulatoria de costes que podrá ser aplicada en 2012 para la determinación de la compensación definitiva SEIE de 2011.

88

estableciéndose una batería de valores tipo por tecnología que permitieran, en la medida de lo posible, estandarizar los criterios de retribución aplicados tanto en inversión (capex) como en operación y mantenimiento (opex).

De todo ello resultaría una base retributiva justa y suficiente, que podría incorporar los parámetros de eficiencia que se considere conveniente.

6.3 REVISAR LOS PARÁMETROS TÉCNICOS A TRAVÉS DE PRUEBAS DE RENDIMIENTO EN GRUPOS DE GENERACIÓN DE RÉGIMEN ORDINARIO. TIPO DE ACTUACIÓN: RESOLUCIÓN

La implantación de esta medida requeriría la entrada en vigor de normativa ya propuesta e informada por la CNE, pero pendiente aún de aprobación, de manera que pudieran revisarse y, de forma periódica, actualizarse los parámetros técnicos de funcionamiento asumidos en la realización del despacho de generación, de modo que éstos se correspondan con el desempeño real de los grupos, y no con los regulados en el momento de su autorización.

Con esta medida se realizaría un despacho más económico y eficiente.

6.4 CALCULAR EL COSTE VARIABLE DEL DESPACHO CON TODOS LOS COSTES INTERVINIENTES (MEZCLAS DE COMBUSTIBLES, CO2, ETC). TIPO DE ACTUACIÓN: RESOLUCIÓN

La implantación de esta medida requeriría la entrada en vigor de normativa ya propuesta e informada por la CNE, pero pendiente aún de aprobación, de manera que un conocimiento más preciso de las mezclas de combustibles empleadas en la generación en régimen ordinario en los SEIE (más allá de cuál sea el combustible principal de entre ellos), así como de otras externalidades a las que se encuentra sometida la generación (por ejemplo, el coste soportado por emisiones de CO2), pudiera ser incorporado a los costes variables tenidos en cuenta en el despacho de generación.

Se ha de tener en cuenta que todos estos costes adicionales, aunque no hayan sido considerados en el despacho, son reconocidos finalmente en la compensación definitiva.

Con esta medida se realizaría un despacho más económico y eficiente.

6.5 IMPLEMENTACIÓN DE MECANISMO DE SUBASTAS DE ADQUISICIÓN DE COMBUSTIBLES (CARBÓN, GAS NATURAL, GASÓLEO Y FUELÓLEO). TIPO DE ACTUACIÓN: REAL DECRETO

Esta medida pasaría por reemplazar el actual proceso de reconocimiento de los costes de aprovisionamiento de combustible de los generadores en régimen ordinario en los SEIE, por la realización de subastas mediante las cuales se aseguraría dicho aprovisionamiento a coste mínimo para el consumidor.

6.6 PERFIL DIFERENCIADO DE PRECIOS EN FUNCIÓN DEL ESTADO DE LA DEMANDA EN LOS SEIE. TIPO DE ACTUACIÓN: ORDEN MINISTERIAL

En la regulación vigente los consumidores y comercializadores en los sistemas aislados reciben la misma señal de precio horario del mercado que sus semejantes situados en la península. Sin embargo, estos sistemas eléctricos aislados pudieran presentar circunstancias diferentes a las del sistema eléctrico peninsular, lo que puede resultar contrario a la eficiencia: por ejemplo, lo precios

89

bajos del mes de agosto en la península son aplicados en los momentos de demanda punta en el sistema balear.

La regulación otorga a las Comunidades Autónomas de los SEIE la posibilidad de establecer mecanismos de corrección de los precios peninsulares en función del estado de la demanda en estos territorios, pero hasta el momento no se han establecido estos mecanismos, lo que resulta contrario a la eficiencia. 6.7 AUTORIZACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN:

ESTABLECIMIENTO DE COSTES ESTANDARES Y PARÁMETROS TÉCNICOS PARA INSTALACIONES RENOVABLES Y DE COGENERACIÓN EN RÉGIMEN ORDINARIO

Es conocido que en los SEIE las tecnologías más maduras de generación a partir de fuentes de energía renovables son frecuentemente más competitivas que las convencionales, si bien su utilización extensiva se ve limitada por su carácter no gestionable (o al menos no completamente) y la inexistencia de capacidad de almacenamiento a gran escala. En el actual contexto regulatorio post-Real Decreto-ley 1/2012, se plantea entonces la cuestión de cómo articular el desarrollo e implantación de nuevas instalaciones renovables (y, en su caso, de cogeneración de alta eficiencia) en los SEIE, siempre que su precio resulte inferior al del SEIE correspondiente. Para ello se propone desarrollar el artículo 3.3 del citado RDL 1/2012 con el objeto de incorporar nueva capacidad de generación en régimen especial en los SEIE, sólo cuando sea necesario para cubrir el margen de cobertura del sistema sin afectar a la seguridad de suministro. Para su integración en el despacho se mantendría la prioridad de evacuación y los requerimientos de monitorización y control correspondientes a este régimen de producción. No obstante, su régimen de liquidación y compensación, en línea con lo previsto en el artículo 7.4 del Real Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, se realizaría “según lo previsto para las instalaciones de régimen ordinario de estos sistemas”.

7 METODOLOGÍA PARA EL RECONOCIMIENTO DE UN TIPO DE INTERÉS A TITULARES INICIALES DE LOS DERECHOS DE COBRO A PARTIR DE 2010 Y HASTA SU CESIÓN A FADE. TIPO DE ACTUACIÓN: ORDEN MINISTERIAL.

Los costes derivados del reconocimiento de un tipo de interés a las empresas como titulares de derechos de cobro de déficit debe responder a una metodología con base en indicadores de mercado líquidos, no verse afectados por una situación específica y coyuntural de los mercados y, que sin causar perjuicio patrimonial a las empresas eléctricas financiadoras del déficit, no suponga un traslado de costes excesivos e injustificados al consumidor, los cuales se añaden, por otra parte, a los costes que el consumidor soporta íntegramente por el proceso de la titulización vigente a través de FADE. Por ello se considera que la metodología para el establecimiento del tipo de interés debe fijarse valorando conjuntamente, tanto el impacto del tipo de interés hasta la cesión, como el coste de la titulización tras la cesión, debido a que ambos costes se repercuten al consumidor (Véase informe 38/2011).

90

91

ANEXO 1. CAUSAS DEL DESEQUILIBRIO DEL SISTEMA ELÉCTRICO

1. Origen del déficit del sistema eléctrico De acuerdo con los artículos 16 y 17 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, uno de los principios fundamentales que debe guiar el establecimiento de las tarifas eléctricas es el principio de suficiencia de ingresos. Es decir, se debe garantizar la recuperación de los costes mediante el pago de los correspondientes precios regulados. El ejercicio tarifario es un ejercicio de previsión sujeto, por tanto, a diferencias entre las variables estimadas y las registradas realmente (por ejemplo, demanda, estructura de la demanda, primas del régimen especial, precios de mercado, reparto de potencias y consumos por periodos tarifarios). En consecuencia, se producen diferencias entre las previsiones realizadas de ingresos y costes del sistema y los valores realmente registrados un año después. Estos desvíos derivados por errores de previsión son absorbidos en el cálculo de los precios regulados (peajes de acceso) del periodo siguiente. Los desvíos que no son trasladados a un único ejercicio, ya que por su magnitud implicaría incrementos elevados de los precios regulados, determinan la aparición del déficit. Esta situación se produjo durante los ejercicios 2001, 2002, 2005 y 2006. A partir de 2007, el déficit de actividades reguladas se ha originado básicamente porque los ingresos regulados obtenidos de los peajes de acceso establecidos ex ante fueron (y siguen siendo) inferiores a los costes reconocidos a las actividades reguladas. Todo ello con el fin de laminar el efecto sobre los consumidores del incremento necesario para que los peajes de acceso cubrieran la totalidad de los costes en el momento en que se producen. 2. Causas del déficit del sistema eléctrico: déficit ex post y déficit ex ante A comienzos de 1998 se inició el proceso de liberalización del sistema eléctrico. Se implantó un calendario progresivo de elegibilidad para que los clientes, con determinadas características de consumo y /o nivel de tensión, pudieran elegir suministrador. Este proceso comenzó el 1 de enero de 1998, el 1 de enero de 2003 se introdujo la elegibilidad plena a todos los consumidores en el mercado libre, y finalmente el 1 de julio de 2009 se eliminó el sistema de tarifas integrales. Desde entonces, todos los consumidores deben obtener su suministro en el mercado. La introducción del modelo de liberalización no vino acompañada de un cambio profundo en la estructura tarifaria vigente hasta entonces. Por el contrario, se mantuvo el esquema de tarifas integrales, de estructura compleja (con tarifas diferenciadas por nivel de tensión, horas de utilización y usos, a las que se podían aplicar diferentes modalidades de discriminación horaria y de facturación de potencia), y se permitió a los clientes cualificados optar por permanecer acogidos a tarifa, u obtener su suministro del comercializador en el mercado. La diferente estructura de las tarifas integrales y de acceso, unida a la opcionalidad del consumidor entre acudir al mercado o permanecer en el régimen de tarifa, posibilitó una transición gradual hacia la eliminación de las tarifas integrales para los consumidores, si bien generó un déficit en las liquidaciones de actividades reguladas (déficit del sistema eléctrico), en la medida en que las tarifas integrales (precios finales regulados) no recogieron adecuadamente la evolución de los costes de suministro. En los primeros años de la liberalización, no se generaron déficit significativos de actividades reguladas debido a que, por una parte, las tarifas integrales incluyeron los costes estimados de las actividades reguladas y, por otra parte, a que los Costes de Transición a la Competencia (CTC’s), incluidos en las tarifas de acceso, fueron concebidos como un importe máximo a recuperar por las

92

generadoras en un periodo de tiempo determinado, dotando de flexibilidad al sistema, en la medida en que se liquidaban por diferencias. El déficit de actividades reguladas surge por primera vez en 2000, debido, fundamentalmente, a que el coste de la energía previsto en las tarifas integrales fue inferior al coste de la energía liquidado a los distribuidores y esta diferencia no pudo ser absorbida por los CTC’s como consecuencia de la modificación del mecanismo de recuperación de los mismos en 1999. En concreto, la Ley 50/1998, de 30 de diciembre, sobre Medidas fiscales, administrativas y de orden social, modificó, en su artículo 107, el importe y el procedimiento de liquidación de los CTC’s. Por una parte, se estableció una quita del 20% sobre el importe de los CTC’s reconocidos a 31 de diciembre de 1998. Por otra parte, se estableció que el 80% de los CTC´s se recuperaran a través de cuota con destino específico y el resto (esto es, el stock de carbón, la prima implícita y por último el resto de las asignaciones generales y específicas de CTC´s) se liquidarán por diferencias. En la medida en que se redujo el importe de los CTC’s que se cobraban por diferencias, los desvíos que se produjeron entre los costes e ingresos previstos y reales en el año 2000, no fueron absorbidos en el propio ejercicio, generándose déficit de actividades reguladas. A finales del año 2002 se reconoció a las empresas el déficit de las actividades reguladas y se estableció la metodología por la que se determinó una senda de evolución de tarifas, limitando sus aumentos al 2% hasta 2010. Ligado a la metodología fijada (en el RD 1432/2002, de 27 de diciembre), a partir del año 2002, y especialmente en 2005 y 2006, el déficit de actividades reguladas aumentó aproximadamente un 30% en términos medios anuales, debido a que sucesivamente el coste de energía liquidado a los distribuidores por la energía de los consumidores a tarifa fue superior al que se incorporó en las tarifas integrales. En 2005 el coste medio de energía liquidado a los distribuidores fue un 73,6% superior al incorporado en las tarifas integrales, mientras que en 2006 fue un 45,4% superior. Como consecuencia de no haber trasladado el coste estimado de la energía a las tarifas integrales, hubo un retorno de los clientes de mercado al régimen de tarifa integral, que, adicionalmente, aumentó el déficit de actividades reguladas. En 2007, de acuerdo con el Real Decreto 1634/2006, se estableció el déficit ex ante en las actividades reguladas, es decir, las tarifas de acceso de los consumidores, ya estuvieran acogidos a tarifa integral, o en el mercado, se fijaron a niveles inferiores a las que resultarían de incorporar todos los costes de acceso. Dicha medida junto a la determinación de las tarifas integrales que incluyeron un coste estimado de energía coherente con el coste liquidado a los distribuidores por su energía adquirida en el mercado llevó, por una parte, a un traspaso de consumidores al mercado (véase gráfico inferior) y, por otra, a la acumulación de un déficit de actividades reguladas originado por la insuficiencia de las tarifas de acceso.

93

Gráfico 22. Evolución de la participación de la demanda en el mercado liberalizado por tipo nivel de tensión (sistema peninsular). Años 1999-2010.

Fuente: CNE

Desde la puesta en marcha del suministro de último recurso el 1 de julio de 2009, el coste de la energía de la TUR no es un coste de actividades reguladas, por lo que el déficit en las liquidaciones de actividades reguladas se corresponde desde entonces, fundamentalmente, con el déficit de las tarifas de acceso53. El Real Decreto 302/2011 ha determinado que parcialmente, por la parte de la energía no adquirida en las subastas CESUR respecto al volumen solicitado por los CUR, el sistema realice la cobertura de precios CESUR respecto al precio spot liquidado, a través de la venta de la energía del régimen especial a tarifa. La diferencia de precios respecto al volumen de energía no cubierto en las subastas CESUR es un ingreso (si la diferencia de precios es positiva) o un coste liquidable del sistema desde el 1 de abril de 2011. La Disposición adicional vigésimo primera de la Ley 54/1998, en la redacción dada por el Real Decreto-Ley 6/2010 y el Real Decreto-Ley 14/2010, determinó una senda para la reducción del déficit de tarifas hasta 2013, fecha a partir de la cual las tarifas de acceso deberán ser suficientes. En particular, estableció que el déficit de actividades reguladas no podrá superar desde 2009 a 2012, los 3.500 M€, 3.000 M€, 3.000 M€ y 1.500 M€, respectivamente. En el gráfico inferior se muestra la senda del ingreso medio y del coste medio de acceso desde 1998 a 2011, respectivamente. Se observa la brecha aún existente entre el nivel de ingreso medio de las tarifas de acceso y el coste medio de acceso. En la parte inferior del gráfico se muestra la evolución del déficit de actividades reguladas, y un cálculo del desglose entre déficit/superávit de energía y de acceso. Por simplicidad, se ha excluido el saldo de los pagos por capacidad en el déficit de actividades reguladas.

53 Desde 2008, la diferencia entre ingresos y los costes de los pagos por capacidad tienen la consideración de ingreso o coste liquidable del sistema.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ene-99 jul-99 ene-00 jul-00 ene-01 jul-01 ene-02 jul-02 ene-03 jul-03 ene-04 jul-04 ene-05 jul-05 ene-06 jul-06 ene-07 jul-07 ene-08 jul-08 ene-09 jul-09 ene-10

%

Mes de Consumo

Baja Tensión ( < 1 kV) Alta tensión 1 (≥1 kV y <36 kV) Alta tensión 2 (≥36 kV y <72,5 kV)

Alta tensión 3 (≥72,5 kV y <145 kV) Alta tensión 4 (≥145 kV)

Toda la Alta Tensión≥ 1 GWh/año

≥ 5

GW

h/a

ño

≥ 3

GW

h/a

ño

≥2 G

Wh

/añ

o Total

94

Gráfico 23. Ingreso medio y coste medio de acceso (€/MWh). Evolución del déficit de actividades

reguladas y del déficit por tarifas de acceso (M€). Años 1998-2011. Ámbito peninsular.

Fuente: CNE (Liquidaciones definitivas 1998-2007, Liquidación 14/2008, Liquidación 14/2009 y Liquidación 14/2010). En 2011, el déficit de actividades reguladas se corresponde con la Liquidación provisional 12/2011. A partir de 1de julio de 2009, el déficit de actividades reguladas coincide con el déficit de acceso más el saldo de pagos por capacidad sujeto a liquidación. Se observa que hasta 2006, el déficit de actividades reguladas se debe a que el coste de la energía liquidado a los distribuidores fue superior al coste de la energía incluido en las tarifas integrales. A partir del año 2007, el déficit de actividades reguladas se explica por la insuficiencia de las tarifas de acceso para cubrir los costes de acceso (véase Gráfico 23). Análogamente, en el Gráfico 24 se recoge en la parte superior la evolución del coste de la energía liquidado a los distribuidores y el coste de la energía previsto en las tarifas integrales.

‐

8,00   

16,00   

24,00   

32,00   

40,00   

48,00   

56,00   

64,00   

72,00   

80,00   

€/M

Wh

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (P) 2011 (P)

‐ 7.000   

‐ 6.000   

‐ 5.000   

‐ 4.000   

‐ 3.000   

‐ 2.000   

‐ 1.000   

‐

1.000   

2.000   

M€

Déficit/superávit acceso Déficit/superávit energía Déficit actividades reguladas

Coste medio Ingreso medio

95

Gráfico 24. Coste medio de la energía liquidado a los distribuidores y coste de la energía previsto en las tarifas integrales (€/MWh). Evolución del déficit de actividades reguladas por componente (M€). Años 1998-2011. Ámbito peninsular

Fuente: CNE (Liquidaciones definitivas 1998-2007, Liquidación 14/2008, Liquidación 14/2009 y Liquidación 14/2010). Desde el 1 de julio de 2009 el coste de la energía no es un coste liquidable del sistema, por lo que en términos generales (excluyendo el saldo de pagos por capacidad) el déficit de actividades reguladas es similar al déficit de acceso 3. Evolución de los componentes de coste de acceso

Como se ha visto el déficit tarifario, en su origen, se debió a un error de previsión del coste de la energía implícito en las tarifas integrales. No obstante, cabe señalar que el error de previsión del precio del mercado incide no sólo en el coste de la energía implícito en las tarifas integrales, sino también sobre aquellos costes de acceso cuyo importe depende de la evolución del mismo. Tal es el caso de las primas del régimen especial, el coste de la compensación extrapeninsular y los CTC’s. El componente de coste de acceso que ha registrado un mayor aumento corresponde al Régimen Especial, originado tanto por el aumento de la potencia instalada como por el aumento de las primas a las renovables y su pago como coste de actividades reguladas como diferencial con respecto al precio de mercado. Dicho coste supone el 40% del total de los costes de acceso en

‐

8,00   

16,00   

24,00   

32,00   

40,00   

48,00   

56,00   

64,00   

€/M

Wh

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (P) 2011 (P)

‐ 7.000   

‐ 6.000   

‐ 5.000   

‐ 4.000   

‐ 3.000   

‐ 2.000   

‐ 1.000   

‐

1.000   

2.000   

M€

Déficit/superávit energía Déficit/superávit acceso Déficit actividades reguladas

Coste medio energía previsto en las tarifas integralesCoste medio de energía liquidado

96

2010 (peso superior al de otros componentes retributivos tales como la distribución) y ha registrado un aumento medio anual del 94% desde 1998 a 2010. Análogamente, la compensación extrapeninsular ha experimentado un aumento medio anual en el periodo comprendido entre 1998 y 2010 del 27%, a pesar de que a partir de 2009 una parte es financiada con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, debido a que su importe se calcula como diferencial entre el coste de generación en los territorios extrapeninsulares y el precio de mercado peninsular. Por último, a partir de 2008, otros componentes de costes que han registrado una evolución expansiva son la retribución a la distribución, motivado por la implantación del nuevo modelo de retribución, el importe destinado al pago de las anualidades de los déficits de años anteriores, consecuencia de la acumulación de los mismos y la incorporación del coste del sistema de interrumpibilidad en mercado (véase el Gráfico 25).

Gráfico 25. Evolución de los costes de acceso entre 1998 y 2010

Fuente: CNE (Liquidaciones definitivas 1998-2007, Liquidación 14/2008, Liquidación 14/2009 y Liquidación 14/2010).

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Miles de €

Transporte Distribución y Gestión Comercial

Costes Permanentes (OS, OMEL, CNE, CTC'S,  ELCOGAS) Compensación extrapeninsular e insular

Déficit de años anteriores Costes diversificación y seguridad abastecimiento

Interrumpibilidad en mercado + Incentivo carbón + otros Prima del Régimen Especial

97

Gráfico 26. Contribución de cada componente de coste al crecimiento de los costes de acceso entre 1998 y 2010 (en recuadro crecimiento anual de los costes de acceso)

Fuente: CNE (Liquidaciones definitivas 1998-2007, Liquidación 14/2008, Liquidación 14/2009 y Liquidación 14/2010). 4. Evolución de los ingresos de acceso

En el cuadro 1 se incluyen las variaciones de los peajes de acceso desde el año 2003 hasta abril de 2011. En el Cuadro 31 se muestra el impacto de dichas variaciones en la relación de precios de cada grupo tarifario respecto del total, para el periodo comprendido entre 2003 y enero de 2012. En este análisis se mantienen para todo el periodo los datos de potencias y consumos por grupos tarifarios previstos para 2010. Se observa que entre 2003 y 2006, la relación del ingreso media de cada grupo tarifario respecto del total se mantuvo constante, lo que se explica porque los peajes de acceso experimentaron las mismas variaciones en los términos de potencia y energía por periodos horarios de todos los grupos tarifarios. A partir de 2007, con la introducción del déficit ex ante (lo que implica la imputación de parte de los costes de acceso del ejercicio, a los peajes de acceso de ejercicios futuros) se han modificado las relaciones de facturación media de cada grupo tarifario. En 2007 aumentaron los peajes de acceso de los clientes conectados en baja tensión con

potencia contratada inferior a 15 kW y disminuyeron el resto de tarifas de acceso. Por el contrario, en 2008 los peajes de acceso de los clientes de baja tensión con potencia

contratada inferior a 15 kW experimentaron una reducción, en términos medios, del 15%, mientras que los peajes de acceso de tres periodos (3.0 A y 3.1 A) aumentaron, en términos medios, aproximadamente un 3% y los peajes de acceso de seis periodos (6.X) aumentaron, en términos medios, un 4,3%, si bien los consumidores acogidos a los peajes de acceso 6.3 y

‐7,1%

‐4,8%

2,0%3,0%

11,7%

20,7%

‐4,2%

16,6%

32,7%

23,1%

25,5%

6,9%

‐15,00%

‐10,00%

‐5,00%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

%

Transporte Distribución y Gestión Comercial

Costes Permanentes (OS, OMEL, CNE, CTC'S,  ELCOGAS) Compensación extrapeninsular e insular

Déficit de años anteriores Costes diversificación y seguridad abastecimiento

Interrumpibilidad en mercado + Incentivo carbón + otros Prima del Régimen Especial

98

6.4 vieron reducidos sus precios medios, debido a que se aplicaron variaciones diferenciadas en los términos de potencia y energía por periodos54.

Desde enero de 2009 los peajes de acceso se han revisado semestralmente, experimentando, en términos acumulados, mayores aumentos los clientes de baja tensión con potencia contratada superior a 15 kW (tarifa 3.0 A) y los clientes conectados en media tensión (3.1 A y 6.1).

En términos comparativos, los peajes de acceso que han registrado mayores aumentos desde el establecimiento del déficit ex ante son los peajes de acceso aplicables a los clientes de media tensión (tarifas de acceso 3.1 A y 6.1). Por el contrario, cabe señalar que la facturación media de las tarifas de muy alta tensión (6.4) ha disminuido en términos acumulados el 26,5% en términos nominales desde enero de 2012 a enero de 2003.

Cuadro 31. Variación de los peajes de acceso desde 2003 hasta enero de 2012, considerando el escenario de demanda previsto para 2010 fijo para todo el periodo analizado.

Fuente: Órdenes por las que establecen las tarifas eléctricas

54 Si bien las variaciones de los términos de potencia y energía de todas las tarifas de acceso de alta

tensión fueron las mismas, la diferente estructura de consumos por periodos explica que el impacto en la facturación media sea distinto por niveles de tensión. Aquellos consumidores que tienen proporcionalmente un consumo mayor en valle que en punta han registrado un precio medio inferior al de aquellos que consumen proporcionalmente más en punta.

Peaje2004

sobre 2003

2005 sobre 2004

2006 sobre 2005

2007 sobre 2006

2008 sobre 2007

Enero 2009 / Enero 2008

Julio 2009 / Enero

2009

2009 sobre 2008

Enero 2010 /

Julio 2009

Julio 2010 / Enero

2010

Acumulado 2010

Enero 2011

/Julio 2010

Abril 2011 /Enero 2011

Octubre 2011 /Abril 2011

Enero 2012

/Octubre 2011

Acumulado: 2003-Enero

2012

PEAJES DE BAJA TENSION 1,5% 1,7% 3,4% -0,9% -11,4% 26,9% 15,0% 36,4% 11,9% -2,2% 9,5% 0,0% 9,3% -8,1% 10,6% 66,6%

2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 1,5% 1,7% 4,2% 4,1% -15,7% 34,2% 18,0% 46,3% 9,0% -3,0% 5,7% 0,0% 10,8% -11,5% 12,4% 74,1%

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 1,5% 1,7% -0,5% 4,6% -17,1% 36,9% 23,5% 33,0% 22,0% 0,0% 3,7% 0,0% 7,0% 0,0% 6,3% 108,8%

2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 1,5% 1,7% 6,8% -12,6% -18,0% 17,0% 27,3% 53,0% 9,6% -5,3% 22,0% 0,0% 4,8% -16,4% 21,2% 29,6%

2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 1,5% 1,7% 1,9% -12,0% -17,3% 16,6% 27,1% 32,5% 22,0% 0,0% 22,0% 0,0% 7,0% 0,0% 6,3% 57,5%

3.0 A ( Pc > 15 kW) 1,6% 1,7% 1,9% -9,9% 2,9% 11,5% 2,5% 12,9% 17,6% 0,0% 17,6% 0,0% 7,0% 0,0% 6,3% 49,2%

PEAJES DE ALTA TENSION 1,6% 1,7% 2,6% -18,6% 3,6% 24,5% 30,0% 55,2% 22,1% 0,0% 22,1% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% 83,7%

3.1 A ( 1 kV a 36 kV) 1,6% 1,7% 2,8% -0,9% 2,7% 34,9% 30,0% 55,2% 18,2% 0,0% 18,2% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% 133,4%

6.1 (1 kV a 36 kV) 1,6% 1,7% 2,8% -13,0% 6,4% 23,2% 30,0% 41,7% 26,8% 0,0% 26,8% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% 107,8%

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 1,6% 1,7% 1,9% -39,3% 3,1% 13,1% 30,0% 30,0% 25,0% 0,0% 25,0% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% 25,9%

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 1,6% 1,7% 1,9% -40,7% -1,4% 9,3% 30,0% 25,7% 24,1% 0,0% 24,1% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% 12,9%

6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 1,6% 1,7% 1,9% -48,7% -8,0% 9,4% 30,0% 25,8% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 2,0% 0,0% 2,0% -26,5%

TOTAL 1,5% 1,7% 3,2% -5,1% -8,4% 26,3% 18,4% 37,9% 14,5% -1,6% 12,6% 0,0% 7,3% -6,0% 8,3% 70,7%

99

Gráfico 27. Relación de facturación media de acceso por grupo tarifario respecto a la facturación media total, teniendo en cuenta las potencias y consumos previstas para 2010

durante todo el periodo. Años 2003-abril 2011.

Fuente: Órdenes por las que establecen las tarifas eléctricas

‐

0,20   

0,40   

0,60   

0,80   

1,00   

1,20   

1,40   

1,60   

1,80   

2,00   

2.0 A (Pc ≤ 10 kW)

2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW)

2.0 DHA  (Pc ≤ 10 kW)

2.1 DHA  (10< Pc ≤ 15 kW)

3.0 A ( Pc > 15 kW)

3.1 A ( 1 kV a 36 kV)

6.1 (1 kV a 36 kV)

6.2 ( 36 kV a 72,5 kV)

6.3 ( 72,5 kV a 145 kV )

6.4 ( Mayor o  igual a 145 kV)

100

ANEXO 2. ESCENARIO BASE 2010-2020 EN EL SECTOR ELÉCTRICO

Se describen a continuación las hipótesis consideradas en la elaboración de las previsiones de demanda, costes e ingresos de acceso para el periodo 2011-2020. Véanse ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. y ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.. 1 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA 1 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA

La demanda en b.c. prevista para el cierre del ejercicio 2011 y 2012 se corresponden con la última actualización remitida por el Operador del Sistema a efectos de la elaboración del Informe 39/2011 de la CNE sobre la Orden de peajes del ejercicio 2012. Se ha estimado un incremento del 1,0 % y del 1,5% de la demanda en b.c. para los ejercicios 2013 y 2014, respectivamente. Desde 2015 a 2020 se aplica un incremento del 2,1%. 2 PARAMETROS EMPLEADOS EN LA ACTUALIZACIÓN DE COSTES

Precios de mercado: se ha estimado que el precio medio aritmético del mercado para 2011

asciende a 50,97 €/MWh. El precio del mercado previsto para el periodo 2012-2014 asciende a 54,0 €/MWh, el precio del mercado previsto para el periodo 2015-2020 se corresponde con previsto en el Plan de Energías Renovables 2011-2020.

IPC: Se ha supuesto un IPC del 3% en 2011 y 2% para el resto del periodo IPRI bienes de equipo: Se ha tomado el IPRI de bienes de equipo a noviembre de 2011 (1,2%)

en 2012 y 2% para el resto del periodo. Tipos de interés Obligaciones del Estado a 10 años: se ha considerado el promedio de las Obligaciones del

Estado a 10 años a noviembre de 2011 (5,30%) para el ejercicio 2012 y un 4% para todo el periodo.

EURIBOR a 3M: se ha tomado el Euribor a tres meses de noviembre de 2011 (1,505%) Tipo de interés de mercado: se aplica al cálculo de las anualidades de los déficit 2010, 2011 y

2012. Se ha estimado un tipo de interés del 1,89% para el ejercicio 2011 y del 2,134% para el ejercicio 2012, resultado de añadir al promedio del IRS a 1 año de noviembre 2010 y 2011, el promedio diario del diferencial CDS versus IRS a 1 año de noviembre de 2010 y 2011 (utilities con rating A e incluidas en el índice europeo DOW JONES TOTAL MARKET UTILITIES), respectivamente.

Tipo de interés de FADE: se ha considerado el tipo de interés ponderado de las veinte primeras emisiones del Fondo de titulización (5,527%)

3 RETRIBUCIÓN DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS

3.1 Coste de Transporte

La retribución de la actividad de transporte se ha estimado con las siguientes hipótesis: Instalaciones puestas en servicio antes del 1 de enero de 2008

La retribución base se actualiza de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica.

Instalaciones puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2008 Se estima la retribución de cada una de las instalaciones de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto 325/2008, de 29 de febrero, por el que se establece la retribución de la actividad

101

de transporte de energía eléctrica para las instalaciones puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2008. Las nuevas inversiones para el periodo 2012-2020 se corresponden con una asignación lineal de las inversiones consideradas en la propuesta de planificación para el periodo 2012-2020, lo que implica una inversión anual para el periodo 2012- 2020 de 1000 M€.

3.2 Retribución a la distribución

La determinación de la retribución de la actividad de distribución se basa en lo dispuesto en el artículo 8 del Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica. La fórmula de actualización de la retribución establecida en el artículo 8 del citado Real Decreto, precisa tanto del IPC interanual como del IPRI de bienes de equipo interanual correspondientes al mes de octubre. 3.3 Gestión Comercial

Se supone constante el coste de gestión comercial de los distribuidores para 2010 establecido en la Orden ITC/3519/2009 para todo el periodo. 3.4 Costes de diversificación y seguridad de abastecimiento

Régimen especial La estimación de la prima equivalente anual del régimen especial es compleja porque en su determinación intervienen varios factores que no son constantes y presentan con carácter general una variación incierta en el tiempo. Se ha partido de la situación real a 30 de noviembre de 2011, y se establecen incrementos de la potencia instalada por tecnologías, exclusivamente para las inscritas en el registro de preasignación de la retribución, conforme a lo dispuesto en el RDL 1/2012. Se ha evaluado una reducción de la prima en 2011 de 490 M€ por la limitación de horas con tecnología solar fotovoltaica, establecida en el Real Decreto-Ley 14/2010, de 23 de diciembre. Por otro lado, se contemplan la retribución total a tarifa y las primas vigentes, que se hacen evolucionar con los índices establecidos en la normativa. Los precios del mercado son los contemplados con carácter general en este ejercicio, pero se corrigen por determinados factores de estacionalidad y desvíos, según cada tecnología. No se ha supuesto cambios de instalaciones entre ventas a tarifa y a mercado. La tecnología eólica acogida al RD 436/2004 que vende su energía en el mercado, se ve afectada a partir del 2013 del “cap” y “floor” establecido en el Real Decreto 661/2007. Moratoria Nuclear El importe previsto en concepto de moratoria nuclear para los ejercicios 2011 y 2012 es el resultado de aplicar las cuotas correspondientes a la previsión de ingresos, el importe previsto para el periodo 2013-2015 se ha estimado teniendo en cuenta el importe pendiente de pago previsto a 31 de diciembre de 2011, el tipo de interés del Fondo de Titulización de Activos, la fecha límite de amortización (25 de octubre de 2015) y el desfase entre los flujos de ingresos y pagos del fondo. Segunda parte del ciclo del combustible nuclear Resulta de aplicar la tasa vigente a la previsión de ingresos por peajes de acceso. Coste del servicio de interrumpibilidad A partir de la información proporcionada por el Operador del sistema, se ha estimado el coste del servicio de gestión de demanda de interrumpibilidad para el ejercicio 2011. En particular, el coste

102

del servicio se ha estimado facturando individualmente a cada uno de los clientes supuesto un precio de mercado de 46,43 M€. El coste del servicio de interrumpibilidad para el periodo comprendido entre 2013 y 2020, ambos inclusive, se ha estimado suponiendo que la demanda de este colectivo de consumidores aumenta como la demanda peninsular y se mantiene el descuento sobre el coste de energía que resulta de aplicar la fórmula descrita en la Orden ITC/2370/2007 al precio de mercado para el ejercicio 2012, con un máximo de 20 €/MWh. 3.5 Costes permanentes

Compensación extrapeninsular En el Anexo 3 se describen las hipótesis tenidas en cuenta para la determinación de la compensación extrapeninsular para el periodo 2006-2011. Los datos de producción prevista y costes totales (fijos y variables) previstos para 2012 corresponden a los estudios de demanda y cobertura de REE en los distintos SEIE.

En cuanto a la compensación en 2012, el artículo 5.4 de la Orden IET/3586/2011 considera que la compensación extrapeninsular alcanzará 1.893 M€ de los cuales el 25% (473 millones euros) serán financiados a cargo de los peajes de acceso y 75% (1.420 M€) correrán a cargo de los Presupuestos Generales del Estado. En las simulaciones de la cobertura de la demanda REE ha aplicado los parámetros actualizados del coste de combustible que son los valores definitivos para el primer semestre de 2011 y provisionales para el segundo semestre de 2011. Por otra parte, para el cálculo de la garantía de potencia REE ha aplicado los últimos parámetros publicados en la Resolución de 7 de marzo 2011 y los factores de disponibilidad y estacionalidad según la Resolución de 28 de septiembre 2010. Para el periodo 2013-2014 se han realizado las siguientes suposiciones: En la evolución de la producción de RO se supone un crecimiento de un 1% anual en los años 2013 y 2014. El coste fijo para los años 2013 y 2014 aumenta con el IPC correspondiente que es 2% en todos los años considerados.

103

En el cálculo de los costes variables en los ejercicios de 2013 y 2014 se han aplicado los costes variables unitarios del año 2012, que son 86 €/MWh en Baleares, 168 €/MWh en Canarias, 183 €/MWh en Ceuta y 200 €/MWh en Melilla. Utilizando la cotización a futuros de los precios de mercado a carga base para los años 2013 y 2014 en OMIP y aplicando un factor de apuntamiento península – SEIE (1,31) se prevé que los precios de mercado aplicables en los SEIE son de 69,32 €/MWh y 70,10 €/MWh, respectivamente. El siguiente cuadro presenta los resultados para 2013 y 2014, indicando que el coste total contemplado por el OS será de 2.717 M€ y 2.752 M€, respectivamente. Si se tiene en cuenta los costes adicionales, anteriormente descritos, los costes totales en sendos años alcanzan los 2.875 y 2.912 M€, respectivamente:

El coste de la compensación extrapeninsular para el periodo 2015-2020 se ha estimado suponiendo que se mantiene el coste medio de generación en régimen ordinario del ejercicio 2014 durante todo el periodo. Operador del Sistema Se actualiza la retribución establecida en la Orden ITC/3519/2009 para 2010 con el IPC previsto. Comisión Nacional de Energía Resulta de aplicar la tasa vigente a la previsión de ingresos por peajes de acceso. Plan de Viabilidad de Elcogás No se considera el Plan de Viabilidad de Elcogás, S.A. a partir de 2010. Anualidades del déficit de ejercicios anteriores Las anualidades destinadas al déficit de ejercicios anteriores se han calculado considerando las condiciones de aplicación establecidas en la normativa vigente. Además de los déficit reconocidos hasta la fecha, se han incluido las anualidades correspondientes al desajuste del ejercicio 2010 (2.500 M€) y los déficit de 2011 (3.000 M€) y 2012 (1.500 M€), de acuerdo con lo establecido en la Disposición adicional vigesimoprimera de la Ley 54/1997, en la redacción dada por el Real Decreto Ley 6/2010 y el Real Decreto Ley 14/2010.

104

El tipo de interés utilizado en el cálculo de la anualidades de los déficit no cedidos es el Euribor a 3 meses para todos los déficit con la excepción del déficit de 2009 al que se añaden 20 puntos básicos y los déficit de los ejercicios 2010, 2011 y 2012, para los que se toma el tipo de interés de mercado. Se han supuesto dos emisiones del Fondo de Titulización en el periodo 2012-2020: Una emisión el 30 de junio de 2012 por un importe de (8.806 M€) equivalente al importe

pendiente de los derechos de cobro de los que las empresas han comunicado su compromiso irrevocable de cesión (3.306 M€)55, el desajuste del ejercicio 2010 (2.500 M€) y el déficit del ejercicio 2011 (3.000 M€) a un tipo de interés equivalente al resultante de las veinte primeras emisiones (5,527%).

Una emisión el 30 de junio de 2013 por un importe equivalente al importe déficit del ejercicio 2012 (1.500 M€) a un tipo de interés equivalente al resultante de las veinte primeras emisiones (5,527%).

Desajuste de ingresos de ejercicios posteriores El desajuste de un ejercicio se imputa como mayor coste del ejercicio siguiente, según establece la normativa vigente. 3.6 Otros costes de acceso

Plan de eficiencia energética 2004-2012: A partir de 2011 no se imputa cuantía alguna por este concepto, de acuerdo con el Real Decreto-Ley 14/2010. Limpieza de márgenes: No se considera importe alguno por este concepto. Saldo del Operador del Mercado: no se ha considerado importe alguno por este concepto. Saldo de pérdidas: no se ha considerado importe alguno por este concepto. Saldo de pagos por capacidad: diferencia entre los ingresos y los costes de pagos por capacidad y el sobrecoste del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro (RGS). Los ingresos resultan de aplicar a la demanda en b.c. peninsular de cada año el precio medio previsto para el cierre de 2011 (6,07 €/MWh). Para el cálculo del pago por capacidad se han considerado las incorporaciones de potencia previstas en el Informe Marco de la CNE sobre la demanda de electricidad y gas 2011-2015, y teniendo en cuenta el plazo de los 10 años del derecho a la percepción de los pagos correspondientes. Se considera que el incentivo a la disponibilidad resulta de aplicación hasta el 15 de diciembre de 2012 según se establece en la disposición adicional primera de la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre. El sobrecoste del proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro de 2012 se ha estimado teniendo en cuenta los costes totales previstos y los volúmenes de producción en la Resolución de 30 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2012 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, para un escenario de precios de mercado de 54€/MWh. Para los siguientes años se ha considerado los volúmenes establecidos en la Resolución de 8 de febrero de 2011, los costes fijos de 2012 y los costes 55 A la fecha de elaboración del presente informe queda pendiente de emitir a través de FADE 58.541 € de los déficit sobre los cuales las empresas han comunicado su compromiso irrevocable de cesión. Como resultado de considerar las 22 emisiones realizadas, las anualidades correspondientes al ejercicio 2012 se reducen en 1 M€ respecto las establecidas en la Orden IET 3586/2011.

105

variables de 2012 incrementados en un 2% anualmente. No se han tenido en cuenta las posibles revisiones que puedan derivarse de las liquidaciones definitivas de 2011 del mecanismo de RGS, excepto la que corresponda por el pago de los peajes de generación del año 2011. 4 INGRESOS DE ACCESO

Los ingresos por peajes de acceso para el cierre de 2011 y 2012 se estiman aplicando los peajes establecidos en la normativa vigente a la demanda prevista para 2011 y 2012, según la última previsión del Operador del Sistema aportada a efectos de la elaboración del Informe 39/2011. Los ingresos por peajes de acceso correspondientes a los años 2013-2020 se han estimado suponiendo que se mantiene la estructura de consumos correspondiente al ejercicio 2012 en el periodo 2013-2020 y los precios vigentes en 2012.

106

Cuadro 32. ESCENARIO BASE DE INGRESOS Y COSTES 2011-2020. MILES €

Fuente: CNE

Demanda (GWh) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Demanda b.c. 271.895                  271.895                  274.613                  278.733                  284.307                  289.993                  295.793                  302.597                  309.556                  316.676        

Demanda en consumo 249.155                  249.319                  251.105                  254.871                  259.969                  265.168                  270.471                  276.692                  283.056                  289.566        

Coste de acceso (miles €) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Coste Transporte 1.534.426 1.722.434 1.870.447 2.019.443 2.169.366 2.320.178 2.471.838 2.624.300 2.777.518 2.931.443Instalaciones anteriores a 1998 659.608 683.499 693.068 702.771 712.609 722.586 732.702 742.960 753.361 763.908Instalaciones puesta en servicio entre 1998-2007 432.687 450.185 456.488 462.879 469.359 475.930 482.593 489.349 496.200 503.147Instalaciones puesta en servicio a partir de 2008 298.255 434.317 564.297 695.006 826.387 958.398 1.090.992 1.224.123 1.357.739 1.491.786Instalaciones extrapeninsulares 143.876 154.433 156.595 158.787 161.010 163.265 165.550 167.868 170.218 172.601

Coste Distribución 5.239.313 5.466.157 5.723.359 5.986.091 6.254.538 6.527.264 6.804.343 7.086.895 7.374.015 7.665.780Distribuidores > 100.000 clientes 4.869.993 5.093.090 5.341.591 5.593.870 5.849.983 6.109.990 6.373.948 6.641.918 6.913.962 7.190.141Distribuidores < 100.000 clientes 359.320 373.067 381.768 392.222 404.554 417.275 430.395 444.977 460.053 475.639Limpieza de márgenes 10.000

Coste Gestión Comercial 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591Costes de diversificación 7.516.878 7.836.608 8.808.986 9.856.234 10.142.814 10.091.221 9.775.787 9.793.599 9.802.999 9.792.661

Moratoria nuclear 51.676 53.973 76.233 63.528 50.822 0 0 0 0 02º ciclo de combustible nuclear 129 136 136 138 141 143 146 150 153 157Servicio Interrumpibilidad 589.072 561.499 586.033 594.823 642.299 691.435 742.281 797.221 840.046 859.367Prima RE 6.876.000 7.221.000 8.146.584 9.197.746 9.449.553 9.399.642 9.033.360 8.996.228 8.962.800 8.933.137Plan de ahorro y eficiencia energética

Costes Permanentes 1.358.888 538.038 65.545 66.730 68.064 69.426 70.814 72.312 73.841 75.403CNE 23.901 25.214 25.134 25.511 26.021 26.542 27.073 27.695 28.332 28.984Operador del Sistema 39.032 39.618 40.410 41.219 42.043 42.884 43.741 44.616 45.509 46.419Operador del Mercado

Compensación extrapeninsular (1) 1.295.955 473.206 0 0 0 0 0 0 0 0(Compensación extrapeninsular financiada PGE) 256.400 1.419.617 1.928.368 1.955.902 1.914.149 1.871.336 1.827.463 1.787.285 1.745.796 1.702.989

CTC´s/ELCOGÁS a partir 2007

Anualidades déficit actividades reguladas 2.089.637 2.237.472 2.414.013 2.429.864 2.429.864 2.429.864 2.429.864 2.429.864 2.429.864 2.429.864

Otros costes de acceso

Total costes de acceso (miles €) (A) 17.965.733 18.027.300 19.108.940 20.584.954 21.291.238 21.664.545 21.779.237 22.233.562 22.684.829 23.121.742

Otros Costes (+)/Ingresos (‐) liquidables (B) ‐626.869 756.066 2.949.736 7.744.919 13.269.004 19.083.149 24.854.382 30.314.303 35.799.642 41.327.755

Déficit (+)/ superávit(-) pagos por capacidad ‐608.837 ‐286.621 ‐560.769 ‐582.845 ‐1.123.993 ‐1.261.479 ‐1.393.386 ‐1.529.391 ‐1.618.130 ‐1.678.631Desajuste de ejercicios anteriores 53.943 1.277.095 3.510.506 8.327.764 14.392.997 20.344.628 26.247.768 31.843.695 37.417.772 43.006.386

Otros ingresos(-)/costes(+) de ejercicios anteriores ‐71.976 ‐234.408

Total costes liquidados (miles €) (C) = (A) + (B) 17.338.864 18.783.367 22.058.677 28.329.873 34.560.242 40.747.694 46.633.619 52.547.865 58.484.471 64.449.498

Ingresos de acceso peajes vigentes (miles €) (D) 13.061.768 13.772.861 13.730.913 13.936.876 14.215.614 14.499.926 14.789.925 15.130.093 15.478.085 15.834.081

% variación sobre año anterior 2,4% 5,4% ‐0,3% 1,5% 2,0% 2,0% 2,0% 2,3% 2,3% 2,3%Peajes de acceso 12.492.954 13.184.092 13.278.523 13.477.701 13.747.255 14.022.200 14.302.644 14.631.605 14.968.131 15.312.399Facturación reactiva y excesos potencia 305.362 305.362 307.549 312.162 318.406 324.774 331.269 338.888 346.683 354.656Facturación generadores 142.840 143.407 144.841 147.013 149.953 152.953 156.012 159.600 163.271 167.026Facturación Orden ITC/1656/2009 120.613 140.000

Límite Real Decreto-Ley 6/2010 (D) 3.000.000 1.500.000 0 0 0 0 0 0 0 0

Desajuste del ejercicio (D) - [(C) - (E)] ‐1.277.095 ‐3.510.506 ‐8.327.764 ‐14.392.997 ‐20.344.628 ‐26.247.768 ‐31.843.695 ‐37.417.772 ‐43.006.386 ‐48.615.417

107

Cuadro 33. ESCENARIO BASE DE INGRESOS Y COSTES 2011-2020 CON FINANCIACIÓN COMPENSACIÓN EXTRAPENINSULAR. MILES €

Fuente: CNE

Coste de acceso (miles €) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Coste Transporte 1.534.426 1.722.434 1.870.447 2.019.443 2.169.366 2.320.178 2.471.838 2.624.300 2.777.518 2.931.443Instalaciones anteriores a 1998 659.608 683.499 693.068 702.771 712.609 722.586 732.702 742.960 753.361 763.908Instalaciones puesta en servicio entre 1998-2007 432.687 450.185 456.488 462.879 469.359 475.930 482.593 489.349 496.200 503.147Instalaciones puesta en servicio a partir de 2008 298.255 434.317 564.297 695.006 826.387 958.398 1.090.992 1.224.123 1.357.739 1.491.786Instalaciones extrapeninsulares 143.876 154.433 156.595 158.787 161.010 163.265 165.550 167.868 170.218 172.601

Coste Distribución 5.239.313 5.466.157 5.723.359 5.986.091 6.254.538 6.527.264 6.804.343 7.086.895 7.374.015 7.665.780Distribuidores > 100.000 clientes 4.869.993 5.093.090 5.341.591 5.593.870 5.849.983 6.109.990 6.373.948 6.641.918 6.913.962 7.190.141Distribuidores < 100.000 clientes 359.320 373.067 381.768 392.222 404.554 417.275 430.395 444.977 460.053 475.639Limpieza de márgenes 10.000

Coste Gestión Comercial 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591 226.591Costes de diversificación 7.516.878 7.836.608 8.808.986 9.856.234 10.142.814 10.091.221 9.775.787 9.793.599 9.802.999 9.792.661

Moratoria nuclear 51.676 53.973 76.233 63.528 50.822 0 0 0 0 02º ciclo de combustible nuclear 129 136 136 138 141 143 146 150 153 157Servicio Interrumpibilidad 589.072 561.499 586.033 594.823 642.299 691.435 742.281 797.221 840.046 859.367Prima RE 6.876.000 7.221.000 8.146.584 9.197.746 9.449.553 9.399.642 9.033.360 8.996.228 8.962.800 8.933.137Plan de ahorro y eficiencia energética

Costes Permanentes 1.358.888 1.701.255 1.737.512 1.766.232 1.725.813 1.684.361 1.641.877 1.603.197 1.563.237 1.521.991CNE 23.901 25.214 25.134 25.511 26.021 26.542 27.073 27.695 28.332 28.984Operador del Sistema 39.032 39.618 40.410 41.219 42.043 42.884 43.741 44.616 45.509 46.419Operador del Mercado

Compensación extrapeninsular (1) 1.295.955 1.636.423 1.671.968 1.699.502 1.657.749 1.614.936 1.571.063 1.530.885 1.489.396 1.446.589(Compensación extrapeninsular financiada PGE) 256.400 256.400 256.400 256.400 256.400 256.400 256.400 256.400 256.400 256.400

CTC´s/ELCOGÁS a partir 2007

Anualidades déficit actividades reguladas 2.089.637 2.237.472 2.414.013 2.429.864 2.429.864 2.429.864 2.429.864 2.429.864 2.429.864 2.429.864

Otros costes de acceso

Total costes de acceso (miles €) (A) 17.965.733 19.190.517 20.780.908 22.284.456 22.948.987 23.279.480 23.350.300 23.764.447 24.174.225 24.568.331

Otros Costes (+)/Ingresos (‐) liquidables (B) ‐626.869 756.066 4.112.953 10.580.104 17.803.691 25.275.585 32.661.754 39.692.738 46.708.962 53.726.471Déficit (+)/ superávit(-) pagos por capacidad ‐608.837 ‐286.621 ‐560.769 ‐582.845 ‐1.123.993 ‐1.261.479 ‐1.393.386 ‐1.529.391 ‐1.618.130 ‐1.678.631Desajuste de ejercicios anteriores 53.943 1.277.095 4.673.723 11.162.949 18.927.683 26.537.064 34.055.139 41.222.129 48.327.092 55.405.102Otros ingresos(-)/costes(+) de ejercicios anteriores ‐71.976 ‐234.408

Total costes liquidados (miles €) (C) = (A) + (B) 17.338.864 19.946.584 24.893.862 32.864.560 40.752.678 48.555.065 56.012.054 63.457.185 70.883.187 78.294.802

Ingresos de acceso peajes vigentes (miles €) (D) 13.061.768 13.772.861 13.730.913 13.936.876 14.215.614 14.499.926 14.789.925 15.130.093 15.478.085 15.834.081

% variación sobre año anterior 2,4% 5,4% ‐0,3% 1,5% 2,0% 2,0% 2,0% 2,3% 2,3% 2,3%Peajes de acceso 12.492.954 13.184.092 13.278.523 13.477.701 13.747.255 14.022.200 14.302.644 14.631.605 14.968.131 15.312.399Facturación reactiva y excesos potencia 305.362 305.362 307.549 312.162 318.406 324.774 331.269 338.888 346.683 354.656Facturación generadores 142.840 143.407 144.841 147.013 149.953 152.953 156.012 159.600 163.271 167.026Facturación Orden ITC/1656/2009 120.613 140.000

Límite Real Decreto-Ley 6/2010 (D) 3.000.000 1.500.000 0 0 0 0 0 0 0 0

Desajuste del ejercicio (D) - [(C) - (E)] ‐1.277.095 ‐4.673.723 ‐11.162.949 ‐18.927.683 ‐26.537.064 ‐34.055.139 ‐41.222.129 ‐48.327.092 ‐55.405.102 ‐62.460.721

108

ANEXO 3. CALCULOS DE LAS MEDIDAS PROPUESTAS RELACIONADAS CON LAS

ACTIVIDADES DE TRANSPÒRTE Y DISTRIBUCIÓN

1. RETRIBUCIÓN DE LOS ACTIVOS DE TRANSPORTE CONSIDERANDO LA AMORTIZACIÓN Y LA RETRIBUCIÓN DEL VALOR NETO (ACTIVOS PUESTOS EN MARCHA ENTRE 1998 Y 2007)

BASEInstalaciones 98-07 2012 2012 2013 2014 2015 2016

Retribución sin medida (M€) 450 450 456 463 469 476

Diferencia (M€) 0 48 59 69 80 91

Retribución con medida amortización instalaciones 1998-2007 (M€) 450 402 398 393 389 385

Inversión 333 285 279 273 267 261

OM 117 117 119 120 122 1241998 0 12

Inversión 11,54 8,84 8,64 8,45 8,26 8,06Amortización 3,81 3,81 3,81 3,81 3,81 3,81Retribución Financiera 7,72 5,02 4,83 4,63 4,44 4,25

OyM 2,91 2,91 2,95 2,99 3,03 3,07

1999 0,01 7,70Inversión 6,93 5,41 5,29 5,17 5,05 4,94

Amortización 2,24 2,24 2,24 2,24 2,24 2,24Retribución Financiera 4,70 3,17 3,05 2,94 2,82 2,70

OyM 2,30 2,30 2,33 2,36 2,40 2,43

2000 0,01 14,88Inversión 12,19 9,68 9,48 9,27 9,06 8,85

Amortización 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84 3,84Retribución Financiera 8,35 5,85 5,64 5,43 5,22 5,01

OyM 5,19 5,19 5,26 5,34 5,41 5,49

2001 0,01 34,34Inversión 28,08 22,74 22,25 21,76 21,28 20,79

Amortización 8,64 8,64 8,64 8,64 8,64 8,64Retribución Financiera 19,44 14,10 13,61 13,12 12,64 12,15

OyM 11,61 11,61 11,77 11,93 12,10 12,27

2002 0,01 63,69Inversión 51,45 42,46 41,56 40,66 39,76 38,86

Amortización 15,47 15,47 15,47 15,47 15,47 15,47Retribución Financiera 35,98 26,98 26,08 25,18 24,28 23,38

OyM 21,24 21,24 21,54 21,84 22,14 22,45

2003 0,01 40,92Inversión 35,89 30,19 29,56 28,92 28,29 27,66

Amortización 10,56 10,56 10,56 10,56 10,56 10,56Retribución Financiera 25,34 19,64 19,00 18,37 17,74 17,10

OyM 10,73 10,73 10,88 11,03 11,19 11,34

2004 0,01 55,00Inversión 43,85 37,60 36,82 36,04 35,26 34,48

Amortización 12,62 12,62 12,62 12,62 12,62 12,62Retribución Financiera 31,23 24,99 24,20 23,42 22,64 21,86

OyM 17,40 17,40 17,64 17,89 18,14 18,39

2005 0,01 44,51Inversión 35,98 31,46 30,81 30,16 29,52 28,87

Amortización 10,13 10,13 10,13 10,13 10,13 10,13Retribución Financiera 25,84 21,32 20,68 20,03 19,38 18,74

OyM 13,05 13,05 13,23 13,42 13,61 13,80

2006 0,01 65,84Inversión 52,60 46,89 45,94 44,98 44,03 43,08

Amortización 14,51 14,51 14,51 14,51 14,51 14,51Retribución Financiera 38,09 32,38 31,42 30,47 29,52 28,57

OyM 18,95 18,95 19,22 19,49 19,76 20,04

2007 0,01 63,34Inversión 54,59 49,63 48,63 47,63 46,64 45,64

Amortización 14,76 14,76 14,76 14,76 14,76 14,76Retribución Financiera 39,83 34,87 33,87 32,88 31,88 30,88

OyM 13,71 13,71 13,90 14,10 14,30 14,50

109

2. CÁLCULO DE LA RETRIBUCIÓN DE LOS ACTIVOS DE DISTRIBUCIÓN CONSIDERANDO SU AMORTIZACIÓN Y RETRIBUCIÓN DEL VALOR NETO

En este Anexo se calcula la retribución que hubiera sido asignada en el periodo regulatorio 2008-2012 si se hubiera tenido en cuenta la amortización, tanto de los activos incluidos en la retribución base 2008 como los activos correspondientes al incremento de actividad (Y) en cada ejercicio del periodo, y se hubiera retribuido el activo neto. Para ello se parte del artículo 7 del Real Decreto 222/2008 sobre “Propuesta de nivel de retribución de referencia para el cálculo de la retribución de la distribución”, donde la retribución del ejercicio 2008 debería haber obedecido a la siguiente formulación:

Ri2008 = (CIi2008 + COMi2008 + OCDi2008) = ((Ai2008 + Rfi2008) + COMi2008 + OCDi2008) El coste de inversión CI contenido en la retribución base se iguala a la suma de un término de amortización lineal del inmovilizado y un término de retribución del activo neto. La retribución total de la distribución para el ejercicio 2008 fue establecida mediante la Resolución de 17 de mayo de 2010 de la DGPEM, por la que se fija la retribución de las empresas distribuidoras de más de 100.000 clientes conectados a sus redes, ascendió para el conjunto de ellas a 4.061.204 miles de €, como consecuencia de aplicar la actualización prevista en la DA 1ª de dicho Real Decreto, donde se fija la retribución de 2007. De dicha retribución según la información regulatoria de costes, un 65% corresponde a la retribución sobre la inversión y un 35% a los costes de operación y mantenimiento. Teniendo en cuenta dicha proporción, la retribución se desagrega en las siguientes partidas:

Cuadro. Desglose de la retribución de la distribución en 2008

Retribución 2008 (miles de €) 4.061.204 Costes de inversión 2.639.783 Costes de O&M 1.421.421

De acuerdo con la fórmula anterior, la retribución sobre la inversión se desglosa en amortización (considerando una vida útil residual de dichos activos de 23 años, según la información regulatoria) y en retribución financiera del activo neto considerando una tasa de retribución del 7,43% para 2008. Dicha tasa se ha calculado, tal y como se establece en el artículo 7 del Real Decreto 222/2008, según el coste de capital medio ponderado (WACC) representativo de la actividad de distribución. Por tanto:

CIi2008 = ((Ai2008 + Rfi2008)= [IBi2008/40]+ [INi2008* TR] A partir de esta fórmula se obtiene que:

Ai2008 = CIi2008/[1+TR*(40-x)] Siendo x la edad media de las instalaciones, que en este caso es de 17 años. Según este desglose los costes de inversión en 2008 son los siguientes:

Cuadro: Desglose de los costes de inversión de 2008

Costes de inversión (miles de €) 2.639.783 Amortización 1.001.967 Retribución Financiera 1.637.816

110

Para evolucionar estas partidas de costes hasta 2012, se ha actualizado el valor bruto y el valor neto a efectos de retribuirlo a una tasa real. La retribución financiera del activo neto va disminuyendo de tal manera que cuando finalice la vida útil regulatoria de las instalaciones, dicha retribución financiera será cero. Así mismo, de acuerdo con el artículo 8 del Real Decreto 222/2008, se va incorporando nuevo inmovilizado a la actividad de distribución asociado al aumento de actividad, cuya retribución (Y) ha sido debidamente considerada en los distintos informes de retribución de la actividad, plasmados finalmente en las sucesivas Órdenes Ministeriales de tarifas de acceso. Por lo tanto, también van a ser consideradas las amortizaciones de los activos asociados a los incrementos de retribución por aumento de actividad (Y) a lo largo de los distintos ejercicios. La retribución asociada a dichos nuevos inmovilizados incorporados desde 2008 son los que se muestran en la siguiente tabla:

Cuadro: Retribuciones incrementales periodo 2009-2012

2009 2010 2011 2012 Y (miles de €) 219.727 268.666 233.670 171.087

Con esta información es posible aplicar anualmente el método contable (amortización y retribución del activo neto), hasta llegar a una retribución para el ejercicio 2012. En el cuadro siguiente se resume esta evolución hasta 2012: Cuadro: Diferencia de retribución 2012 según metodología

Partiendo de estos resultados, y aplicando el método contable (amortización y retribución del valor neto, se calcula la evolución de la retribución de la actividad de distribución de este colectivo de empresas de más de 100.000 clientes para el siguiente periodo regulatorio. En todos los años del periodo 2013-2020 se ha considerado el mismo incremento de la retribución por aumento de actividad (Y) que el utilizado provisionalmente para el ejercicio 2012, esto es, 171.087 miles de €. El impacto económico anual estimado de dicha medida, asciende pues a 316 M€ en 2012, 421 M€ en 2013, 531 M€ en 2014 y 647 M€ en 2015.

Retribución 2008 2009 2010 2011 2012

Retribución Inicial 4.061 4.073 3.978 3.918 3.883

Inversión 2.640 2.621 2.533 2.467 2.416

Amortización 1.002 1.024 1.019 1.023 1.034

Retribución Financiera 1.638 1.597 1.514 1.444 1.383

OyM 1.421 1.452 1.445 1.451 1.467

Y2009 220 219 217 217

Y2010 269 270 269

Y2011 234 237

Y2012 171

Retribución total con medida 4.061 4.293 4.466 4.638 4.777

Retribución total sin medida 4.061 4.438 4.684 4.870 5.093

Diferencia 0 146 218 232 316

111

Amortización de los activos y retribución del valor neto (2013-2016)

Retribución 2012 2013 2014 2015 2016

Retribución Inicial 4.777 4.749 4.720 4.688 4.655

Inversión 3.105 3.052 2.997 2.939 2.879

Amortización 1.328 1.349 1.369 1.390 1.411

Retribución Financiera 1.777 1.703 1.628 1.549 1.468

OyM 1.672 1.697 1.723 1.749 1.776

Y2012 171,09 171,58 172,04 172,48

Y2013 171,09 171,58 172,04

Y2014 171,09 171,58

Y2015 171,09

Y2016

Y2017

Y2018

Y2019

Retribución total con medida 4.777 4.921 5.063 5.203 5.342

Retribución total sin medida 5.093 5.342 5.594 5.850 6.110

Diferencia 316 421 531 647 768

112

ANEXO 4. COSTES E INGRESOS REALES DE LA PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ORDINARIO EN LOS SISTEMAS INSULARES Y EXTRAPENINSULARES (SEIE)

1. EVOLUCIÓN DEL EXTRACOSTE SEIE EN EL PERÍODO 2006 – 2010 Las actividades para el suministro de energía eléctrica en los SEIE se rigen por una reglamentación singular debida fundamentalmente al tamaño reducido de estos territorios y a su aislamiento. Como consecuencia de ello, en las instalaciones de producción de electricidad existen limitaciones en el tamaño de los grupos de generación y en las tecnologías, y además, el requerimiento de reserva de potencia rodante es superior al de la península. Estos factores, entre otros, conducen a que el coste de la actividad de producción sea superior en los SEIE con respecto a la península. La regulación correspondiente a los SEIE se diferencia de la regulación penínsular en lo referente a la actividad de producción, donde se establece un régimen económico regulado de costes reconocidos. La siguiente tabla resume la evolución de la producción eléctrica en régimen ordinario y sus costes diferenciando entre la compensación SEIE (o extracoste) y el precio horario de mercado peninsular aplicable en los SEIE.

Evolución extracoste SEIE 2006 2007 2008 2009 2010

Compensación [millones Eur]

Referencia a notas: (3, 7) (3, 6) (3, 5) (3, 4) (1, 2)

Total general (IB+IC+CM) 1.082 1.338 1.625 1.324 1.641IB - Baleares 284 405 487 424 503

IC - Canarias 743 874 1.048 824 1.043

CM - Ceuta & Melilla 55 58 91 77 94

Coste total unitario [Eur / MWh]

Costes unitarios reconocidos a la generación en régimen ordinario

Total general (media ponderada) 139,59 137,99 176,75 138,07 166,13

IB - Baleares 115,20 116,52 153,11 119,99 141,45

Compensación unitaria 49,75 69,12 81,66 73,04 89,91

Coste unitario PMP (peninsular) 65,45 47,40 71,45 46,96 51,54

IC - Canarias 153,52 149,29 188,35 145,87 177,54

Compensación unitaria 89,56 102,04 119,57 98,95 126,65

Coste unitario PMP (peninsular) 63,97 47,25 68,79 46,92 50,90

CM - Ceuta & Melilla 204,27 213,42 273,99 235,41 270,13

Compensación unitaria 151,34 150,33 224,43 187,43 222,51

Coste unitario PMP (peninsular) 52,94 63,08 49,56 47,98 47,62

Producción en régimen ordinario [GWh / año]

Total general (IB+IC+CM) 14.369 14.822 15.129 14.534 14.256IB - Baleares 5.705 5.866 5.964 5.799 5.593

IC - Canarias 8.300 8.569 8.761 8.324 8.239

CM - Ceuta & Melilla 364 386 404 410 423

113

2. SOBRECOSTE DE GENERACIÓN SEIE EN 2011 La producción en los SEIE en 2011 alcanza 14 TWh a la cual corresponde un coste total contemplado por el OS de 2.438 M€. Además, existen unos costes adicionales no considerados por el OS que a juicio de la CNE alcanzarán 82 M€ (en concepto de inversioens recurrentes, desajustes de derechos de emisión y combustibles auxiliares), lo que significa un coste total de 2.520 M€. Cabe destacar que, probablemente, los costes definitivos se aumentarán considerablemente con respecto a las liquidaciones actuales debido, en gran medida, al incremento de los precios provisionales reconocidos de los combustibles utilizados por los grupos generadores en RO en los SEIE.

De acuerdo con las liquidaciones actuales, el OS ha liquidado 926 millones de euros por la producción RO SEIE a precios de mercado peninsular, indicando que la compensación, sin contar con los referidos costes adicionales, debe ser de 1.513 millones de euros. Hasta el 23 de enero de 2012 se ha realizado el pago, por parte de la CNE, de 773 millones de euros a cargo de la recaudación por la cuota extrapeninsular, quedando pendiente de pagar 739 millones de euros.

Notas:

(6) Los datos de 2007 corresponden a la Resolución del 30/12/2009.El total de PMP en 2007 se refiere a los pagos por OMEL y REE y la venta a la tarifa D.Hay que tener en cuenta en las liquidaciones definitivas de los años 2008 - 2006 que había una diferencia de 12,91M€ entre la propuesta de la CNE y la Resolución.

(7) Los datos de 2006 corresponden a la Resolución del 30/12/2009.El total de PMP en 2007 se refiere a los pagos por OMEL y REE y la venta a la tarifa D.Hay que tener en cuenta en las liquidaciones definitivas de los años 2008 - 2006 que había una diferencia de 12,91M€ entre la propuesta de la CNE y la Resolución.

(1) Los datos de 2010 corresponden al Informe de la CNE de 26/01/2012, a falta de la Resolución definitiva.

(2) La compensación de 2010 incluye: ingresos por recaudación de cuota extrapeninsular, remanente 2009, liquidación nº 14 de 2010, PGE 2011 y el déficit que todavía está pendiente de ser pagado.

(3) Los datos de 2006 a 2009, ambos inclusive, se corresponden con las correspondientes Resoluciones de cierre definitivo de la DGPyM.

(4) Los datos de 2009 corresponden a la Resolución del 30/12/2010. Se imputará la producción y costes definitivos del último trimestre de 2008 al año 2008, sin restarlo de los valores de 2009.

(5) Los datos de 2008 corresponden a la Resolución del 30/12/2009 y a la de 30/12/2010 en cuanto a la producción y costes definitivos del último trimestre de 2008 al año 2008.La compensación de 2008 contiene la liquidación a cuenta procedente del pago de la electricidad generada a precio de mercado diario, la compensación provisional y el valor definido como "pendiente de cobrar" según la referida Resolución

114

La Disposición adicional 5ª del Real Decreto-ley 20/2011, de 30 de diciembre, de medidas urgentes en materia presupuestaria, tributaria y financiera para la corrección del déficit público, determina56 que los PGE de 2012 cubrirán el 17% de la compensación SEIE o como máximo 256,40 M€. Esto implica, que el déficit en los SEIE alcanzará, como mínimo, 483 M€, sin contar con los costes adicionales que el OS no contempla.

Teniendo en cuenta los costes totales (entre los que se incluyen los adicionales) y los ingresos previstos, el saldo de la generación en los SEIE muestra actualmente un déficit de 565 M€, que previsiblemente irá aumentando con el ajuste de las liquidaciones.

56 RDL 20/2011: DA Quinta. Compensaciones por los extracostes de generación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares.

Uno. El porcentaje correspondiente al ejercicio 2011 al que se refiere el párrafo segundo de la disposición adicional primera «Financiación del extracoste de generación en el régimen insular y extrapeninsular» del Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, será del 17%. Dos. En cualquier caso, la cuantía máxima que por dicha compensación se asumirá con cargo a los Presupuestos Generales del Estado del ejercicio 2012 será la consignada en la partida presupuestaria 20.18.425A.748 “A la Comisión Nacional de Energía (CNE) para atender el extracoste de generación al que se refiere la disposición adicional 1.ª del Real Decreto-ley 6/2009” por importe de 256.400,00 miles de euros.

115

ANEXO 5. MEDIDAS ADICIONALES RESPECTO A LA TECNOLOGÍA SOLAR TERMOELÉCTRICA 1.- MODIFICACIÓN TEMPORAL DE LAS PRIMAS Y TARIFAS Descripción de la medida: modificación de la senda temporal de las primas a percibir por las centrales solares termoeléctricas inscritas en el registro de preasignación, pero sin acta definitiva de puesta en servicio– Tipo de actuación: Ley En el registro de preasignación correspondiente a las fases 2, 3 y 4 de la tecnología solar termoeléctrica figuran inscritas en torno a 1.600 MW que aún no disponen de acta definitiva de puesta en marcha. La medida propuesta consiste en la modificación de la senda de primas, disminuyendo en los primeros años el valor de las primas incrementando en años posteriores dichas primas. La modificación de las primas (minoración en los primeros años e incremento en años posteriores), cabría realizarlo de forma que el valor actual de los pagos realizados bajo la nueva senda de primas fuera equivalente al valor actual que se obtiene con la evolución de primas bajo el esquema retributivo actual. Por tanto, el valor actual de la retribución ante el esquema de primas actual y el esquema de primas laminado sería similar. La propuesta tiene por objeto suavizar la evolución temporal de la senda de retribución que percibirían estas instalaciones de forma que en el contexto actual de déficit de tarifa, el incremento de costes que supone para el sistema la entrada en funcionamiento de estas centrales en los próximos años sea menor, obteniendo los propietarios de estas instalaciones unos mayores ingresos en el futuro. El criterio de determinación de la senda retributiva alternativa, sería la equivalencia entre sendas retributivas en valor actual (valor descontado de los flujos de caja de los proyectos). A modo ilustrativo, se presentan a continuación posibles esquemas retributivos alternativos. Los esquemas retributivos alternativos que se plantean se caracterizan por una reducción de primas en los años 2013, 2014, 2015 y 2016, y un incremento de la prima (respecto el nivel vigente) en el año 2017 y posteriores (hasta el año 2037 dado que el periodo retributivo se mantiene durante 25 años). Concretamente, se plantean, a efectos de ilustrar la medida, y realizar una estimación inicial del alcance económico de la medida, tres esquemas retributivos alternativos:

Escenario B (25/50/75/100/106): bajo este escenario se supone que la prima en 2013 es

un 25% de la prima vigente (escenario base), la prima en 2014 es un 50% de la del escenario base, en 2015 la prima se situaría en un 75% de la prima en el escenario base para ese año, en 2016 las primas serían iguales (100%) y en el año 2017 y posteriores la prima bajo el esquema alternativo sería un 106% de la prima del escenario base.

Escenario C (40/40/80/90/105): definido de forma similar al anterior. Reducciones en los años 2013 a 2016 y primas superiores en el año 2017 en adelante.

Escenario D (30/40/50/60/110). Definido de forma similar. Tal y como se ha señalado, en los tres escenarios alternativos el valor actual de los pagos es equivalente al valor actual de los pagos estimados bajo el esquema retributivo vigente.

116

El cuadro siguiente resume el valor anual de las primas en M€ en el periodo 2013-2017 para cada uno de los escenarios planteados.

Cuadro 34. Sendas de retribución (M€) para las instalaciones solares termoeléctricas (fase 2, 3 y 4) bajo el esquema actual y esquemas alternativos de primas (equivalentes en valor actual)

Tal y como se observa en el cuadro anterior, los ahorros que podrían obtenerse en el periodo años 2013-2016, podrían situarse el entorno de los 500-600 M€, de forma que a partir del año 2017 en adelante las diferencias (que tendrían una ligera senda ascendente) se situaría en el entorno de los 100 M€. Evidentemente, cabría definir sendas de retribución alternativas, dado que la restricción impuesta en el ejercicio ilustrativo que se ha realizado impone únicamente un mismo valor actual de los pagos para el escenario base y escenarios alternativos. El gráfico siguiente ilustra las sendas de retribución del escenario base y escenarios alternativos. Gráfico 28. Sendas de retribución anual (M€) bajo el esquema actual de primas y escenarios

alternativos

Prima anual Termosolar (M€) 2013 2014 2015 2016 2017

ESCENARIO A (BASE) 783 1.353 1.598 1.622 1.646

ESCENARIO B: 25/50/75/100/106 196 677 1.199 1.622 1.747

Diferencia (A) ‐ (B) 587 677 400 0 ‐100ESCENARIO C: 40/40/80/90/105  313 812 1.279 1.460 1.736

Diferencia (A) ‐ (C) 470 541 320 162 ‐89ESCENARIO D: 30/40/50/60/110 235 541 799 973 1.812

Diferencia (A) ‐ (D) 548 812 799 649 ‐166

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Escenario Base (senda actual) Escenario B 25/50/75/100 Escenario C 40/60/80/90 Escenario D 30/40/50/60

117

2.- AMORTIZACIÓN ANTICIPADA DE LAS INVERSIONES Descripción de la medida: amortización anticipada de las centrales solares termoeléctricas inscritas en el registro de preasignación, pero sin acta definitiva de puesta en servicio.

Figuran inscritas en registro de preasignación correspondiente a las Fases 2, 3 y 4 de la tecnología solar termoeléctrica aproximadamente 1.600 MW que aún no tienen acta definitiva de puesta en marcha. Para esta potencia a instalar (equivalentes a unos 4 ‘ciclos combinados solares’) se ha estimado un coste de inversión promedio de unos 5,6 millones de euros por MW (unas cinco veces el coste unitario de un parque eólico terrestre). La medida propuesta, que requeriría la aprobación de una norma con rango de Ley, consistiría en ofrecer voluntariamente a los promotores de esta bolsa de instalaciones ya preinscritas pero no puestas aún en servicio, una compensación económica que reconocería de forma anticipada, total o parcial, sus costes de inversión estimados (incluida una rentabilidad razonable) a cambio de renunciar al régimen retributivo primado de su producción. Se compraría por parte de la regulación el derecho a percibir la prima, no los activos. El pago de dicha compensación se incluiría en la tarifa de acceso y sería fraccionado a lo largo de un período no inferior a 15 años. Por su parte, se evitaría incluir anualmente en la tarifa de acceso a partir de 2014 unos 1.600 M€, correspondientes a las primas devengadas por una potencia termosolar de 1.600 MW que será puesta en marcha antes del 31.12.2013. El cumplimiento de los objetivos de potencia instalada inicialmente previstos podrían ser alcanzados, en parte, también por la tecnología solar termoeléctrica, que sería retribuida con primas sustancialmente inferiores a las contempladas en la actualidad (281,89 Eur/MWh), gracias a la todavía fuerte pendiente observada en su curva de aprendizaje y de reducción de costes, y en parte a la sustitución de esa potencia por tecnologías con menor apoyo económico (eólica o, en su caso, producción distribuida en régimen de “balance neto”). Supuesta una laminación de las compensaciones a lo largo de 15 años, descontando a un tipo de interés del 8% (coste del capital), para las instalaciones del registro de preasignación que no cuentan con acta de puesta en servicio definitiva, la medida propuesta tendría un coste estimado de algo más de 12.000 millones de euros de 2012. Por otra parte, el valor actual de las primas asociadas a la misma potencia, descontadas con el objetivo de tasa de inflación previsto durante sus 25 años de vida económica (IPC=2%), supondría más de 35.000 millones de euros de 2012, lo que arroja un saldo estimado en aproximadamente 22.000 millones euros de sobrecoste evitado al sistema, siempre en euros de 2012. En el gráfico siguiente se muestra, según las hipótesis indicadas anteriormente, la sensibilidad de este ahorro estimado para el sistema, considerando la amortización anticipada de la totalidad de los 1600 MW de las fases 2, 3 y 4, con respecto a variaciones en el esquema temporal de compensación elegido. Dicho ahorro se situaría en un entorno de 17.000-27.000 M€, correspondiendo el máximo a una compensación teórica en forma de un único pago en 2012 (que no implica ningún coste financiero para el sistema) y un mínimo que se obtendría con un esquema de pagos a los promotores, muy laminado en el tiempo (pago que comienza en 2016 y se va incrementando en un 10% cada año, durante 15 años).

118

Sensibilidad del ahorro estimado de la amortización anticipada con respecto al esquema de compensación a los promotores

Se observa que si se opta por una compensación constante durante 15 años, empezando en 2013 (línea verde en el gráfico anterior, con un VAN de 21.684 M€), deberá considerarse el impacto negativo que podría tener la misma en la tarifa de acceso el primer año de su implantación; es decir, de suspenderse la totalidad de la potencia cuya instalación se prevé en las Fases 2, 3 y 4, en 2013 el pago por ‘amortizaciones anticipadas’ sobrepasaría en casi 300 millones el pago de la prima equivalente inicialmente prevista, si bien a partir de 2014 sería ya una cantidad sustancialmente menor, estabilizándose en el período 2015-2020 en torno a 600 millones de sobrecoste anual evitado. Por otra parte, este impacto negativo inicial podría evitarse con esquemas de compensación que impliquen menores pagos en los primeros años. En particular, en el gráfico anterior se muestra que un pago con incrementos progresivos del 10% durante 15 años, a partir de 2013, sería inferior a la senda de primas vigentes hasta 2024, implicando ahorros anuales superiores a 500 M€ hasta 2020 y un VAN de ahorro total para el sistema superior a 20.000 M€. Finalmente, cabe señalar, que, de acometerse esta medida, debiera hacerse cuanto antes. Si se implementara en 2013 (es decir, si la Fase 2, que representa más de la tercera parte del total, entrara en servicio de acuerdo con lo previsto, paralizándose únicamente las Fases 3 y 4), el coste evitado global caería por debajo de 14.000 millones, y en 2013 el esfuerzo sería prácticamente equivalente al caso de someter a moratoria las tres fases, con un coste anual evitado en el horizonte 2015-2020 reducido a unos 400 millones.

Primas vigentes

18.043 M€

17.339 M€20.214 M€

19.084 M€

22.891 M€

21.684 M€

21.573 M€

500

700

900

1100

1300

1500

1700

1900

2100

2300

2500

Primas vigentes para  las plantas objeto moratoria En incrementos del 20% desde 2016 solo en 2016‐2020 (15 años)

En incrementos del 10% comenzando en 2016 (15 años) En incrementos del 10% desde el 2013 (15 años)

Entrega desde el 2016 (15 años) Entrega 2013 (11 años)

Entrega 2013 (15 años) Entrega 2016 (11 años)

119

En todo caso, es importante señalar la complejidad de la implementación de esta medida, requiriendo una valoración exacta de qué fases se consideran objeto de moratoria, de si se considera oportuno permitir una recuperación completa de la totalidad de los costes de inversión o si bien se permite tan sólo una recuperación parcial, basada en los activos construidos, así como del instrumento financiero que se decida utilizar para el esquema de compensación a los promotores (dicho instrumento podría presentar costes adicional al coste del capital del 8% mencionado anteriormente).

120

ANEXO 6. ANALISIS DE RESULTADOS 2008-2010

Fuente: Cuentas Anuales auditadas de las empresas NOTAS:

2.010 2.009 2.008 2.010 2.009 2.008 2.010 2.009 2.008

ENAGAS 947 867 1.191 9% -27% 505 466 412 8% 13% 769 708 643 9% 10%

REE (*) 1.341 1.157 547 16% 662 557 238 19% 962 815 364 18%

GESA 811 744 895 9% -17% 184 202 182 -9% 11% 249 263 238 -5% 10%

UNELCO 1.477 1.271 1.621 16% -22% 285 359 320 -21% 12% 397 461 411 -14% 12%

Empresas distribución electricidad 5.776 5.279 5.093 9% 4% 3.668 1.920 2.059 91% -7% 3.960 3.015 2.967 31% 2%

END-D 2.582 2.380 2.357 8% 1% 2.034 577 840 253% -31% 1.816 1.155 1.310 57% -12%IBER-D 2.011 1.799 1.709 12% 5% 1.091 884 745 23% 19% 1.367 1.149 992 19% 16%GNUF-D 868 816 866 6% -6% 414 362 412 14% -12% 587 550 573 7% -4%HC-D 182 159 162 15% -2% 81 53 62 51% -14% 107 88 91 21% -3%E.ON-D 133 125 - 6% 49 43 - 12% 83 73 - 13%

Empresas distribucion gas 1.521 1.523 1.857 0% -18% 729 738 652 -1% 13% 1.074 1.131 985 -5% 15%

GN-DSDG (**) 824 870 1.135 -5% -23% 431 470 416 -8% 13% 587 688 588 -15% 17%GN-CEG 138 131 131 5% 0% 50 47 33 6% 42% 93 89 67 5% 32%GN-AND 94 88 88 7% 0% 32 28 20 15% 35% 60 54 43 11% 27%GN-CYL 80 77 105 4% -27% 38 35 34 8% 2% 56 53 51 6% 2%GN-CLM 44 42 52 3% -19% 16 14 10 20% 33% 30 27 23 12% 21%GN-GAL 41 39 38 4% 3% 10 11 5 -8% 146% 26 26 17 0% 55%GN-NAV 29 28 39 3% -28% 14 12 12 11% 5% 22 20 20 8% 1%GN-RIO 16 15 21 5% -26% 8 7 6 -60% 22% 11 10 9 4% 15%GN-MUR (***) 20 19 21 5% -9% 3 1 1 - -100% -190% 12 10 7 18% 47%NAT-D 180 166 180 8% -8% 102 94 95 9% -2% 139 123 130 13% -5%NAT-TOL 1 1 2 7% -29% 1 1 1 7% 12% 1 1 1 7% 10%G-ARAG 54 46 46 17% -1% 25 18 20 38% -9% 36 29 30 26% -3%

Crecimiento 10/09

(%)

Crecimiento 09/08

(%)

Crecimiento 10/09

(%)

Crecimiento 09/08

(%)

EBITDA (M€)IMPORTE CIFRA NEGOCIOS (M€) Crecimiento 10/09

(%)

Crecimiento 09/08

(%)EMPRESA

RESULTADO DE EXPLOTACION (M€)

121

ENAGAS: ENAGÁS, S.A; REE: Red de Eléctrica de España, S.A.U; GESA: GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIÓN, S.A.; UNELCO: UNIÓN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIÓN, S.A. Empresas de distribución electricidad: Endesa Distribución Eléctrica, S.L. (END-D), Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. (IBER-D), Unión Fenosa Distribución, S.A. (GNUF-D), Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. (HC-D) y E.ON Distribución, S.L.U. (E.ON-D) Empresas de distribución gas: Grupo Gas Natural Fenosa: GAS NATURAL DISTRIBUCIÓN SDG, S.A. (GN-DSDG), GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A. (GN-AND), GAS NATURAL CASTILLA Y LEON, S.A. (GN-CYL), GAS NATURAL CEGAS, S.A. (GN-CEG), GAS NATURAL CASTILLA-LA MANCHA, S.A. (GN-CLM), GAS GALICIA SOCIEDAD PARA EL DESARROLLO DEL GAS, S.A. (GN-GAL), GAS NAVARRA, S.A. (GN-NAV) y GAS NATURAL RIOJA, S.A. (GN-RIO)]. Grupo Naturgas: NATURGAS ENERGIA DISTRIBUCION, S.A. (NAT-D), TOLOSA GASA, S.A. (NAT-TOL) y GAS ENERGIA DISTRIBUCIÓN MURCIA, S.A. (GN-MUR) GAS ARAGON, S.A. (G-ARAG). (*) Los datos de 2008 de REE no son comparables con los de 2009 y 2010 puesto que solo incluyen los resultados de la sociedad desde el mes de junio en el que se efectúo la segregación de la rama de actividad de transporte y operación del sistema. (**) El balance y la cuenta de resultados para 2010 de GN-DSDG se ven afectados por la operación de escisión de la rama de actividad de distribución de gas en 38 municipios de la Comunidad Autónoma de Madrid, para aportarla a la sociedad GEM Distribución de Gas 1, S.A. (***) En 2008-2009 es parte del Grupo Gas Natural. A partir del 2010 es parte del Grupo Naturgas.

122

Fuente: Cuentas Anuales auditadas de las empresas NOTAS: ENAGAS: ENAGÁS, S.A; REE: Red de Eléctrica de España, S.A.U; GESA: GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIÓN, S.A.; UNELCO: UNIÓN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIÓN, S.A. Empresas de distribución electricidad: Endesa Distribución Eléctrica, S.L. (END-D), Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. (IBER-D), Unión Fenosa Distribución, S.A. (GNUF-D), Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. (HC-D) y E.ON Distribución, S.L.U. (E.ON-D)

2.010 2.009 2.008 2.010 2.009 2.008

ENAGAS 327 297 255 10% 16% 186 223 143

REE (*) 385 330 122 17% 198 172 147

GESA 103 118 109 -13% 9% 99 105 105

UNELCO 224 310 293 -28% 6% 242 312 381

Empresas distribución electricidad 2.626 1.085 1.054 142% 3% 1.154 693 533

END-D 1.538 264 478 482% -45% 769 - - IBER-D 732 560 306 31% 83% - 306 497 GNUF-D 270 209 236 29% -11% 351 387 - HC-D 52 30 33 72% -9% 34 - 36 E.ON-D 35 21 - 65% - - -

Empresas distribucion gas 498 507 434 -2% 17% 303 359 376

GN-DSDG (**) 299 329 285 -9% 15% 215 289 324 GN-CEG 30 26 12 15% 125% 26 12 8 GN-AND 19 15 7 27% 99% 15 7 4 GN-CYL 25 23 21 8% 10% 23 21 18 GN-CLM 10 8 4 30% 105% 7 3 4 GN-GAL 6 6 1 - -14% 876% 2 - - GN-NAV 9 8 7 12% 12% 8 7 - GN-RIO 5 5 3 8% 36% 5 3 3 GN-MUR (***) 1 1 - 4 - 69% 68% - - - NAT-D 76 75 86 1% -12% - 15 14 NAT-TOL 1 1 1 7% 9% 1 1 1 G-ARAG 17 12 12 38% -3% - - -

Crecimiento 10/09

(%)

Crecimiento 09/08

(%)

RESULTADO NETO (M€) DIVIDENDOS PAGADOS (M€)

EMPRESA

123

Empresas de distribución gas: Grupo Gas Natural Fenosa: GAS NATURAL DISTRIBUCIÓN SDG, S.A. (GN-DSDG), GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A. (GN-AND), GAS NATURAL CASTILLA Y LEON, S.A. (GN-CYL), GAS NATURAL CEGAS, S.A. (GN-CEG), GAS NATURAL CASTILLA-LA MANCHA, S.A. (GN-CLM), GAS GALICIA SOCIEDAD PARA EL DESARROLLO DEL GAS, S.A. (GN-GAL), GAS NAVARRA, S.A. (GN-NAV) y GAS NATURAL RIOJA, S.A. (GN-RIO)]. Grupo Naturgas: NATURGAS ENERGIA DISTRIBUCION, S.A. (NAT-D), TOLOSA GASA, S.A. (NAT-TOL) y GAS ENERGIA DISTRIBUCIÓN MURCIA, S.A. (GN-MUR) GAS ARAGON, S.A. (G-ARAG). (*) Los datos de 2008 de REE no son comparables con los de 2009 y 2010 puesto que solo incluyen los resultados de la sociedad desde el mes de junio en el que se efectúo la segregación de la rama de actividad de transporte y operación del sistema. (**) El balance y la cuenta de resultados para 2010 de GN-DSDG se ven afectados por la operación de escisión de la rama de actividad de distribución de gas en 38 municipios de la Comunidad Autónoma de Madrid, para aportarla a la sociedad GEM Distribución de Gas 1, S.A. (***) En 2008-2009 es parte del Grupo Gas Natural. A partir del 2010 es parte del Grupo Naturgas.

124

Fuente: Cuentas Anuales auditadas de las empresas NOTAS: ENAGAS: ENAGÁS, S.A; REE: Red de Eléctrica de España, S.A.U; GESA: GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIÓN, S.A.; UNELCO: UNIÓN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIÓN, S.A. Empresas de distribución electricidad: Endesa Distribución Eléctrica, S.L. (END-D), Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. (IBER-D), Unión Fenosa Distribución, S.A. (GNUF-D), Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. (HC-D) y E.ON Distribución, S.L.U. (E.ON-D) Empresas de distribución gas: Grupo Gas Natural Fenosa: GAS NATURAL DISTRIBUCIÓN SDG, S.A. (GN-DSDG), GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A. (GN-AND), GAS NATURAL CASTILLA Y LEON, S.A. (GN-CYL), GAS NATURAL CEGAS, S.A. (GN-CEG), GAS NATURAL CASTILLA-LA MANCHA, S.A. (GN-CLM), GAS GALICIA SOCIEDAD PARA EL DESARROLLO DEL GAS, S.A. (GN-GAL), GAS NAVARRA, S.A. (GN-NAV) y GAS NATURAL RIOJA, S.A. (GN-RIO)].

2.010 2.009 2.008 2.010 2.009 2.008 2.010 2.009 2.008 2.010 2.009 2.008 2.010 2.009 2.008

ENAGAS 63% 63% 60% 7% 8% 8% 17% 17% 15% 51% 51% 33% 4,3 4,2 3,9

REE (*) 81% 75% 73% 8% 9% 4% 28% 25% 9% 48% 47% 42% 6,2 4,9 10,1

GESA 79% 78% 81% 8% 9% 9% 22% 25% 30% 23% 27% 20% 7,2 6,2 6,6

UNELCO 69% 66% 75% 9% 12% 11% 26% 35% 43% 19% 28% 20% 4,8 3,7 5,1

Empresas distribución electricidad 35% 48% 51% 12% 7% 7% 17% 9% 10% 59% 33% 38% 2,2 3,9 3,9

END-D 31% 46% 50% 16% 4% 6% 22% 4% 8% 75% 23% 34% 1,8 4,6 4,4 IBER-D 33% 42% 48% 11% 9% 8% 14% 13% 8% 49% 43% 40% 1,9 2,8 3,5 GNUF-D 42% 61% 61% 7% 8% 9% 10% 15% 18% 46% 43% 46% 3,4 4,0 3,5 HC-D 48% 49% 57% 10% 7% 8% 15% 9% 12% 40% 30% 33% 3,0 3,5 4,2 E.ON-D 64% 63% 65% 5% 5% 0% 10% 7% 0% 34% 31% 0% 7,1 7,1 -

Empresas distribucion gas 30% 31% 35% 18% 17% 14% 23% 23% 20% 46% 47% 34% 1,4 1,5 1,9

GN-DSDG (**) 19% 21% 29% 24% 23% 18% 28% 28% 25% 50% 52% 35% 0,5 0,5 0,9 GN-CEG 72% 73% 75% 8% 8% 6% 24% 22% 11% 36% 35% 25% 4,3 4,5 6,0 GN-AND 74% 78% 76% 8% 7% 5% 26% 25% 12% 33% 30% 22% 4,6 5,4 6,0 GN-CYL 39% 40% 37% 17% 16% 14% 23% 22% 20% 46% 44% 32% 1,4 1,5 1,3 GN-CLM 58% 61% 62% 8% 7% 5% 18% 15% 8% 36% 31% 19% 3,4 4,0 4,6 GN-GAL 70% 72% 71% 5% 6% 3% 12% 14% -2% 24% 27% 11% 5,2 5,2 6,6 GN-NAV 41% 44% 40% 14% 12% 12% 23% 21% 19% 46% 43% 30% 1,5 1,8 1,5 GN-RIO 46% 48% 49% 19% 18% 14% 30% 29% 23% 46% 45% 27% 1,5 1,6 1,8 GN-MUR (***) 56% 55% 84% 2% 1% -1% 3% -3% -27% 14% 4% -4% 6,6 7,4 16,1 NAT-D 1% 1% 2% 7% 7% 8% 6% 7% 8% 55% 55% 52% 0,1 0,1 0,2 NAT-TOL 0% 0% 1% 33% 32% 29% 30% 29% 27% 65% 65% 41% 0,0 0,0 0,0 G-ARAG 25% 36% 45% 16% 12% 14% 18% 16% 20% 46% 38% 42% 0,9 1,5 1,8

Cobertura carga financiera (DEUDA NETA/EBITDA)

Ratio de apalancamiento (%) ROI (%) ROE (%) MARGEN DE EXPLOTACION (%)

EMPRESA

125

Grupo Naturgas: NATURGAS ENERGIA DISTRIBUCION, S.A. (NAT-D), TOLOSA GASA, S.A. (NAT-TOL) y GAS ENERGIA DISTRIBUCIÓN MURCIA, S.A. (GN-MUR) GAS ARAGON, S.A. (G-ARAG). (*) Los datos de 2008 de REE no son comparables con los de 2009 y 2010 puesto que solo incluyen los resultados de la sociedad desde el mes de junio en el que se efectúo la segregación de la rama de actividad de transporte y operación del sistema. (**) El balance y la cuenta de resultados para 2010 de GN-DSDG se ven afectados por la operación de escisión de la rama de actividad de distribución de gas en 38 municipios de la Comunidad Autónoma de Madrid, para aportarla a la sociedad GEM Distribución de Gas 1, S.A. (***) En 2008-2009 es parte del Grupo Gas Natural. A partir del 2010 es parte del Grupo Naturgas. EBITDA = Resultado de explotación + Amortización inmovilizado + Deterioro y resultado por enajenaciones del Activo Ratio Apalancamiento = Deuda neta / (Deuda neta + Patrimonio neto) ROI = Resultado de explotación / Activo Total ROE = Resultado neto del ejercicio / Fondos propios Margen de explotación = Resultado de explotación / Ingresos de explotación

126

ANEXO 7. FIGURAS TRIBUTARIAS

1. Impuestos sobre la energía nuclear e hidráulica

Se mencionan a continuación los impactos de la introducción de impuestos sobre la producción de determinados activos de generación (nuclear e hidráulica), aplicados en otros países del entorno europeo.

En cuanto la tributación sobre la generación de centrales nucleares en Europa, el gobierno belga en octubre de 2009 concedió a Electrabel una prórroga de las licencias de funcionamiento de las 3 centrales nucleares más antiguas del país por un periodo adicional de 10 años, sobre su vida útil inicial de 40 años. Los productores nucleares debían pagar una cantidad anual entre 215 y 245 M€ desde el ejercicio 2010 hasta 2014, incluido. A partir de entonces, y hasta el cierre de las plantas, un Comité especial determinaría las cantidades a pagar anualmente. En 2003, con el objeto de financiar la política energética belga, se estableció un impuesto con efectos del ejercicio 2008, con cargo de las entidades que exploten centrales nucleares o que tengan una cuota en una producción industrial de electricidad mediante la fisión de materiales nucleares. El gobierno alemán, con el objetivo de cumplir los objetivos de política energética federal, decidió el alargamiento de la vida útil de sus 17 centrales nucleares (que deberían haber sido clausuradas como tarde en 2022), por un periodo de entre 8 (para las centrales operativas antes de 1980) y 14 años (para el resto). La prórroga de la vida útil de las centrales estaba acompañada de la constitución de un Fondo Federal destinado a la financiación de medidas de fomento de la ejecución del Plan Energético Federal (entre otros objetivos, el Fondo Federal prevé la realización de inversiones para incrementar la producción de energía mediante fuentes renovables). Finalmente, el mecanismo alemán decayó en los tribunales por un defecto de forma.

Las experiencias belga y alemana han puesto de manifiesto diversos medios para el gravamen de la producción de energía nuclear como son:

a) El pago de cantidades anuales acordadas con el gobierno por parte de los productores de energía durante un plazo determinado a cambio del alargamiento de la vida útil.

b) En caso de Bélgica, el pago de una cantidad fija entre todos los productores en función de su cuota de producción fijada anualmente en función de las circunstancias del mercado.

c) En caso de Alemania, el pago de una cantidad variable en función de los combustibles nucleares empleados.

En España la aplicación de un impuesto de 15 €/MWh-10 €/MWh sobre una producción anual media estimada de 85.000 GWh conjunta hidráulica y nuclear, tendría un impacto económico estimado en 1.300 M€ y 850 M€.

Cabe indicar que la justificación de dicho impuesto (justificado bien como contrapartida a un alargamiento de la vida útil de centrales nucleares; bien para compensar los gastos que puedan originarse en la gestión de los residuos nucleares y el combustible gastado más allá del año 2020; o bien por la implementación de derechos de emisión, entre otras posible causas) debería fundamentarse sólidamente, y supondría en caso de aplicar el valor de 10-15 €/MWh, un impacto superior al que resultó con la minoración por el concepto de derechos de emisión que se estableció en 2008 y 2009 para dichas tecnologías. Teniendo en cuenta la asignación gratuita de derechos de emisión y que retribuye a todas las tecnologías, las emisoras y las que no lo son, los valores para la nuclear e hidráulica ascendieron a 18 M€ en 2007, 600 M€ en 2008 y 326 M€ en 200957.

57 :Según la fórmula establecida en la Orden ITC/3315/2007 y Orden ITC/1722/2009. El factor de emisión (FE) tanto para las instalaciones asignatarias como no asignatarias toma un valor del 0,365 tCO2/MWh.

127

En caso de aplicar un impuesto como el indicado se considera necesario que su diseño no afecte las decisiones de ofertas de las empresas en el mercado mayorista (tasa en euros durante un determinado periodo de tiempo que no afecte las decisiones marginales de las empresas y no sea trasladado a los consumidores en unos mayores precios en el mercado spot). 58

Cabe indicar, entre otras, algunas potenciales dificultades en la implantación de impuestos sobre la generación nuclear e hidráulica. En el caso de introducir un impuesto como eventual contrapartida a un alargamiento de la vida útil de las centrales nucleares, cabe recordar que existen tributos autonómicos que indirectamente implican un gravamen sobre la producción de electricidad mediante centrales nucleares. En el caso de implantar nuevos tributos para compensar los gastos que puedan originarse en la gestión de los residuos nucleares y el combustible gastado más allá de 2070,se deberá tener en cuenta la existencia de tasas para financiar la actividades de la entidad pública empresarial ENRESA59 de gestión de residuos radiactivos y de figuras impositivas implantadas por las Comunidades Autónomas. En el caso de introducir nuevos tributos como eventual contrapartida a un alargamiento de los periodos concesionales de los que disfrutan las centrales hidroeléctricas, en la medida en que la producción de energía hidráulica se realiza por medio de concesiones administrativas por un periodo máximo de 75 años, aunque susceptible de prolongación en determinadas circunstancias, sujetas a un canon fijo que debe ser satisfecho por el concesionario y que fue establecido en el momento de la concesión, se hace necesario un análisis previo de la situación y de las condiciones de los cánones pagados a las Concesiones hidrográficas con el objeto, entre otros efectos de evitar la doble tributación y mantener coherencia con los supuestos de modificación de las condiciones de la concesión establecido en la Ley de Aguas.

2. Impuesto sobre CO2 en el Reino Unido

El 1 de abril de 2013 entrará en vigor en el Reino Unido, un impuesto (Carbon tax) sobre las emisiones realizadas por las centrales de generación eléctricas con combustibles fósibles, que se calcula como la diferencia entre un precio mínimo de CO2, establecido administrativamente, y el precio de los futuros del CO2 en el mercado de derechos de emisión europeo (se publica con 2 años de antelación). El valor del impuesto anunciado para 2013-2014 es de 4,94 libras/tCO2 y el valor indicativo para 2015/2016 es de 7,28 libras/tCO2. El objetivo de dicho impuesto es fomentar las inversiones en tecnologías limpias y descarbonizadas. En el siguiente cuadro se resumen los principales aspectos de dicho impuesto.

58 Chennells (1997) evalúa la implementación del windfall tax por las ganancias por la privatización de empresas de servicios públicos. Al respecto, señala que debe evaluarse si el impuesto es económicamente eficiente (suponer la menor distorsión posible de la asignación de recursos, un efecto limitado en el tiempo y por una sola vez), si es justo (se aplica sobre los beneficiarios de dichas ganancias) y si es administrativamente viable (no impone una carga administrativa excesiva en términos de cumplimiento o ejecución). 59 Sin perjuicio de que las centrales nucleares financien la actividad de ENRESA hasta aproximadamente el año 2070, se ha de señalar que lo residuos radiactivos de alta actividad tienen una vida media de miles de años.

128

Cuadro 35 El impuesto basado en el precio mínimo del CO2 en Reino Unido

Fuente: Elaboración CNE basada en información publicada por reguladores y gobiernos

Cabe señalar que este impuesto de aplicarse en España puede implicar un incremento sustancial del precio mayorista de la electricidad en el corto-medio plazo (especialmente si la diferencia entre el precio mínimo y el futuro es significativa) y que puede dar lugar a windfall profits para tecnologías inframarginales. El impacto económico estimado de aplicar un carbon tax equivalente 5,61 €/tCO2 (aplicado a una generación estimada en torno a 128.692 GWh de gas natural y 28.367 GWh de carbón, aplicando factores medios de emisión de 0,365 y 0,976, respectivamente) ascendería a 420 M€, que de utilizarse para financiar parcialmente las primas de renovables, reducirían los costes de acceso en dicha cuantía. Por otra parte, se tendría un efecto negativo por el incremento del precio del mercado en unos 2,7 €/MWh.

MEDIDA CARACTERÍSTICAS BÁSICAS

Se establece un precio mínimo (suelo) para la emisión de una tonelada de 

CO2. La medida comienza a aplicarse desde el 1 de abril de 2013. El suelo 

comenzaría en 16 £/tm (precios de 2009), para incrementarse de modo 

lineal hasta alcanzar las 30 £/tm en 2020 (precios de 2009), y 70 £/tm en 

2030 (precios de 2009).

La diferencia entre el precio de los futuros del CO2 en el mercado EU ETS 

en el año de referencia y el suelo establecido por el gobierno determinan 

la tasa de mantenimiento del precio del CO2 (carbon prices support 

rate). Así se estima que para el período 2013‐2014 esta tasa sería 

equivalente a 4,94 £/tm.

A partir del 1 de abril de 2013 a los combustibles fósiles utilizados en la 

generación eléctrica se le repercutirá esta tasa de modo proporcional al 

factor de emisión de CO2 del combustible

Estas tasas serán publicadas con 2 años de antelación

Reducir la incertidumbre sobre los precios del CO2, disminuyendo el 

riesgo de inversión en tecnologías con bajas emisiones de CO2 y por 

tanto el coste financiero de éstas.

Proporciona una señal de largo plazo (suelo en 2020 y 2030)

Fomento de inversiones en tecnologías renovables que posteriormente 

pueden ser exportadas

Riesgo de windfall profits  para renovables ya establecidas, e.g. nucleares e hidráulicas 

Incremento del coste de la electricidad para los consumidores en caso de 

diferencias sustanciales entre el precio del CO2 EU ETS y el suelo 

establecido

Efecto pequeño en la promoción de renovables debido a las primas ya 

existentes

Precio Mínimo del CO2

VENTAJAS

INCONVENIENTES

UK

129

1.4.3. Impuestos sobre emisiones y productos energéticos

En la Unión Europea existen, fundamentalmente, dos tipos de mecanismos que, al menos potencialmente, representan una financiación indirecta de las energías renovables (esencialmente en la medida en que contribuyen a internalizar el coste del CO2 en los precios energéticos):

Los impuestos sobre productos energéticos y emisiones de contaminantes atmosféricos o de

gases de efecto invernadero, que pueden introducirse libremente por cada Estado Miembro, en el respeto de la normativa comunitaria (véanse en particular la Directiva 2003/96/CE que establece niveles mínimos de estos impuestos para la UE y la Directiva 2008/118/CE que permite añadir a los productos sujetos a impuestos especiales, como los energéticos, otros gravámenes indirectos con fines específicos, a condición que respeten las normas impositivas comunitarias en cuanto a base imponible, cuota tributaria, devengo y control del impuesto; no se dice nada con respecto a las posibles exenciones).

El Régimen Comunitario de Comercio de Derechos de Emisión, regulado en la Directiva 2003/87/CE.

El Libro Verde de la CE de 2007 indica la posible conveniencia de utilizar ambos instrumentos. Por una parte, los impuestos energéticos tienden a aplicarse a los usos de la energía como combustible, mientras el régimen de comercio de derechos de emisión afecta a los sectores de mayor intensidad energética. Por tanto, la utilización de ambos podría garantizar una aplicación más amplia del principio general de “quien contamina, paga”.

No obstante, en la práctica, la adopción de impuestos energéticos requiere una definición precisa de los supuestos de aplicación de los mismos a efecto de evitar redundancias con respecto a la aplicación de la normativa sobre comercio de derechos de emisión. Este es el caso, por ejemplo, de los tributos introducidos por varias CCAA en España (Andalucía, Aragón, Canarias, Castilla-La-Mancha, Extremadura, Galicia y Murcia).

Asimismo, la inclusión de impuestos reducidos o exenciones, con el fin de evitar la doble sujeción de determinadas actividades o instalaciones tanto a impuestos específicos, como a la normativa del comercio de derechos, debe ser coherente con el Régimen Comunitario de Ayudas de Estado. En el pasado algunos Estados Miembros (Dinamarca y Suecia) establecieron tributos sobre productos energéticos y emisiones que fueron declarados posteriormente como ayudas de estado ilegales por implicar un nivel de tributación inferior a los umbrales mínimos previstos por la Directiva 2003/96/CE.

En el cuadro siguiente se recoge un resumen de los impuestos sobre productos energéticos y emisiones de CO2 existentes en varios países de la UE.

130

Cuadro 36. Impuestos energéticos en varios países de la Unión Europea

Fuente: Elaboración CNE basada en información publicada por reguladores y gobiernos

TIPO MEDIDA PAIS CARACTERÍSTICAS

El impuesto se agrupa en dos términos desde el 1 de enero de 2011: un término proporcional a las emisiones 

de CO2 y otro término proporcional al contenido energético del combustible. Previamente se tenía un 

término de tipo fiscal para combustibles destinados a transporte y otro término porporcional al CO2. El nuevo 

término de energía tiene en consideración además del contenido energético del combustible sus posibles 

emisiones a nivel local.

El impuesto actualmente aplica a los combustibles fósiles dedicados a transporte y calefacción, y por otro 

lado al consumo eléctrico.

A raíz de la reforma de 2011 se incluyen a los biofueles en el impuesto.

Hasta 1997 el impuesto aplicaba a la producción eléctrica, pero la entrada de Finlandia en el mercado 

eléctrico nórdicoS propició que pasara a aplicarse al consumo eléctrico. Esta medida se tomó debido a que el 

impuesto sobre la producción reducía su competitividad respecto al resto de países nórdicos, que aplicaban el 

impuesto sobre el consumo.  

Desde 1990 a 2010 se han aplicado algunas exenciones (como la turba) o reducciones del impuesto para 

determinados combustibles (gas) fueron realizadas.  A su vez una fuerte reduccion del impuesto se aplicó al 

consumo del segmento industrial.

También utiliza un impuesto con una componente relativa a la energía y otra al CO2 (con un peso 50/50)

Sin embargo con el tiempo el término de CO2 se fue reduciendo, y actualmente sólo se mantiene el término 

relativo a la energía, que se busca que sea proporcional al CO2 contenido en los combustibles. En el caso de 

la electricidad se tiene en cuenta la emisión teórica de los fueles utilizados para producirla.

El impuesto aplica a los combustibles fósiles destinados a calefacción (pero no a los destinados a transporte 

que tienen otro tipo de impuesto), y al consumo de electricidad y gas.

Se han contemplado exenciones del impuesto con un techo y un suelo para el consumo de gas y electricidad. 

Estas exenciones pasaron a ser reducciones sustanciales del impuesto. Los grandes consumidores industriales 

y los consumidores vulnerables son los principales afectados por estas reducciones, de modo que la mayoría 

de consumidores domésticos y el 95% de las compañías holandesas se les aplica la totalidad del impuesto.

La electricidad procedente de producción renovable estaba exenta de este impuesto, hasta 2003 que se 

incluye de modo reducido ya que el gobierno considera que los subsidios para la producción renovable 

introducidos eran suficiente apoyo para las renovables.

En este caso se aplica un impuesto específico proporcional a las emisiones de CO2 (además hay impuestos 

adicionales respecto a las emisiones de SOx, NOx). 

El impuesto aplica sobre los combustibles fósiles destinados a uso industrial. De modo separado se aplica un 

impuesto específico sobre el consumo eléctrico aunque independiente del CO2. 

Los combustibles destinados a producción eléctrica están exentos del impuesto del CO2 al igual que los 

biofueles, por lo que fundamentalmente se ha conseguido promocionar la utilización de renovables como 

fuente de calor.

El sector industrial paga el 50% del impuesto del CO2. Además puede puede obtener la exención del 

impuesto relativo al consumo eléctrico si participa en programas de eficiencia energética.

En 1977 introduce un impuesto relativo al contenido energético de los combustibles fosiles, el objetivo no era 

medioambiental sino equilibrar su balanza de pagos. Este impuesto aplica también sobre el consumo 

eléctrico.

En 1992 introduce un impuesto relativo al contenido de CO2 de los combustibles fósiles (pero no sobre 

aquellos destinados al consumo eléctrico). Posteriormente se introduce impuestos al SOx (1996) y el NOx 

(2010). Es decir que al igual que en Suecia el impuesto relativo a la energía contenida en los combustibles 

está separado del impuesto relativo al CO2.

Para evitar un incremento excesivo de los precios de los combustibles fósiles el impuesto sobre el CO2 se 

redujo. Posteriormente se congeló entre 2001‐2008, y tras este período el incremento sigue al de un índice 

tipo IPC.

El impuesto sobre el CO2 es mucho mayor sobre consumidores domésticos que sobre compañías, en el caso 

de Industrias intensivas en energía el impuesto es muy bajo y en ocasiones están exentas del pago de éste.

En mayo 2009 se realizó una reforma general del sistema, incrementandose los impuestos y rebajando las 

cantidades límite por debajo de las cuales se producían exenciones.

Cuenta con un impuesto sobre el CO2 que aplica sobre los combustibles fósiles utilizados en todos los 

sectores (con exenciones en las industrias más relevantes noruegas como la de procesado de maderas)

Existe un impuesto sobre el consumo eléctrico pero no es de tipo medioambiental

El hecho de que Noruega debe cumplir la reglas EU a fin de tener acceso al mercado europea ha implicado 

que el gobierno deba reducir o eliminar este impuesto, según el tipo de instalación, a fin de evitar una doble 

fiscalización (double taxation)

Impuesto denominado Tasa de cambio climático que se aplica los combustibles fósiles, al consumo eléctrico y 

de gas. (en este caso no es proporcional a las emisiones de CO2, así el carbón y el gas tributan igual)

Los consumidores domésticos, el petróleo y el sector del transporte están exentos

Los combustibles fósiles dedicados a la producción eléctrica están exentos

La electricidad con origen renovable está exenta

En 2010 estaba en torno a 5,48 €/MWh y se actualiza siguiendo un índice tipo IPC

NORUEGA

UK

Impuestos a las 

emisiones del CO2 

y/o a la 

producción/consu

mo de energía

FINLANDIA

HOLANDA

SUECIA

DINAMARCA

131

1.4.4. Impuesto “Robin Hood” en Italia Es un impuesto sobre sociedades, en particular, sobre actividades energéticas, cuya supervisión de no traslación a los precios que paga el consumidor le corresponde al regulador energético (AEEG) y que parte de su recaudación se utiliza para financiar a tecnologías renovables. Las principales características de dicho impuesto se recogen en el siguiente cuadro.

Cuadro 37 El impuesto “Robin Hood” en Italia

Fuente: Elaboración CNE basada en información publicada por reguladores y gobiernos

MEDIDA CARACTERÍSTICAS BÁSICAS

Hasta 2011 el impuesto se aplicaba sobre las actividades de exploración y 

producción de petróleo y gas, refino de petróleo, producción o 

comercialización de combustibles, aceites, aceites diesel para usos 

diversos, aceites lubricantes y residuos, gas licuado de petróleo y gas 

natural, así como en la producción o comercialización de electricidad 

proveniente de combustibles fósiles

Las tecnologías renovables quedaban exentas

Se prohíbe expresamente el pass‐through del impuesto al consumidor, 

encargandose el Regulador Italiano (AEEG) de supervisar el cumplimiento 

de la prohibición.

Incrementa el impuesto del 6,5% al 10.5%

Se extiende el ámbito de aplicación a las actividades reguladas tanto del 

gas como de la electricidad

Se extiende el ámbito de aplicación del impuesto a la producción con 

energías renovables

VENTAJAS

Con la medida inicial se obtenían ingresos para subvencionar tecnologías 

renovables mediante impuestos a aquellas actividades susceptibles de 

emisiones de gases de efecto invernadero

Dificultad para supervisar el cumplimiento de la prohibición e imponer 

sanciones. Dificultad para distinguir conductas legítimas de ilegítimas.

Al aplicarse el impuesto sobre actividades reguladas, desde un punto de 

vista teórico sería necesario recalcular el WACC al alza (al haberse 

aumentado la carga impositiva) lo que repercutiría en mayores tarifas 

para los consumidores. Sin embargo,  no se esperan modificaciones en las 

tarifas por el momento. 

Impuesto adicional sobre el 

IRES (Impuesto de la Renta 

sobre Sociedades Italiano) 

del 5,5% en 2008 (6,5% en 

2009) (ROBIN HOOD TAX)

Modificación del impuesto 

introducida en el 2011

INCONVENIENTES

ITALIA

INFORME SOBRE EL SECTOR ENERGÉTICO ESPAÑOL

PARTE II

MEDIDAS PARA GARANTIZAR LA SOSTENIBILIDAD ECONÓMICO-

FINANCIERA DEL SISTEMA GASISTA

7 de marzo de 2012

1

PARTE II. MEDIDAS PARA GARANTIZAR LA SOSTENIBILIDAD ECONÓMICO-

FINANCIERA DEL SISTEMA GASISTA .............................................................................. 2

I. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN EXISTENTE ........................................................ 2

II. MEDIDAS CON IMPACTO ECONÓMICO A CORTO PLAZO SOBRE EL DÉFICIT

TARIFARIO ....................................................................................................................... 11

II.1 MEDIDAS SOBRE LOS COSTES Y LAS ACTIVIDADES REGULADAS ................ 11

II.2 MEDIDAS SOBRE LOS INGRESOS DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS ......... 18

II.3 VALORACIÓN DE LAS MEDIDAS .......................................................................... 23

III. MEDIDAS CON IMPACTO ECONÓMICO A MEDIO PLAZO Y MEJORAS DE

EFICIENCIA ...................................................................................................................... 27

III.1 MEDIDAS RELATIVAS AL DESARROLLO DE METODOLOGÍAS DE TARIFA Y

RETRIBUCIÓN .................................................................................................................. 27

1. APLICACIÓN DE UNA METODOLOGÍA TARIFARIA ................................................. 27

2. ESTABLECER LA CONTABILIDAD REGULATORIA DE COSTES Y CRITERIOS

PARA LA AUDITORIA DE LOS COSTES REGULADOS. ................................................. 28

3. ESTABLECIMIENTO DE LA TASA DE RETRIBUCIÓN DE LOS NUEVOS ACTIVOS

EN BASE AL COSTE DE CAPITAL DE LA ACTIVIDAD REGULADA .............................. 29

4. REVISIÓN DE LA RETRIBUCION DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN .............. 29

5. REVISIÓN DE LOS VALORES UNITARIOS DE INVERSIÓN Y DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS DE TRANSPORTE,

REGASIFICACIÓN Y ALMACENAMIENTOS SUBTERRÁNEOS. .................................... 30

III.2 MEDIDAS SOBRE LA PLANIFICACIÓN (2012-2020) Y LA AUTORIZACIÓN

ADMINISTRATIVA DE LAS INFRAESTRUCTURAS DE GAS .......................................... 31

III.3 OTRAS MEDIDAS SOBRE COSTES DE ACTIVIDADES REGULADAS ................ 32

III.4 OTRAS MEDIDAS SOBRE ACTIVIDADES REGULADAS ...................................... 35

2

PARTE II. MEDIDAS PARA GARANTIZAR LA SOSTENIBILIDAD ECONÓMICO-FINANCIERA DEL SISTEMA GASISTA

La Parte II de este informe da respuesta a la solicitud del Secretario de Estado de Energía de 27 de enero de 2012 en la que se requiere a la CNE para que proponga medidas de ajuste regulatorio para evitar que el actual déficit coyuntural del sistema gasista se convierta en estructural, y que se pronuncie sobre la retribución de las actividades reguladas en este sector, la justificación de las cuantías en relación con los activos declarados, la necesidad de las inversiones previstas en relación con los planes de inversión y si procede el eventual freno o desaceleración de los mismos. Esta parte del informe se estructura en las siguientes secciones: En el epígrafe I se describe la situación actual en relación al equilibrio económico-financiero del sistema gasista, junto con la comparación del nivel de precios de los consumidores gasistas en el entrono europeo. En el epígrafe II se proponen las posibles medidas a aplicar que tienen un impacto económico a corto plazo sobre el déficit tarifario desglosadas en dos apartados: por un lado aquellas que tienen impacto sobre los costes de las actividades reguladas; y por otro lado, las que afectan a los ingresos de dichas actividades. A continuación, en el apartado siguiente, se realiza la valoración del impacto económico de las medidas anteriores. Finalmente, en el epígrafe III se muestran diversas medidas adicionales con impacto económico a medio plazo y de mejora de la eficiencia del sistema económico del gas natural. I. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN EXISTENTE

En comparación con el sector eléctrico, en el sector del gas natural el problema del déficit es un problema reciente, hasta la fecha no había existido un problema de déficit relevante, esto es, los peajes y cánones habían sido suficientes para retribuir los costes regulados, compensándose unos años con otros. La aparición del déficit obedece a dos factores esenciales: de una parte al significativo crecimiento de los costes regulados por la puesta en servicio de un número importante de las infraestructuras previstas en las sucesivas planificaciones, y en particular, por la prevista puesta en servicio en 2012-2013 de instalaciones con un elevado volumen de inversión, tales como los Almacenamientos Subterráneos (AA.SS.) de Castor, Yela, Marismas y la planta de regasificación del Musel; y de otra parte, al no alcanzarse reiteradamente la demanda de gas prevista en dichas planificaciones: la demanda de gas ha caído de 458 TWh en el año 2008 a 373 TWh en el año 20111, cuando la Planificación 2008-2016 había previsto 526 TWh. Ello ha dado lugar a que el déficit en el sistema de liquidaciones haya pasado de 114 millones de € en el año 2010 a un valor estimado de 3002 millones de € para el año 2011, lo que supone un incremento del 100% en un solo año. En definitiva, el déficit estructural surge cuando de forma continuada los costes son superiores a los ingresos por peajes, como es el caso, si no se adoptan medidas correctoras.

1 La demanda de gas para el mercado eléctrico ha caído de un máximo de 192 TWh en 2008 a 110 TWh en 2011 y la demanda de gas para el mercado convencional se ha mantenido estable en el periodo 2006-2011 en el entorno 260-270 TWh, con una disminución en 2009 a 239 TWh 2 A la vista de la liquidación provisional 12/2011, déficit para 2011 apunta hacia los 300 M€

3

Además, en la determinación del valor de los peajes y cánones para 2012 realizado en la Orden IET/3587/2011 no se tuvieron en cuenta todas las cantidades necesarias para alcanzar el equilibrio presupuestario en 2012. Se estima que en la determinación de los peajes3 para 2012 no se tuvieron en cuenta 396 millones de €, esta cantidad incluiría el déficit estimado para 2011, y las cantidades necesarias para retribuir tanto las nuevas instalaciones que se incorporan al sistema en el 2012 como cantidades pendientes de reconocer de años anteriores. En el cuadro siguiente se recogen las cifras comentadas.

Cuadro 1. Presupuesto de las Actividades Reguladas para 2012.

Fuente: CNE

Adicionalmente, se ha de considerar que según las estimaciones de la CNE los ingresos por peajes para 2012 con los peajes vigentes (Orden IET/3587/2011, de 30 de diciembre) serán unos 100 millones de € inferiores a las necesidades económicas consideradas por el Ministerio de 3.094 millones de €, por lo que sumando el déficit por menor reconocimiento de costes (396 millones de €) junto con el déficit por menores ingresos por peajes (100 millones de €), daría un déficit total estimado a finales del 2012 que alcanzaría la cifra de 500 millones de €, cantidad significativa cuando se compara con los costes regulados del orden de los 3.500 millones de €. En la figura adjunta se muestra la situación actual de evolución del déficit 2011 y su comparación con el año 2010 según la última liquidación provisional 12/2011, donde se pone de manifiesto la evolución creciente del déficit:

3 El artículo 26 del RD 949/2001 establece que para la determinación de los peajes y cánones de cada año se tendrán en cuenta las desviaciones resultantes de la aplicación del régimen de liquidaciones del año anterior

Retribución Fija a

Publicar OM

Retribución Variable

Pendiente de Reconocer a Instalaciones

TOTAL 2012

Pendiente de Reconocer a Instalaciones

Desvio Liquidaciones

años anteriores

TOTAL Años

anteriores

CNE Criterio de

Caja (2)MITyC (3)

Actividad de Regasificación 422,9 44,0 40,7 507,6 75,3 75,3 582,8 522,2 509,9 -60,6 -12,3

Actividad de AASS 47,1 16,9 289,2 353,2 70,3 70,3 423,5 304,1 189,9 -119,4 -114,2

Actividad de Transporte 843,6 23,1 16,8 883,5 52,2 52,2 935,6 896,5 850,9 -39,2 -45,6

Actividad de Distribución 1.502,4 0,0 0,0 1.502,4 0,0 0,0 1.502,4 1.502,4 1.520,9 0,0 18,5

Retribución Específica 0,0 0,0 105,1 105,1 0,0 0,0 105,1 21,0 8,5 -84,1 -12,5

Gestión Técnica del Sistema 11,8 0,0 0,0 11,8 0,0 0,0 11,8 11,8 11,8 0,0 0,0

Comisión Nacional de Energía 0,0 0,0 5,3 5,3 0,0 0,0 5,3 5,3 4,5 0,0 -0,8

Plan de Eficiencia Energética 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Desvio Liquidaciones años anteriores

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 229,5 229,5 229,5 229,5 0,0 0,0 -229,5

Retribución Total Sector Gasista

2.827,8 83,9 457,1 3.368,8 197,7 229,5 427,2 3.796,1 3.492,8 3.096,4 -303,2 -396,4

`(3)-(2)

PRESUPUESTO DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS PARA EL EJERCICIO 2012

Retribución con Devengo en 2012 Retribución con Devengo 2002-2011

CNE Total Devengo

(1)

Presupuesto 2012

`(2)-(1)

4

Gráfico 1. Evolución déficit reconocido en liquidaciones

Fuente: CNE

En relación con las causas del desequilibrio económico alcanzado cabe indicar el papel que ha tenido el modelo establecido por la regulación para la construcción de infraestructuras, modelo que podría denominarse Modelo Planificación-Retribución. El Modelo Planificación-Retribución se ha revelado eficiente en las fases de crecimiento del mercado a la hora del diseño técnico ordenado de las infraestructuras necesarias y del grado de construcción alcanzado, pero también se ha revelado ineficiente para resolver cómo se han de tratar las fases de decrecimiento/estabilización del mercado: se ha puesto de manifiesto la falta de sostenibilidad económica de los planes propuestos, la incapacidad del modelo de prever más acertadamente las evolución de los costes, de los ingresos por peajes y de la demanda de gas, y sobre todo, su poca flexibilidad para autocorregirse ante los cambios de escenarios. En las figuras adjuntas se indica la evolución real de la demanda de gas y la demanda planificada, donde se puede observar cómo a pesar de que la demanda convencional de gas no crecía como se esperaba, se continuaba planificando una demanda sin tener en cuenta la realidad del mercado. De hecho, la demanda convencional de gas apenas ha crecido desde el año 2005 hasta hoy, siendo éste uno de los motivos fundamentales que están en el fondo del problema del déficit, la falta de ingresos, por lo que para evitar incurrir en el mismo error se considera necesario analizar con el máximo detalle cuales son las causas para que en un periodo de tiempo tan dilatado 2005-2011, que incluye la actual crisis pero también periodos sin crisis, la demanda convencional de gas no haya crecido apenas, a pesar de las cuantiosas inversiones realizadas, ello permitirá hacer mejores previsiones para el futuro.

5

Gráfico 2 y Gráfico 3. Evolución mercados del gas natural

Fuente: CNE

Si bien, como se ha indicado una de las causas del déficit reside en el poco crecimiento de la demanda de gas y por tanto de los ingresos asociados, la otra causa se puede encontrar en el modelo retributivo de las actividades del transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo. Los actuales modelos retributivos de las instalaciones de transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo, parten de un sistema de planificación vinculante que para aquellas instalaciones incluidas en la planificación, asegura a sus promotores la rentabilidad y la recuperación de las inversiones realizadas con independencia del uso que dichas instalaciones tengan; esto es, de un lado, generan incentivos a los promotores a construir estas instalaciones cuando la retribución es suficientemente atractiva incluso aunque no sean necesarias por errores de la planificación, y, de otro lado, se trasladan a la Administración y por ende al consumidor final los riesgos derivados de la incertidumbre en la evolución de la demanda de gas y por tanto de los

200.000

210.000

220.000

230.000

240.000

250.000

260.000

270.000

280.000

290.000

300.000

310.000

320.000

330.000

340.000

350.000

GW

h/a

ño

Mercado Convencional del Gas Natural

Consumo Real Consumo Planificado

PLANIFICACIÓN 2005- 2011

PLANIFICACIÓN 2008- 2016

BORRADOR PLANIFICACIÓN 2012- 2020

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

130.000

140.000

150.000

160.000

170.000

180.000

190.000

200.000

GW

h/a

ño

Mercado Gas Natural para Generación Eléctrica

Consumo Real Consumo Planificado

PLANIFICACIÓN 2005- 2011

PLANIFICACIÓN 2008- 2016

BORRADOR PLANIFICACIÓN 2012- 2020

6

ingresos. Este no es el caso de la actividad de distribución donde la retribución de la actividad no individualiza un retorno económico para cada infraestructura. Este efecto es particularmente significativo en los gasoductos de transporte denominados gasoductos de atención al mercado de su zona de influencia, cuya inclusión en la Planificación como instalación viable depende de la demanda de gas particular de una zona y de los ingresos que el propio promotor indica, pero que luego, el sistema retributivo les exime de las consecuencias de no cumplir sus previsiones, trasladando sus errores de sus estimaciones4 al resto de los consumidores mediante los déficits económicos que la retribución de la instalación genera. Por tanto, se considera necesario modificar el Real Decreto 326/2008 que establece la retribución de la actividad de transporte, para incluir en el mismo un sistema de remuneración especifico para los gasoductos de atención al mercado de su zona de influencia, donde el promotor de la instalación asuma los riesgos derivados de la volatilidad de la demanda asociada a la construcción del gasoducto. Así mismo, se debería considerar, en aras a la sostenibilidad económica, si en las actuales circunstancias, el sistema gasista debiera de mantener criterios de seguridad de suministro muy superiores a los que establece el reglamento europeo UE 994/2010 sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas, lo que contribuiría a minimizar las inversiones necesarias. A la vista del desequilibrio económico detectado, se ha realizado el análisis de la previsible evolución en los próximos años de las principales magnitudes del sector del gas natural, con el objeto de determinar su sostenibilidad económica y poder simular el impacto en el déficit de las distintas medidas a tomar. Los principales supuestos considerados en el escenario base son:

• Evolución del valor de los peajes y cánones con la inflación estimada5 • Demanda de gas convencional con crecimiento al 50% de la evolución prevista en el

Borrador de Planificación 2012-2020 por el principio de cautela en la previsión de ingresos. • Demanda de gas para producción de electricidad según Borrador de Planificación 2012-

2020. • Costes regulados: se mantienen los actuales sistemas retributivos y se incorporan las

inversiones previstas con categoría “A Urgente” y “A” del Borrador de Planificación 2012-2020.

Como consecuencia de los supuestos anteriores, la evolución prevista en el periodo 2012-2020 de la demanda de gas sería la siguiente:

4 El informe de la CNE sobre la propuesta de resolución de la D.G.P.E.y M. de autorización de forma directa a CONFIDENCIAL, para la construcción del gasoducto “Jerez-el Puerto de Santa María” pone de manifiesto que la utilización de dicho gasoducto a los 5 años de su puesta en servicio apenas alcanzo el 20% de su utilización potencial 5 La inflación estimada se ha supuesto de un 2% en el medio-largo plazo.

7

Cuadro 2. Demanda de gas natural prevista

Fuente: CNE

Asimismo, se han considerado las inversiones previstas en el actual borrador de la Planificación 2012-2020 del sector gasista que son las siguientes:

Cuadro 3. Inversiones previstas según el Borrador de Planificación 2012-2020

Fuente: CNE

Como resultado de la simulación efectuada, la evolución prevista en el periodo 2012-2020 del déficit y de las principales magnitudes económicas del sector gasista son las siguientes

Cuadro 4. Evolución del Déficit, Ingresos y Costes regulados del sector gas natural 2012-2020.

Fuente: CNE

En TWh 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Demanda Electrica PLANIF. 102 147 156 170 177 178 177 180 182Demanda Convencional CNE 269 278 281 284 287 289 290 291 292Peajes Internacionales CNE 13 50 59 59 72 72 72 72 72

Gas Vehiculado Sistema Gasista 385 474 496 513 536 538 540 543 546

Millones de € 2012 2013 2014 2015 2016 Resto Años TotalTransporte 501 436 479 183 19 29 1.647

Instalaciones Planificadas Sin Autorización Administrativa 284 400 43 19 29 775Resto Instalaciones Previstas Construir 501 266 79 140 986

Regasificación 388 291 214 893Instalaciones Planificadas Sin Autorización Administrativa 29 29Resto Instalaciones Previstas Construir 388 291 185 864

AASS 2.006 31 24 21 2.082Instalaciones Planificadas Sin Autorización Administrativa 0Resto Instalaciones Previstas Construir 2.006 31 24 21 2.082

Total 2.508 855 794 417 19 29 4.622

Inversión Prevista

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Ingresos Regulados Sector (Millones €) 2.980 3.097 3.247 3.392 3.568 3.678 3.785 3.900 4.036

Ingresos Peajes 2.980 3.097 3.247 3.392 3.568 3.678 3.785 3.900 4.036

Ingresos por Peajes Regasificación 358 331 345 381 422 435 446 461 474

Ingresos por Peaje T&D 2.431 2.532 2.609 2.703 2.806 2.892 2.976 3.065 3.178

Ingresos por Canon Almacenamiento Subterráno 163 171 218 232 245 254 264 273 282

Ingresos por Peaje Internacional 28 62 74 76 95 97 99 101 103

Costes Devengados en el Año (Millones €) 3.299 3.542 3.683 3.830 3.909 3.932 3.960 3.975 4.012Retribución Fija 3.199 3.433 3.571 3.713 3.786 3.807 3.833 3.846 3.882

Regasificación 459 462 498 524 523 504 488 474 461

Transporte 903 982 1.053 1.135 1.172 1.180 1.188 1.191 1.197

AASS 296 462 454 442 430 414 398 372 359

Distribución 1.541 1.528 1.567 1.612 1.661 1.709 1.759 1.809 1.865

Retribución Variable y Otros 84 83 85 90 95 96 97 99 100Retribución Variable Regasificación 42 41 43 48 53 54 55 57 58

Gas de Operación 42 42 42 42 42 42 42 42 42

Otros Conceptos Fijos (GTS, CNE) 16 26 27 27 28 29 29 30 30

RESULTADO EJERCICIO -319 -445 -436 -438 -341 -253 -175 -75 24

Desvio HISTORICO (2002-2011) -499Liquidaciones -300

Retribución Devengada pendiente Inclusión Régimen Retributivo -199

DEFICIT ACUMULADO -818 -1.264 -1.700 -2.138 -2.479 -2.732 -2.907 -2.982 -2.959% Deficit Acumulado s/ Retribución Anual 25% 36% 46% 56% 63% 69% 73% 75% 74%

8

Las conclusiones de dicho análisis son las siguientes: Si en los próximos años únicamente se produjeran subidas de peajes y cánones en línea con la inflación, el sistema económico sería deficitario en el periodo 2012-2020. El déficit acumulado, que sería creciente a lo largo del periodo, alcanzaría el valor de 2.959 millones de € en 2020, y supondría el 74% de los costes reconocidos en dicho año.

Gráfico 4. Evolución del Déficit del sector gas natural 2012-2020.

Fuente: CNE

Los desequilibrios se acentúan con la entrada en funcionamiento en 2012 de los nuevos AASS y el resto de inversiones previstas para 2013 y 2014. Aunque las medidas correctoras de carácter estructural que se puedan adoptar surtirán sus efectos más significativos en el medio-largo plazo, se requieren adoptar medidas inmediatas para paliar los efectos del déficit a corto plazo, 2012-2016, mientras surten efecto las medidas correctoras de carácter estructural. Por tanto, y dado que la evolución que se prevé del déficit en el sector del gas para los años siguientes es creciente y de una magnitud significativa, y con el objeto de alcanzar lo antes posible la sostenibilidad económica del sector del gas natural, sin que ello suponga repercutir sobre los consumidores la totalidad de los desequilibrios económicos aparecidos, se hace necesaria la adopción de medidas regulatorias a la mayor brevedad posible, con efectos tanto a corto como a largo plazo. En la práctica las medidas a tomar han de resolver dos tipos diferenciados de problemas: uno inmediato de carácter más urgente: solventar el déficit creciente previsto para el periodo 2012-2016, como consecuencia de déficits pasados y de la remuneración de nuevas instalaciones a

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

2.200

2.400

2.600

2.800

3.000

2.012 2.013 2.014 2.015 2.016 2.017 2.018 2.019 2.020

% s/ Remuneración AnualMillones €Evolución del Deficit Acumulado

Desvío Historico 2002-2011 Desvío Acumulado 2012-2020 % sobre Retribución Anual

9

poner en servicio, en particular los AASS de Castor, Yela, y Marismas y de la Planta del Musel; y de otro lado, resolver de manera estable y a largo plazo el desequilibrio estructural existente entre ingresos y costes regulados.

Por otro lado, en relación con la situación del precio de gas en España en comparación con el precio del gas en la Unión Europea sin impuestos, conforme a Eurostat se tiene una situación diferente respecto al tipo de consumidor analizado. Así, para el consumidor industrial, el precio del gas se encuentra habitualmente por debajo del precio de la Eurozona y de la UE-27; en particular, en el primer semestre 2011 un 14,4% por debajo del precio de la Eurozona. También este es el caso para el gran consumidor industrial; en particular, en el primer semestre 2011, el precio español fue un 3,7% por debajo del precio de la Eurozona. Sin embargo, para el consumidor doméstico-comercial español su precio se encuentra habitualmente por encima de la media de la Eurozona y de la UE-27; en particular en el primer semestre 2011 un 1,8% por encima del precio en la Eurozona. En las siguientes figuras se indica la evolución de los precios del gas, sin impuestos, en España y en la media de los países europeos.

Gráfico 5. Precios de gas natural en la U.E. Consumidor doméstico/comercial

Fuente: Eurostat

0,0380

0,0400

0,0420

0,0440

0,0460

0,0480

0,0500

0,0520

0,0540

0,0560

0,0580

€/

KW

h

PRECIOS DEL GAS: España vs EuropaConsumidor doméstico/comercial (5.560-55.600 kWh/año)

Fuente: Eurostat

España (Eurostat)

Euro zona (Eurostat)

UE- 27 (Eurostat)

10

Gráfico 6. Precios de gas natural en la U.E. Consumidor industrial (2,78-27,8 GWh/año)

Fuente: Eurostat

Gráfico 7. Precios de gas natural en la U.E. Consumidor industrial (278-1.112 GWh/año)

Fuente: Eurostat

Esta información sobre los precios del gas orienta sobre la posición competitiva del sistema gasista español en relación con nuestros vecinos, así como pone de manifiesto la necesidad de mantener la competitividad de la industria gasista mediante un adecuado control sobre los costes regulados.

0,0220

0,0240

0,0260

0,0280

0,0300

0,0320

0,0340

0,0360

0,0380

0,0400

€/K

Whh

PRECIOS DEL GAS: España vs EuropaConsumidor Industrial (2,78-27,8 GWh/año)

Fuente: Eurostat

España

Eurozona

UE -27

0,0170

0,0190

0,0210

0,0230

0,0250

0,0270

0,0290

0,0310

0,0330

€/

KWh

PRECIOS DEL GAS: España vs EuropaGran Consumidor Industrial (278-1.112 GWh/año)

Fuente: Eurostat

España

Europa (Media arit.)

UE 6 (Media aritmetica)

11

II. MEDIDAS CON IMPACTO ECONÓMICO A CORTO PLAZO SOBRE EL DÉFICIT TARIFARIO

A continuación se relacionan las medidas que han de tomarse, a la mayor brevedad posible, para incidir de manera inmediata en la atenuación y eliminación del déficit tarifario. II.1 MEDIDAS SOBRE LOS COSTES Y LAS ACTIVIDADES REGULADAS

1. RETRIBUCIÓN AL TRANSPORTE

En los epígrafes siguientes se propone un conjunto de medidas de resultados inmediatos sobre los costes del sistema de transporte. Son actuaciones sobre las futuras inversiones y de control de costes sobre infraestructuras actuales, que han de servir para atenuar el déficit previsto para el periodo 2012-2016, de manera que se posibilite alcanzar el equilibrio económico entre ingresos y costes. Las actuaciones que se relacionan a continuación no necesariamente tienen por qué ser tomadas en su totalidad simultáneamente. Su diseño, en cualquier caso, se ha hecho de manera que correspondan a acciones que puedan ser tomadas individualmente o de manera conjunta en función de su necesidad para la contención del déficit.

1.1. ACTUACIÓN INMEDIATA SOBRE EL PROGRAMA DE INVERSIONES DE LA PLANIFICACIÓN

Medida regulatoria: establecer urgentemente mediante disposición eficaz y de carácter general, un nuevo aplazamiento (categoría R) de instalaciones, hasta la aprobación de la nueva Planificación 2012-2020, y de la aprobación de un nuevo sistema retributivo para gasoductos dedicados al suministro de su zona de influencia, o de las modificaciones propuestas a los actuales sistemas retributivos. El aplazamiento afectaría a las instalaciones de transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo, que no dispongan en la actualidad de autorización administrativa, que no sean consideradas imprescindibles, o que circunstancias singulares aconsejen no incluirlas en el aplazamiento. La siguiente figura recoge las instalaciones incluidas en el Borrador de Planificación 2012-2020 y sin Autorización Administrativa

12

Cuadro 5. Instalaciones incluidas en el Borrador de Planificación 2012-2020 y sin Autorización Administrativa

Fuente: CNE y borrador planificación MINETUR

El impacto económico de la medida, bajo el supuesto que se retrase tres años la construcción de estas instalaciones se recoge a continuación.

Cuadro 6. Impacto económico del retraso en tres años la construcción de las instalaciones incluidas en el Borrador de Planificación 2012-2020 y sin Autorización Administrativa

Fuente: CNE y borrador planificación MINETUR

En la actual situación de déficit en el sector del gas natural, la construcción de nuevas infraestructuras de gas, en líneas generales, debe atender a los siguientes criterios:

i. Atender a los nuevos consumidores de gas, en condiciones de seguridad de suministro, sin que ello suponga costes añadidos a los actuales consumidores de gas (autofinaciación de la nueva inversión).

ii. Mantener las actuales condiciones de seguridad de suministro, cumpliendo, sin ir más allá, con lo establecido en el Reglamento (UE) 994/2010 del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas.

iii. Favorecer la sostenibilidad económica del sistema gasista.

iv. Mantener la seguridad jurídica de los promotores, para aquellos proyectos que hayan obtenido la autorización administrativa.

La Orden ITC/2906/2010, aprobó el programa anual de instalaciones y actuaciones de carácter excepcional de las redes de transporte de energía eléctrica y gas natural, donde se establecieron, en relación con las instalaciones consideradas en la Planificación 2008-2016, las actuaciones consideradas no prioritarias debido a que la coyuntura en noviembre de 2010 había hecho necesario reconsiderar la necesidad de disponer de algunas de las infraestructuras de gas recogidas en la Planificación en los plazos inicialmente previstos para las mismas. Como consecuencia de lo anterior, se crea una nueva categoría «R» a la que se trasladan todas aquellas infraestructuras recogidas en la Planificación cuya necesidad no se justificaba pero que

InstalaciónEstado

AdministrativoLongitud (km) Diámetro (")

Inversión Prevista (M€)

Martorell-Figueras (Tramo Norte)Adjudicación

Directa2013 79 36 79,6

Huercal-Overa-Baza-GuadixAdjudicación

Directa2013 132 16 63,9

Duplicación Treto-Llanera Planificado 2013 216 26 140,3

Duplicación Gasoducto Villapresente-BurgosAdjudicación

Directa2014 153 26 100,5

Duplicación Castelnou-Villar de Arnedo Planificado 2014 214 26 140,5Nuevo Gto Tivissa-Arbós (3º) Planificado 2014 114 30 85,5El Tiemblo-Cebreros-Hoyos de Pinares-Candeleda Planificado 2014 186 18 61,0Duplicación Gto Bermeo Lemona Planificado 2015 21,2Ampliación de la E.C. de Zaragoza (Incremento 4MW) Planificado 2014 12,9Ampliación de la E.C. de Haro (Incremento 11,5MW) Planificado 2015 21,8

Ampliación emisión hasta 1.000.000 Nm3/h en Planta de Bilbao (200.000 Nm3/h)

Planificado 2015 - - 28,7

Año PEMCaracterísticas Técnicas

Revisión Activos Planificación Pendientes Autorización 2012 2013 2014 2015 2016Impacto Anual (M€) 0 2 42 111 117Impacto Acumulado (M€) 0 2 44 155 272

13

serian reconsideradas de cara al nuevo ejercicio de Planificación 2012-2020 iniciado en marzo de 2010 con la publicación de la Orden ITC/734/2010. En este sentido, actualmente se está revisando por el Ministerio la Planificación 2008-2016, cuyo borrador de Planificación 2012-2020 se encuentra disponible en el Web del MINETUR, y que en opinión de esta Comisión se debería revisar en su mayor parte, para incorporar criterios de sostenibilidad económica, que el actual Borrador puede no incluir suficientemente. En consecuencia, y mientras se revisa el actual Borrador de Planificación 2012-2020, la coyuntura actual aconseja volver a considerar la necesidad que hay de disponer de algunas de las infraestructuras de gas recogidas en la Planificación 2008-2016 y no incluidas en la categoría «R» en la Orden ITC/2906/2010. Se aconseja que esta medida sea aplicada al mayor número posible de instalaciones, y, en particular, a los gasoductos dedicados al suministro de su zona de influencia.

1.2. AMPLIACIÓN DEL PERIODO DE AMORTIZACIÓN DEL CAPITAL DE LOS NUEVOS ALMACENAMIENTOS SUBTERRÁNEOS DE CASTOR, YELA Y MARISMAS

A mediados de 2012 está previsto que termine la construcción e inicien su actividad los almacenamientos subterráneos (AA.SS.) de Castor, Yela, y Marismas, con una inversión estimada de unos 2.006 millones de €, (1.772 M€ corresponden a inversión más 234 M€ del gas colchón e intereses intercalarios). El impacto en los costes regulados para 2012 se estima en 230 millones de €, y para 2013 de 378 millones de €, cantidades que agravan la magnitud del déficit actual. No se considera conveniente un retraso en la puesta en marcha de ninguna de los tres nuevos almacenamientos subterráneos por dos razones principales: por su impacto en la seguridad del sistema gasista y por la pérdida de ingresos por peajes y cánones que su uso generaría. En relación con estos nuevos AASS y con objeto de dilatar en el tiempo los pagos regulados a estas instalaciones se propone alargar el plazo de amortización previsto en la Orden ITC/3995/2006, de 10 a 20 años. En todo caso, es preciso resaltar que esta medida puede ser modulada en su aplicación, considerando un menor plazo de amortización, en función del impacto económico sobre los agentes afectados. En la siguiente figura se estima el impacto de la medida en los costes regulados:

14

Cuadro 7. Impacto en los costes regulados de la extensión de la amortización de 10 a 20 años

Fuente: CNE

Por otro lado, sería aconsejable analizar la posibilidad de reconocer por norma los efectos que en la retribución reconocida de las infraestructuras podría tener la asignación mediante mecanismos no concurrenciales de determinadas partidas de inversión. En este sentido, se pone de manifiesto los resultados que la supervisión de la CNE realizó y que ha mostrado partidas adjudicadas directamente en el AASS de Castor que pueden haber supuesto costes adicionales para el sistema. Asimismo, en su caso, se podría incluir en la norma la afectación al coste reconocido de posibles contrataciones externas de actividades de operación y mantenimiento, que se puedan producir sin la existencia de procedimientos competitivos para su adjudicación. 1.3. RETRASO EN LA PUESTA EN SERVICIO DE LA PLANTA DE REGASIFICACIÓN

DEL MUSEL

La planta de regasificación del Musel tiene una inversión estimada de 380 millones de €, con impacto en los costes regulados de 2013 de 67 millones de €. Dado que operativamente la planta no es necesaria para el suministro de gas, que tampoco se tiene constancia de que la planta tenga contratado el acceso a la misma, y que la entrada en servicio de la planta del Musel aumentará los problemas por mínimos técnicos en el resto de las plantas de regasificación existentes, se propone retrasar la puesta en servicio de la planta del Musel hasta que la demanda la justifique, lo que podría suponer ahorros en parte de los costes fijos de mantenimiento la planta, por mantenerla parada en caliente.

AMORTIZACION EN 10 AÑOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Inversión (millones €) -1.772,0Inversión neta 1.772,0 1.594,8 1.417,6 1.240,4 1.063,2 886,0 708,8 531,6 354,4 177,2Costes financieros 144,9 130,5 116,0 101,5 87,0 72,5 58,0 43,5 29,0 14,5Amortización 177,2 177,2 177,2 177,2 177,2 177,2 177,2 177,2 177,2 177,2Tr presupuesto 2012 8,18%Anualidad 10 años amortización (1) -1.772,0 322,1 307,7 293,2 278,7 264,2 249,7 235,2 220,7 206,2 191,7

TIR 8,18%

AMORTIZACION EN 20 AÑOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Inversión -1.772,0Inversión neta 1.772,0 1.683,4 1.594,8 1.506,2 1.417,6 1.329,0 1.240,4 1.151,8 1.063,2 974,6Costes financieros 144,9 137,7 130,5 123,2 116,0 108,7 101,5 94,2 87,0 79,7Amortización 88,6 88,6 88,6 88,6 88,6 88,6 88,6 88,6 88,6 88,6Tr presupuesto 2012 8,18%Anualidad 20 años amortización (2) -1.772,0 233,5 226,3 219,1 211,8 204,6 197,3 190,1 182,8 175,6 168,3

TIR 8,18%

Impacto en los costes regulados (2)-(1) -88,6 -81,4 -74,1 -66,9 -59,6 -52,4 -45,1 -37,9 -30,6 -23,4Impacto acumulado -88,6 -170,0 -244,1 -310,9 -370,5 -422,9 -468,0 -505,9 -536,5 -559,9

15

Los costes regulados por mantenimiento de la planta son de 12,7 millones de €/año. Los ahorros estimados podrían estar entre 3 y 5 millones de €/año dadas las necesidades de mantenimiento de la planta aunque se difiera su puesta en servicio. En todo caso, dado que el acta de puesta en servicio es un acto reglado integrante de la autorización administrativa en una instalación prácticamente construida, la aplicación de esta medida requeriría una norma con rango de ley, por lo que, finalmente, no se considera dentro de las medidas adoptadas. 1.4. PLANTA DE REGASIFICACIÓN DE (CONFIDENCIAL)

Adicionalmente a las infraestructuras de regasificación, tanto nuevas como ampliaciones, que se incluyen con carácter obligatorio en la Planificación, existe un proyecto de CONFIDENCIAL para construir una planta de regasificación y dos tanques de almacenamiento de GNL. La planta de regasificación de CONFIDENCIAL ha solicitado la exención de la obligación de permitir el acceso a terceros no participantes en el proyecto de la instalación. El pasado mes de septiembre de 2011, la CNE emitió un dictamen sobre la solicitud de exención de la planta de ENERGAS para que desde el Ministerio de industria, Energía y Turismo se adopte la decisión formal. Esta decisión deberá ser posteriormente ratificada por la Comisión Europea. Esta planta que, en todo caso, debe ser ajena al sistema económico regulado, y en consecuencia, no debe ser retribuida por el sistema gasista, puede afectar al mismo en tanto suponga una detracción de demanda futura de las otras plantas reguladas y, en consecuencia, una disminución de los ingresos regulados. En este sentido, debe tenerse en consideración su posible interrelación con las medidas que se están adoptando en las instalaciones ya planificadas.

1.5. CONVERGENCIA DE TASA INTERNA DE RENTABILIDAD DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS: REDUCCIÓN DESDE 375 A 200 PUNTOS BÁSICOS Y ELIMINACIÓN DE LA TASA DE ACTUALIZACIÓN DEL 2,5% AL 0%

El Real Decreto 326/2008 y las Ordenes ITC/3994/2006 e ITC/3995/2006 establecen que la retribución financiera de las inversiones se determina mediante la aplicación de una tasa financiera de retribución (TR) calculada en referencia al tipo de interés de las obligaciones del Estado a 10 años más una prima, que tiene diferente valor para cada actividad regulada: en transporte es de 375 puntos básicos, en regasificación y AASS 350 puntos básicos. Asimismo, el RD 326/2008 establece adicionalmente una tasa de actualización (TA) que aplica al valor del inmovilizado neto a considerar. Se estima que los valores aplicados de la tasa financiera y la retribución financiera difieren de los costes financieros reales de las empresas. Así, para los proyectos de transporte que se terminen en 2012, la inversión asociada obtendría una TIR del 11,4% antes de impuestos, cuando las obligaciones del Estado a 10 años cotizan entre el 4,5% y el 5,5%. En consecuencia, en tanto en cuanto no se disponga de los costes financieros y de capital reales del sector (WACC), que sirva de base para establecer el TIR regulado, se propone actualizar el valor de la tasa interna de rentabilidad TR con la que se calcula la retribución financiera de las actividades reguladas, así como la tasa de actualización TA. En concreto, esta medida propone reducir a partir de 2012 el diferencial que se utiliza para el cálculo de la retribución financiera de 375 o 350 puntos básicos al valor de 200, valor considerado

16

más próximo al valor de mercado, para la retribución de actividades reguladas, y, adicionalmente, se propone la eliminación de la tasa de actualización del 2,5%. Esta medida afecta a las instalaciones de regasificación y de almacenamiento subterráneo, y a las instalaciones de transporte puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2008. El impacto económico estimado de la medida se indica en el siguiente cuadro.

Cuadro 8. Impacto económico convergencia de la tasa de retorno y eliminación tasa de actualización

Fuente: CNE Medida regulatoria: modificar el Real Decreto 326/2008, y las Órdenes ITC/3994/2006 e ITC/3995/2006. Aplicación: desde el año 2012. 2. RETRIBUCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN

Aunque la proporción del coste reconocido a la actividad de distribución de gas natural respecto al resto de actividades reguladas ha ido disminuyendo desde el comienzo de la liberalización, aún supone cerca de la mitad de los costes regulados del sector gasista. El marco retributivo de la distribución de gas se estableció en la Orden ECO 301/2002 y desde entonces, aunque la citada orden fue derogada por la Orden ECO/31/2004, no ha sido objeto de modificación la metodología que establece la retribución de la distribución contraviniendo de esta forma el criterio establecido en el Real Decreto 949/2001, que establecía periodos de cuatro años para la actualización del sistema retributivo. Para mayor abundamiento, es preciso señalar que la distribución de gas es la única actividad regulada gasista cuyo marco retributivo no ha sido objeto de revisión. Así, el cálculo inicial de la retribución tuvo en cuenta los activos en servicio y los costes de operación y mantenimiento en el año 2000. Sin embargo, desde entonces no se ha tenido en consideración, ni se ha revisado en consecuencia, cuál es el grado de amortización de dichos activos ni cuáles son los costes actuales de operación y mantenimiento (O&M). Esto es, desde 2002 se mantienen dentro de la base regulatoria de activos aquellos que puedan estar totalmente amortizados. Con el objeto de que la actividad de distribución también contribuya a moderar la evolución de los costes regulados en función de las eficiencias y economías de escala alcanzadas, y, en aplicación de lo dispuesto en los artículos 15 y 20.5 del Real Decreto 949/2001, en lo relativo al reparto de la mejora de la productividad y su repercusión en parte a las usuarios y consumidores, a

Revisión de la TR y Tasa del 2,5% del RD 326/2008 Tranporte PEM>2008 2012 2013 2014 2015 2016Impacto Anual (M€) 19 47 60 75 86Impacto Acumulado (M€) 19 66 126 201 287

Revisión de la TR de los AASS (reducción Spread a 200pbb) 2012 2013 2014 2015 2016Impacto Anual (M€) 23 30 27 25 22Impacto Acumulado (M€) 23 53 80 105 126

Revisión de la TR de Plantas Regasificación (reducción Spread a 200pbb) 2012 2013 2014 2015 2016Impacto Anual (M€) 25 28 24 20 16Impacto Acumulado (M€) 25 53 77 98 113

17

continuación se propone una medida que ha de permitir trasladar parte de los beneficios derivados de las eficiencias obtenidas en el desempeño de la actividad al consumidor final. Esta medida, se podrá aplicar, en tanto en cuanto, no se disponga de la revisión de la retribución de la actividad de distribución de gas natural antes mencionada. 2.1. REVISIÓN DE LOS PARÁMETROS DE EFICIENCIA DEL ÍNDICE DE ACTUALIZACIÓN

ANUAL DE LA RETRIBUCIÓN Es tradicional en el sector energético la incorporación de índices de actualización de precios que aplicados sobre la retribución reconocida incrementan los costes regulados. Así, por ejemplo, el IPH es un factor que se utiliza, o ha sido utilizado, para la actualización anual de la retribución reconocida de la actividad de distribución y la retribución reconocida de la actividad de transporte por activos puestos en marcha antes del 1 de enero de 2008, artículos 3 y 18 de la Orden ITC/3993/2006. Sin embargo, las economías avanzadas tienden a desligar retribuciones con respecto a índices de precios, puesto que estos índices no tienen por qué responder a variaciones en la productividad de los procesos. Por ello, y puesto que en contextos de crisis económica y recesión puede ser más acuciante aún el abandono de estas indexaciones entre retribuciones y precios, a continuación se propone la medida de abandonar dichas indexaciones para distribución. La medida propone modificar del factor de actualización (1+IPHj*f) asignándole a partir de 2012 el valor cero al producto IPHj*f. El impacto económico estimado de la medida se indica en el siguiente cuadro.

Cuadro 9. Impacto económico revisión factor “f” actividad distribución

Fuente: CNE

Medida regulatoria: modificar la Orden ITC 3993/2006. Aplicación: desde el año 2012. 3. REVISIÓN DE TASAS/PRECIOS PARA LA FINANCIACIÓN DE LA CNE.

Se propone la adaptación de las tasas y precios para la financiación de la CNE, de acuerdo con el remanente de ingresos previsto por la CNE. El impacto económico de la revisión de la tasa sobre peajes de gas natural podría proporcionar 0,7 M€ de ahorro anual respecto al coste de financiación de la CNE estimado en el escenario base.

Revisión factor "f" Actividad Distribución (IPH=0) 2012 2013 2014 2015 2016Impacto Anual (M€) 20 66 91 122 155Impacto Acumulado (M€) 20 86 176 298 453

18

II.2 MEDIDAS SOBRE LOS INGRESOS DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS

Una vez analizadas las medidas sobre los costes de las actividades, en este epígrafe se analizan las posibles actuaciones en los ingresos sobre las actividades reguladas. Estas medidas pueden tener un impacto significativo a corto plazo en la eliminación del déficit. 1. ELIMINACIÓN DEL PEAJE TEMPORAL PARA ANTIGUOS USUARIOS DE LA TARIFA

PARA MATERIA PRIMA Una adecuada regulación es aquella que garantiza la ausencia de discriminación entre agentes así como la eliminación de subsidios cruzados entre actividades. En consecuencia, todos los usuarios del sistema deben sufragar los costes del servicio prestado por el sistema, independientemente de sus condiciones particulares de consumo o abastecimiento, evitando subsidios cruzados en cumplimiento de la normativa comunitaria vigente. En este sentido, el artículo 13 del Reglamento CE/715/2009 establece lo siguiente: “Las tarifas, o las metodologías para calcularlas, deberán favorecer la competencia y el comercio eficiente del gas, al mismo tiempo que evitarán las subvenciones cruzadas entre los usuarios de la red y proporcionarán incentivos para la inversión y mantenimiento o creación de la interoperabilidad de las redes de transporte”. El actual peaje para antiguos usuarios de la tarifa de gas como materia prima no recoge los costes imputados en el resto de peajes, existiendo un subsidio cruzado del resto de usuarios hacia este peaje. Por consiguiente, se propone la inmediata eliminación de dicho peaje. El impacto económico en el déficit tarifario en un año se estima en 17,4 millones de €, pudiendo ser para 2012 de unos 8,7 millones de € si se aplicara en la mitad del año. Medida regulatoria: Eliminar el peaje temporal para antiguos usuarios de la tarifa de materia prima. Tipo de actuación: modificar la Orden IET/3587/2011 que ha prorrogado este peaje hasta el 1 de enero de 2013. 2. REVISIÓN DEL PEAJE APLICABLE A LOS CONTRATOS DE ACCESO DE DURACIÓN

INFERIOR A UN AÑO La regulación actual establece que a los contratos de acceso a las instalaciones de regasificación y de transporte y distribución por periodos inferiores a un año se les aplicará unos coeficientes, sobre el término fijo de caudal de los peajes correspondientes. Dichos coeficientes son superiores a la unidad para los meses de octubre a marzo (periodo de invierno) y tienen un valor inferior a uno en los meses de abril a septiembre. En resumen, esta disposición facilita que los consumidores de gas puedan pagar un precio inferior por el uso de las instalaciones del sistema gasista al establecido para los contratos con una duración superior al año. Sin embargo, los costes de las infraestructuras no dependen significativamente de su uso al ser sus costes fundamentalmente de inversión por dotar al sistema de capacidad adicional y tener unos costes de operación y mantenimiento relativamente pequeños. Ello ocasiona menores ingresos por peajes sin una disminución paralela de los costes. De manera adicional, hay que tener en cuenta que los contratos de corto plazo incrementan los costes de gestión de los titulares de las instalaciones.

19

Este peaje está pensado para consumos puntuales, sin embargo, el uso que se está haciendo actualmente de este peaje en generación eléctrica se aleja del objetivo del mismo. Esto está generando unos menores ingresos al sistema que son significativos. Así, en 2011 los suministros de gas en contratos de duración inferior al año alcanzan los 51 TWh, un 14% del total del consumo de 373 TWh. En los contratos de acceso de duración inferior a un año, hay que distinguir entre aquellos que se aplican a las instalaciones de regasificación o de reserva de capacidad al sistema de transporte y distribución, o cuando se aplican al término de conducción. Es en este último caso cuando mayor perjuicio económico se ocasiona al sistema debido a que: el término de conducción esta individualizado para cada consumidor, que este término recupera también costes de transporte, y que la inversión realizada para llevar el gas al consumidor puede estar infrautilizada. Por consiguiente, se propone establecer unos nuevos coeficientes específicos para aplicar al término de conducción, con un valor mínimo de 1 para el peaje mensual y de 0,04 para el peaje diario. Con el objeto de calcular el impacto derivado de la modificación de los peajes de corto plazo sobre los ingresos del sistema, se ha procedido a aplicar los nuevos coeficientes propuestos a los contratos de corto plazo formalizados en 2010 y 2011 entre los meses de abril y septiembre, procediendo a recalcular la facturación por caudal. Aplicando dicho procedimiento se estima que se incrementarían en 37 millones de € los ingresos al sistema en 2011 y en 23 millones de € en 2010. Tomado el dato del último año se estima un impacto económico de la medida de 37 millones de € al año. Medida regulatoria: establecer unos nuevos coeficientes específicos para aplicar al término de conducción, con un valor mínimo de 1 para el peaje mensual y de 0,04 para el peaje diario Adicionalmente, supervisar los incentivos de contratación a corto plazo que desvirtúan la contratación a un año y que pueden suponer una menor recaudación. Tipo de actuación: Orden Ministerial. 3. REVISIÓN DEL PEAJE INTERRUMPIBLE Los peajes deben responder al principio general de ser reflejo de los costes por el uso de la red, de modo que si existe un peaje interrumpible menor que el equivalente firme, el descuento asociado al servicio interrumpible debe vincularse a la probabilidad de interrupción y a la duración de la misma, o en su caso, al ahorro en inversión de infraestructura. De acuerdo con la información disponible en la CNE, desde el mes de marzo de 2005, hasta la actualidad, no ha sido necesario recurrir en ninguna ocasión a la aplicación de interrumpibilidad como medida de gestión de la demanda en el sistema gasista español. La valoración económica muestra que los descuentos anuales derivados de los peajes interrumpibles en los últimos cuatro años oscilan entre 14 y 34 millones de euros al año. El coste total para el sistema ha superado los 100 millones de euros desde el año 2006.

20

Cuadro 10. Comparación de facturación interrumpible Vs Firme

*Nota: el periodo actual (1/10/2010 a 30/09/2011) contiene únicamente la facturación existente hasta el 28/02/2011 al ser esta la última información disponible en el momento de la elaboración del estudio. Fuente: CNE

Para los próximos años, el grado de cobertura del sistema gasista español será mejor que en años anteriores, dado el estancamiento de la demanda de gas y la puesta en marcha de varias ampliaciones y refuerzos de la red. Al disponerse de una mayor cobertura, el riesgo de interrupción de los consumidores interrumpibles en el sistema gasista español es actualmente muy bajo, por lo que deberían reducirse los descuentos aplicados a este peaje, o bien reducir la oferta (cantidad) de peaje interrumpible. En definitiva, teniendo en cuenta la baja probabilidad de interrupción actual en España, una de las alternativas más adecuadas para la regulación de la interrumpibilidad podría ser el establecimiento de un peaje interrumpible igual al peaje firme. La aplicación de esta medida supondría un ahorro de costes para el sistema de alrededor 20 millones de € por año. Para 2012, se estima en la mitad dicho impacto económico. Medida regulatoria: teniendo en cuenta la baja probabilidad de interrupción actual en España establecer un peaje interrumpible igual al peaje firme. Modificación de la orden ministerial de peajes, o alternativamente suspender la asignación anual del GTS de capacidad interrumpible. En cualquier caso, su aplicación en 2012 sería a partir de octubre cuando finaliza la asignación actual del peaje interrumpible. 4. ESTABLECER COMO INGRESO LIQUIDABLE LOS INGRESOS POR VENTA DE CRUDO

O CONDENSADOS PROCEDENTES DE LOS NUEVOS AASS. El AASS de Castor se ha construido aprovechando la estructura geológica de un antiguo yacimiento de crudo abandonado. La próxima utilización de dicha estructura como almacenamiento subterráneo de gas natural abre la posibilidad de recuperar parte del crudo que pudiera estar allí ubicado. Dadas las posibilidades económicas de su extracción, en particular en fases de precio del petróleo alto, y dado que es un almacenamiento básico dentro del sistema regulado gasista y retribuido por éste, se considera necesario analizar jurídicamente la posibilidad de modificar la concesión de explotación para el almacenamiento subterráneo de gas natural denominado «Castor»; de manera que, al menos, parte de los posibles beneficios derivados de la extracción de hidrocarburos líquidos pudieran destinarse a la retribución de las actividades reguladas del sistema gasista, esto es, en definitiva, al consumidor final.

8,08 21,92 13,84

14,06 43,80 29,74

9,94 32,58 22,64

16,41 50,37 33,96

11,15 20,63 9,48

59,64 169,29 109,66

Simulación Facturación Peaje Firme

Periodo

Comparación de facturación interrumpible vs firme (Millones de €)

1/10/2009 al 30/9/2010

1/10/2010 al 28/2/2011*

TOTAL

1/10/2006 al 30/9/2007

1/10/2007 al 30/9/2008

1/10/2008 al 30/9/2009

Diferencia(Interr. − Firme)

Facturación Peaje

Interrumpible

21

Similar medida regulatoria sería extensible al resto de los nuevos almacenamientos subterráneos, tal como el almacenamiento de Marismas, en caso de que se tuviera constatación de producción de otros hidrocarburos. Propuesta regulatoria: modificar el Real Decreto 855/2008, para declarar ingreso liquidable para el sistema gasista el porcentaje que se determine sobre la facturación por ventas del crudo que se pueda extraer del AASS de Castor. 5. AMPLIACIÓN DE LAS RESERVAS MÍNIMAS DE GAS EN LOS AASS El artículo 98 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, recogía unas obligaciones de existencias mínimas de gas de 35 días. El artículo 38 de la Ley 12/2007, modificó este artículo indicando que el Gobierno determinaría, en función de las disponibilidades del sistema, el número de días equivalentes de existencias mínimas. Dicha cifra se redujo puesto que no se disponía de suficiente capacidad para cumplir con los 35 días en las infraestructuras de almacenamiento, hasta los 20 días actualmente dispuestos. En el siguiente cuadro se muestra un análisis relativo al número de días de existencias mínimas estratégicas y operativas. Se parte del Escenario CNE considerado para la demanda de gas en el horizonte 2012-2020 mostrado en los epígrafes previos, sobre el que se aplican los criterios de asignación establecidos en el artículo 4 de la Orden ITC/3862/2007, de 28 de diciembre. Esto da un total de capacidad requerida de los AASS. Comparando dicha capacidad con la capacidad útil de los AASS prevista en el mismo horizonte, da lugar a una capacidad restante en los AASS, que podría ser utilizada para elevar el número de días de existencias mínimas. En concreto, y tal y como se observa en la siguiente figura, se obtendría que ya en 2013 se podrían aumentar las existencias mínimas en 6 días, aumentando luego paulatinamente este número de días hasta los 15 en 2019. En resumen, en el periodo 2013-2020, se podrían elevar las existencias mínimas en doce días adicionales como promedio, respecto a los 20 actualmente dispuestos.

22

Cuadro 11. Posibilidad de aumentar las existencias mínimas de gas natural.

Fuente: CNE

Esta medida incrementa el nivel de existencias mínimas con respecto a las existentes actualmente y que ya fueron objeto de análisis por parte de esta Comisión en su informe 31/2011. A pesar de que este incremento de obligaciones de existencias mínimas puede no ser preciso por razones estrictas de seguridad sí se justifican por la necesidad de retribuir económicamente la inversión realizada por los promotores de los nuevos AA.SS., garantizando así su suficiencia de ingresos. En consecuencia se propone elevar el número de días de existencias mínimas de 20 hasta 30 días en 2014. Ello supondría el impacto económico por elevación de ingresos por canon de AASS mostrado en la siguiente figura:

Cuadro 12. Impacto económico por aumentar las existencias mínimas de gas natural.

Fuente: CNE Medida regulatoria: Elevación del número de días de existencias mínimas desde los actuales 20 días hasta los 30 días en 2014.

2012 2013 2014 2015 2016Demanda Total 371.195 424.634 435.134 443.134 447.634Demanda Firme 358.836 412.275 422.775 430.775 435.275

Demanda T.U.R. 39.981 42.795 45.589 46.237 47.209Demanda Interrumpible 12.359 12.359 12.359 12.359 12.359

Capacidad 20 días ventas firmes Existencias Estratégicas

20.071 19.662 22.590 23.166 23.604

Capacidad 10 días ventas totales

10.559 10.170 11.634 11.921 12.141

Capacidad 30 días ventas TUR 3.362 3.286 3.517 3.747 3.800

Capacidad a subastar (considerada cte)

4.122 4.122 4.122 4.122 4.122

TOTAL 38.113 37.240 41.864 42.956 43.667Gaviota 18.341 18.341 18.341 18.341 18.341Serrablo 9.728 9.728 9.728 9.728 9.728Yela 1.221 6.106 7.327 8.548 9.769Cástor 7.560 7.560 15.119 15.119 15.119Marismas 837 1.675 2.512 3.349 6.978TOTAL 37.687 43.409 53.027 55.085 59.935Capacidad restante (GWh) -426,21 6.168,89 11.163,37 12.129,22 16.268,13Nº días extra de Existencias Estratégicas sobre dispuestos actualmente

capac. Ajustada

6 10 10 14

Nº dí P di 2013

DEMANDAS DE GAS (GWh)

CAPACIDADES REQUERIDAS EN

AASS SEGÚN DEMANDAS (GWh)

Escenario. Demanda CNE

CAPACIDAD ÚTIL DISPONIBLE EN

AASS (GWh)

CAPACIDAD RESTANTE

DISPONIBLE PARA EXISTENCIAS

ESTRATÉGICAS EXTRA

En Millones de Euros 2.012 2.013 2.014 2.015 2.016Incremento Ingresos por Ampliación de las reservas estratégicas 0 0 18 36 55

23

II.3 VALORACIÓN DE LAS MEDIDAS

A continuación se analiza la valoración del impacto económico de las medidas en la retribución reconocida así como su impacto por grupo empresarial. 1. VALORACIÓN DEL IMPACTO ECONÓMICO DE LAS MEDIDAS En las figuras siguientes, se recoge el impacto económico de las medidas propuestas sobre el escenario base de ingresos y costes regulados, así como la evolución del déficit en el periodo 2012-2016.

Cuadro 13. Impacto económico de las medidas analizadas

Fuente: CNE

En el cuadro siguiente se muestra el impacto económico de cada una de las medidas propuestas, agrupadas conforme a la actividad sobre la que inciden.

MEDIDAS CORRECTORAS DÉFICIT M€/año 2012 2013 2014 2015 2016TOTAL

PERIODO

Revisión factor "f" Actividad Distribución (IPH=0) 20 66 91 122 155 453Revisión de TR y Tasa del 2,5% del RD 326/2008 (Tpte PEM>2008+Regas+AASS) 67 105 111 120 123 527Modificación de Amortización AASS de 10 a 20 años 0 89 81 74 67 311Revisión Activos Planificación Pendientes Autorización 0 2 42 111 117 272Modificación Peajes Corto Plazo 19 38 38 39 40 172Modificación Peaje Interrupible 10 20 21 21 21 93Modificación Peajes Materia Prima 9 18 18 18 19 81Ampliación de 20 a 30 días reservas estratégicas 0 0 18 18 19 55

TOTAL MEDIDAS CORRECTORAS Millones de €/año 124 337 419 523 560 1.964

TOTAL MEDIDAS CORRECTORAS ACUMULADAS 124 461 880 1.404 1.964

24

Cuadro 14. Impacto económico de las medidas analizadas por actividad

Fuente: CNE

Como se infiere del cuadro anterior las medidas propuestas inciden en un mayor grado en la actividad de transporte. Sin embargo, aproximadamente la mitad del impacto se debe al aplazamiento de instalaciones de transporte y regasificación que no disponen en la actualidad de autorización administrativa (y que no han de ser consideradas como imprescindibles), por lo que no se refieren a costes ya incurridos. Por otro lado, en el cuadro siguiente se muestra el impacto en el déficit de la aplicación sucesiva de cada una de las medidas.

Cuadro 15. Estimación del Impacto Económico de las Medidas Correctoras en el Déficit del Caso Base

Fuente: CNE

Impacto ANUAL (M€) 2012 2013 2014 2015 2016

TOTAL PERIODO MEDIDAS

CORRECTORAS

TRANSPORTE 19 49 102 183 197 550Revisión Planificación 2008-2016 0 2 42 108 110 263Revisión de la TR y Tasa del 2,5% del RD 326/2008 (Tpte PEM>2008) 19 47 60 75 86 287

REGASIFICACIÓN 25 28 24 23 22 122Revisión Planificación 2008-2016 0 0 0 3 6 9Revisión de la TR 25 28 24 20 16 113

AASS 23 119 109 99 89 437Modificación de Amortización AASS de 10 a 20 años 0 89 81 74 67 311Revisión de la TR 23 30 27 25 22 126

DISTRIBUCIÓN 20 66 91 122 155 453Revisión factor "f" Actividad Distribución (IPH=0) 20 66 91 122 155 453

CONSUMIDORES 37 76 94 96 98 401Supresión Peajes Materia Prima 9 18 18 18 19 81Supresión Peajes Corto Plazo 19 38 38 39 40 172Supresión Peaje Interrupible 10 20 21 21 21 93Incremento Ingresos por Ampliación de las reservas estratégicas 0 0 18 18 19 55

TOTAL 124 337 419 523 560 1.964

En Millones de Euros 2012 2013 2014 2015 2016

Deficit 818 1.264 1.700 2.138 2.479% sobre Retribución Anual 25% 36% 46% 56% 63%

Deficit tras Medidas PropuestasModificación Peajes Materia Prima 810 1.237 1.656 2.075 2.398Modificación Peajes Corto Plazo 791 1.181 1.562 1.942 2.226Modificación Peaje Interrupible 781 1.151 1.511 1.871 2.132Ampliación de 20 a 30 días reservas estratégicas 781 1.151 1.493 1.835 2.078Revisión Activos Planificación Pendientes Autorización 781 1.149 1.449 1.679 1.806Modificación de Amortización AASS de 10 a 20 años 781 1.060 1.279 1.435 1.495Revisión factor "f" Actividad Distribución (IPH=0) 761 975 1.103 1.137 1.042Revisión de la TR y Tasa del 2,5% del RD 326/2008 (Transporte PEM>2008) 742 909 977 936 755Revisión de la TR de los AASS (reducción Spread a 200pbb) 719 856 897 831 628Revisión de la TR de Plantas Regasificación (reducción Spread a 200pbb) 694 802 819 734 515% sobre Retribución Anual 21% 23% 22% 19% 13%

25

Gráfico 8. Evolución del Déficit tras Aplicación de Medidas Correctoras

Fuente: CNE

A partir de los datos anteriores, se observa que, la aplicación de las medidas indicadas supondría llevar al sistema gasista a un déficit del orden del 13% de la retribución anual de 2016. Y ello, sin incremento de peajes más allá de los derivados de la inflación prevista. Para paliar y anular el déficit anual anteriormente mostrado, se precisaría aplicar un incremento adicional de los peajes. Las variaciones porcentuales que deberían experimentar los peajes en el periodo 2012-2016 para atenuar y anular el déficit serían las mostradas en el siguiente cuadro. (A efectos aclaratorios, es preciso hacer notar que a comienzos de 2012 hubo un incremento de los peajes de un 4,4%).

0

300

600

900

1.200

1.500

1.800

2.100

2.400

2.700

3.000

2012 2013 2014 2015 2016

Millones €Evolución del Deficit tras Aplicación de Medidas Correctoras

Deficit Modificación Peajes Materia PrimaModificación Peajes Corto Plazo Modificación Peaje InterrupibleAmpliación de 20 a 30 días reservas estratégicas Revisión Activos Planificación Pendientes AutorizaciónModificación de Amortización AASS de 10 a 20 años Revisión factor "f" Actividad Distribución (IPH=0)Revisión de la TR y Tasa del 2,5% del RD 326/2008 (Transporte PEM>2008) Revisión de la TR de los AASS (reducción Spread a 200pbb)Revisión de la TR de Plantas Regasificación (reducción Spread a 200pbb)

26

Cuadro 16. Comparación de Evolución de Déficit, según Escenario sin, o con aplicación de medidas correctoras y variación de los Peajes y Cánones

Fuente: CNE

Del cuadro anterior se extraen las siguientes conclusiones:

1. En el escenario base sin aplicación de ninguna medida de las señaladas en los epígrafes previos, y solo con un incremento de peajes igual al IPC previsto, se incrementaría el déficit en el periodo, alcanzando un valor de 2.479 millones de euros en 2016.

2. Sin aplicar ninguna medida, para alcanzar un déficit cero en 2015 sería preciso incrementar un 9,4% los peajes anualmente durante los cuatro primeros años.

3. Sin aplicar ninguna medida, para alcanzar un déficit cero en 2016 sería preciso subir un 7,5% los peajes durante los cinco primeros años.

4. La aplicación de las medidas consideradas en los epígrafes previos, con solo un incremento de peajes conforme a la inflación estimada, supondría un déficit de 515 M€ en 2016.

5. La aplicación de las citadas medidas con un incremento de peajes del 5,2%, anualmente desde 2013 a 2015, producirían un déficit nulo en 2015.

6. La aplicación de las citadas medidas con un incremento de peajes del 3,1%, anualmente desde 2013 a 2016, producirían un déficit nulo en 2016.

7. Para lograr una suficiencia tarifaria ya desde 2012 tras la aplicación de las medidas, se precisaría un incremento de peajes en 2012 del 35,7%; pero, por su efecto acumulativo, su aplicación produciría una significativa disminución de los peajes en los años subsiguientes.

En consecuencia, el conjunto de medidas analizado en los epígrafes previos junto con un incremento de los peajes asociado, permitirían cumplir un objetivo de déficit nulo en el periodo considerado. Adicionalmente, es preciso analizar cuáles serían las afectaciones económicas derivadas de las medidas recomendadas en los epígrafes previos, a cada uno de los sujetos que perciben retribuciones reguladas.

2011 2012 2013 2014 2015 2016Escenario Base (EB)

Variación de Peajes (Variación Interanual IPCOct Año Anterior) 4,4% 1,5% 1,2% 2,0% 2,0%Evolución Deficit (M€) 499 818 1.264 1.700 2.138 2.479

EB+ΔPeajes Constante para Deficit 0 en 2015

Variación de Peajes 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% -14,0%Evolución Deficit (M€) 499 769 835 581 0 0

EB+ΔPeajes Constante para Deficit 0 en 2016

Variación de Peajes 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5%Evolución Deficit (M€) 499 817 997 939 652 0

EB + Aplicación Medidas

Variación de Peajes (Variación Interanual IPCOct Año Anterior) 4,4% 1,5% 1,2% 2,0% 2,0%Evolución Deficit (M€) 499 694 802 819 734 515

EB + Aplicación Medidas+ΔPeajes Constante para Deficit 0 en 2015 Variación de Peajes 4,4% 5,2% 5,2% 5,2% -13,7%Evolución Deficit (M€) 499 694 691 459 0 0

EB + Aplicación Medidas+ΔPeajes Constante para Deficit 0 en 2016Variación de Peajes 4,4% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1%Evolución Deficit (M€) 499 694 754 660 420 0

EB + Aplicación Medidas+ΔPeajes para Equilibrio en cada EjercicioVariación de Peajes 35,7% -16,4% -1,4% -1,1% -1,7%Evolución Deficit (M€) 499 0 0 0 0 0

27

2. VALORACIÓN DE LA AFECCIÓN ECONÓMICA DE LAS MEDIDAS POR ACTIVIDAD REGULADA

En el cuadro siguiente se muestra el resumen de la afección económica de las medidas anteriores por actividad regulada.

Cuadro 18. Impacto de las medidas correctoras por actividad regulada

Fuente: CNE

Como se observa del cuadro anterior el impacto medio anual de las medidas correctoras por actividad regulada es algo mayor para el transporte con 110 M€, si bien la mitad de este impacto es debido al retraso de instalaciones planificadas, no teniendo por tanto incidencia en costes ya incurridos. El siguiente impacto es en la distribución con 91 M€, y de los almacenamientos subterráneos, con 87 M€; aunque, porcentualmente la afección económica sobre estos últimos es más significativa, de un 21% sobre su retribución regulada. En definitiva, la aplicación de las medidas anteriormente reseñadas, junto un incremento de peajes del 3,1% en los cuatro primeros años, permitirían alcanzar un déficit nulo en 2016. III. MEDIDAS CON IMPACTO ECONÓMICO A MEDIO PLAZO Y MEJORAS DE

EFICIENCIA

A continuación se relacionan una serie de medidas que pueden tener un impacto a medio plazo en la sostenibilidad económica del sistema gasista y de mejora de su eficiencia. Aunque no se cuantifica el impacto económico de estas medidas su utilidad y afección al sistema gasista pueden ser, asimismo, relevantes. III.1 MEDIDAS RELATIVAS AL DESARROLLO DE METODOLOGÍAS DE TARIFA Y

RETRIBUCIÓN

1. APLICACIÓN DE UNA METODOLOGÍA TARIFARIA

Tal y como establece la Directiva 2009/73/CE sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural, todavía no transpuesta en España, la CNE debería establecer los peajes de acceso o al menos las metodologías que sirven para su cálculo.

Impacto ANUAL (M€) 2012 2013 2014 2015 2016

TOTAL PERIODO MEDIDAS

CORRECTORAS

% MEDIDAS CORRECTORAS

SOPORTADO

IMPACTO MEDIO ANUAL

RETRIBUCIÓN MEDIA ANUAL

2012-2016

% S/ RETRIBUCIÓN MEDIA ANUAL

2012-2016

TRANSPORTE 19 49 102 183 197 550 28% 110 1.049 10%Revisión Planificación 2008-2016 0 2 42 108 110 263 13% 53 5%Revisión de la TR y Tasa del 2,5% del RD 326/2008 (Tpte PEM>2008) 19 47 60 75 86 287 15% 57 5%

REGASIFICACIÓN 25 28 24 23 22 122 6% 24 493 5%Revisión Planificación 2008-2016 0 0 0 3 6 9 0% 2 0%Revisión de la TR y Tasa del 2,5% del RD 326/2008 (Regas) 25 28 24 20 16 113 6% 23 5%

AASS 23 119 109 99 89 437 22% 87 417 21%Modificación de Amortización AASS de 10 a 20 años 0 89 81 74 67 311 16% 62 15%Revisión de la TR y Tasa del 2,5% del RD 326/2008 (AASS) 23 30 27 25 22 126 6% 25 6%

DISTRIBUCIÓN 20 66 91 122 155 453 23% 91 1.582 6%Revisión factor "f" Actividad Distribución (IPH=0) 20 66 91 122 155 453 23% 91 6%

CONSUMIDORES 37 76 94 96 98 401 20% 80Supresión Peajes Materia Prima 9 18 18 18 19 81 4% 16Supresión Peajes Corto Plazo 19 38 38 39 40 172 9% 34Supresión Peaje Interrupible 10 20 21 21 21 93 5% 19Incremento Ingresos por Ampliación de las reservas estratégicas 0 0 18 18 19 55 3% 11

TOTAL 124 337 419 523 560 1.964

28

Se considera necesario que los peajes de acceso sean el resultado de aplicar una metodología establecida por la CNE, objetiva, transparente y no discriminatoria, y, que proporcione señales de eficiencia tanto en los costes de las actividades reguladas como en la utilización de las infraestructuras por parte de los usuarios. En este sentido es necesario destacar la importancia de dar a los usuarios de la red gasista libertad para reservar capacidad de entrada y salida independientemente, como establece el Reglamento (CE) nº 715/2009. Para ello se debe asignar dicha función a la CNE, así como dotarle de las herramientas necesarias para proponer la retribución de las actividades reguladas, a través, en su caso, del establecimiento de una contabilidad regulatoria de costes que permita establecer tanto la base retributiva de activos y los costes estándares como la metodología de cálculo los parámetros de eficiencia. Adicionalmente, para que los peajes sean el resultado de la aplicación directa de una metodología asignativa de costes, éstos deben ser suficientes y cubrir de forma aditiva todos los costes de acceso. En consecuencia, se considera fundamental que la CNE, como sucede con la mayoría de los reguladores europeos, sea la responsable de establecer una metodología integral, objetiva y transparente para el establecimiento de peajes de acceso a las redes que integre tanto la metodología de cálculo de la retribución de cada una de las actividades reguladas, como la asignación de cada componente de coste a los peajes de acceso, de forma que no existan subvenciones cruzadas ni entre actividades ni entre usuarios, y proporcionando señales de precios que induzcan comportamientos eficientes en costes y en el consumo. Transitoriamente, se deben revisar los peajes en función de los desajustes existentes, eliminando de esta forma el déficit del sistema y proporcionando una adecuada señal de precios regulados a los consumidores. Para ello es relevante que tanto los ingresos previstos como los costes a reconocer se basen en las mejores previsiones posibles. Por último, es necesario que los peajes de acceso establezcan de forma independiente de las variaciones previstas del coste de la energía en la tarifa de último recurso, TUR. Medida regulatoria: Metodología para calcular los peajes de acceso. Establecer como función de la CNE implementar una metodología integral para establecer los peajes de acceso, que comprenda tanto el establecimiento de la retribución de las actividades reguladas como la asignación de la misma a los peajes. Tipo de actuación: Norma con rango de Ley o Real Decreto según alcance de metodología

2. ESTABLECER LA CONTABILIDAD REGULATORIA DE COSTES Y CRITERIOS PARA

LA AUDITORIA DE LOS COSTES REGULADOS.

En la actualidad las empresas transportistas y distribuidoras informan a la Administración y a la CNE sobre sus costes e inversiones sin que haya una contabilidad regulatoria de costes que garantice: que la información remitida es coherente con los estados contables auditados de las empresas reguladas, que la información remitida sigue criterios homogéneos para todas las empresas, que los informes de auditoría de inversiones se realizan bajo unos criterios de veracidad suficientes y homogéneos para todas las empresas, que los costes comunes entre actividades reguladas y no reguladas se realizan con criterios razonables, y que las compras de los bienes y servicios necesarios para el desarrollo de las actividades reguladas se realizan a precios de mercado. En particular, las empresas transportistas están informando sobre el valor real de las inversiones realizadas mediante informes de procedimiento acordados entre el transportista y la empresa

29

auditora que no garantizan suficientemente la veracidad de los valores de inversión. Con base dichos valores se establece la retribución de las inversiones y se determinan los valores unitarios de inversión y de operación y mantenimiento. El Real Decreto 326/2008, estableció en la disposición adicional tercera el mandato a la CNE para el desarrollo de la información regulatoria de costes y la relativa a instalaciones de transporte inventariadas. En la actualidad la CNE está realizando los trabajos necesarios para disponer de un Sistema de Información Regulatoria de Costes y unas normas de auditoría que permita cumplimentar los citados mandatos.

3. ESTABLECIMIENTO DE LA TASA DE RETRIBUCIÓN DE LOS NUEVOS ACTIVOS EN BASE AL COSTE DE CAPITAL DE LA ACTIVIDAD REGULADA

El Real Decreto 326/2008 y las Ordenes ITC/3994/2006 e ITC/3995/2006 establecen que la retribución financiera de las inversiones se determina mediante la aplicación de una tasa financiera de retribución (TR) calculada en referencia al tipo de interés de las obligaciones del Estado a 10 años más una prima, que tiene diferente valor para cada actividad regulada: en transporte es de 375 puntos básicos, en regasificación y AASS de 350 puntos básicos. Asimismo, el RD 326/2008 establece adicionalmente una tasa de actualización (TA) que aplica al valor del inmovilizado neto a considerar. Se estima que los valores aplicados de la tasa financiera y la retribución financiera difieren de los costes financieros reales de las empresas. Así, para los proyectos de transporte que se terminen en 2012, la inversión asociada obtendría una TIR del 11,4 % antes de impuestos, cuando las obligaciones del Estado a 10 años cotizan entre el 4,5% y el 5,5%. En consecuencia, se propone analizar los costes financieros y de capital reales del sector (WACC), para actualizar el valor de la TR con la que se calcula la retribución financiera de las actividades reguladas. Medidas regulatoria: Estudiar los costes financieros y de capital reales del sector del gas natural (WACC). Como consecuencia de dicho estudio, se modificarían el Real Decreto 326/2008 y las Ordenes ITC/3994/2006 e ITC/3995/2006, para sustituir las actuales TR aplicadas en cada actividad por otros que den un TIR similar al valor del WACC aplicable, y, en su caso, modificar el modelo retributivo de las actividades.

4. REVISIÓN DE LA RETRIBUCION DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN

El marco retributivo de la distribución de gas se estableció en la Orden ECO 301/2002 y desde entonces, aunque la citada orden fue derogada por la Orden ECO/31/2004, no ha sido objeto de modificación la metodología que establece la retribución de la distribución contraviniendo de esta forma el criterio establecido en el Real Decreto 949/2001, que establecía periodos de cuatro años para la actualización del sistema retributivo. Además, es preciso señalar que la distribución de gas es la única actividad regulada gasista cuyo marco retributivo no ha sido objeto de revisión desde entonces. En consecuencia, es necesaria la actualización de la retribución de la actividad de distribución de gas natural.

4.1. REVISIÓN DE LA RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN TENIENDO EN CUENTA LA AMORTIZACIÓN DE SUS ACTIVOS

30

El cálculo inicial de la retribución de la distribución de gas natural tuvo en cuenta los activos en servicio y los costes de operación y mantenimiento en el año 2000. Sin embargo, desde entonces no se ha tenido en consideración, ni se ha revisado en consecuencia, cuál es el grado de amortización de dichos activos ni cuáles son los costes actuales de operación y mantenimiento (O&M). Esto es, desde 2002 se mantienen dentro de la base regulatoria de activos aquellos que puedan estar totalmente amortizados. Respetando que la retribución de las actividades reguladas debe permitir la recuperación de aquellos costes de inversión prudentemente incurridos, sin embargo, no es razonable seguir sufragando en su totalidad una retribución de aquellos activos que estén parcial o totalmente amortizados. Por consiguiente, se considera necesario revisar tanto el grado de amortización de los activos dentro de la base de activos reconocida en 2000, como adecuar la retribución por amortización y la retribución financiera al grado de amortización de los mismos.

4.2. REVISIÓN DE LOS COSTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN

De análoga forma a la revisión indicada en el epígrafe previo relativa a las inversiones realizadas, se ha de revisar los costes de operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución de gas natural, de manera que tal como indica el RD 949/2001 en su artículo 15, se incentive una gestión eficaz, y la mejora de la productividad sea repercutida en parte a los usuarios y consumidores. En consecuencia, y en coherencia con lo indicado se propone analizar las mejoras de productividad en los costes de operación y mantenimiento en cada empresa distribuidora, desde 2002 hasta 2011, para, en su caso, repercutirlas a los consumidores y usuarios. Todo ello, amparado por la norma que establece que el sistema de actualización de la retribución ha de realizarse cada cuatro años. Medida regulatoria: efectuar el estudio para incorporar en el sistema retributivo las ganancias derivadas de la amortización de activos, así como las mejoras por la ganancia de eficiencia en los costes de operación y mantenimiento habidas en la actividad de distribución en cada empresa distribuidora, desde 2002 hasta 2011.

5. REVISIÓN DE LOS VALORES UNITARIOS DE INVERSIÓN Y DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO DE LAS ACTIVIDADES REGULADAS DE TRANSPORTE, REGASIFICACIÓN Y ALMACENAMIENTOS SUBTERRÁNEOS.

Los valores unitarios de inversión y de operación y mantenimiento de la actividad de transporte han sido revisados mediante la ITC/3520/2009 donde tras los necesarios estudios y análisis el valor fue disminuido en un 33%. Dichos valores revisados se han aplicado en el periodo 2008-2012, por lo que pasados cuatro años, tal como indica la norma, puede ser necesario realizar una revisión de los mismos. Los valores unitarios de inversión y de operación y mantenimiento de la actividad de regasificación fueron revisados mediante la ITC/3128/2011 para aplicarse el nuevo modelo en el año 2012. Los estudios y análisis realizados tomaron datos hasta el año 2008, por lo que también sería necesario realizar una revisión de los mismos para el año 2013 y siguientes.

31

Los valores unitarios de inversión y de operación y mantenimiento de la actividad de los AASS de Gaviota y Serrablo han sido revisados mediante la ITC/3128/2011 para aplicarse el nuevo modelo desde el año 2009. Los estudios y análisis realizados tomaron datos hasta el año 2008, por lo que, asimismo, podría ser necesario realizar una revisión de los mismos para el año 2013 y siguientes. Dado que los valores unitarios son individualizados por cada AASS, y que a lo largo de 2012 irán entrando en servicio los nuevos AASS de Castor, Yela, y Marismas, sería adecuado que el estudio de los costes de O&M se realizara una vez inyectado el gas colchón y con al menos un año completo de funcionamiento de los almacenamientos. Por otro lado, en los análisis de costes realizados hasta la fecha se ha observado que al estar definidos de una manera tan genérica qué costes han de ser retribuidos, las empresas incluyen costes de manera subjetiva, costes que quizá puedan ser ajenos a una correcta retribución regulada. Medidas regulatoria: revisión de los valores unitarios de inversión y O&M de las actividades de transporte, regasificación y AASS. III.2 MEDIDAS SOBRE LA PLANIFICACIÓN (2012-2020) Y LA AUTORIZACIÓN

ADMINISTRATIVA DE LAS INFRAESTRUCTURAS DE GAS

La Orden ITC/734/2010 inicia el procedimiento para efectuar propuestas de desarrollo de la red de transporte de gas natural, con lo que de hecho se inicia el proceso de revisión de la Planificación aprobada 2008-2016. Actualmente, una vez finalizado el proceso de consultas con las CCAA, el borrador elaborado se encuentra en información pública, disponible en la Web del MINETUR, pendiente de los siguientes pasos: informe de la CNE y aprobación en Consejo de Ministros La nueva planificación 2012-2020 debe replantear y, en su caso, modificar los criterios de desarrollo de la red básica de gas natural, de manera que se incorpore de manera real, y no formal, el criterio de sostenibilidad económica del sistema y equilibrio presupuestario, en igualdad con los criterios de cobertura de las demanda de gas y seguridad de suministro. La evolución de la demanda de gas 2012-2020 debe ser revisada con criterios realistas, basándose en estudios de mercado del gas natural, elaborados de forma independiente desde la Administración y, en su caso, con la colaboración de las empresas distribuidoras y comercializadoras. El actual modelo de Planificación-Autorización-Retribución debe ser modificado para reorientarlo al uso eficaz de recursos escasos, la sostenibilidad económica, el equilibrio presupuestario, junto con los principios de adecuada cobertura de las demanda de gas y seguridad de suministro. La Planificación de las infraestructuras debe adaptarse a las circunstancias, tanto de crecimiento como de estancamiento de la demanda, y no convertirse en un rígido corsé que no permita una aplicación realista en cada momento.6

6 En relación con la Planificación esta Comisión ha realizado diversos informes donde ya se indicaban muchos de los aspectos que ahora se reiteran, entre los más recientes indicar: Informe de 24 de enero de 2008 sobre la “Propuesta de planificación de redes de transporte de energía eléctrica y gas natural 2008-2016”; informe de 3 de junio de 2011 sobre el anteproyecto de Ley por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos; e informe de 18 de octubre de 2011 sobre la propuesta de Real Decreto por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural

32

Por todo ello, se propone el siguiente conjunto de medidas:

• Revisar el actual borrador de Planificación 2012-2020 incorporando criterios de sostenibilidad económica y equilibrio presupuestario.

• Redefinir las categorías que se asignan a las instalaciones en la Planificación (p.e.: “A”,”B”, etc.) eliminando la condición de “sin ningún tipo de condicionante”, salvo aquellas instalaciones estrictamente necesarias para cumplir con el Reglamento (UE) 994/2010 del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas.

• Introducir el principio de equilibrio presupuestario o déficit cero, como condición necesaria para que la instalación obtenga la autorización administrativa o informe vinculante favorable, y sea posible su construcción y su inclusión en el sistema retributivo (modificación de la Ley de Hidrocarburos).

• Eliminar de la Planificación obligatoria los gasoductos secundarios, modificando el artículo 4 de la Ley 34/1998, dejando que sea un sistema retributivo, basado en la autosuficiencia económica, el que determine las instalaciones que se hayan de construir, al igual que ocurre con la actividad de distribución.

• Asignar a esta Comisión la función de supervisar la sostenibilidad económica del sector gas natural.

III.3 OTRAS MEDIDAS SOBRE COSTES DE ACTIVIDADES REGULADAS

A continuación se aporta un conjunto de medidas de control de costes de las actividades reguladas. Esta relación de medidas no tiene por qué ser considerada como un conjunto de medidas que se pudieran aplicar de manera simultánea, sino como unas posibles medidas de interés para el regulador. De hecho, algunas de ellas pueden perder sentido, o estar subsumidas en las indicadas en los epígrafes previos relativas a la metodología tarifaria y retribución.

1. REVISIÓN DE LA AMORTIZACIÓN DE LOS ACTIVOS Y RETRIBUCIÓN DEL VALOR NETO (PARA LAS INSTALACIONES DE TRANSPORTE PUESTAS EN SERVICIO ANTERIORES AL 1 DE ENERO DE 2008)

El modelo retributivo vigente para los activos puestos en marcha antes del 1 de enero de 2008 de la actividad de transporte es el que está establecido en la Orden ITC/3993/2006, cuyos antecedentes están en la Orden ECO/301/2002, de 15 de febrero, que establece por primera vez la retribución de las actividades reguladas del sector gasista, dentro del nuevo marco económico para el sector del gas natural definido por el Real Decreto 949/2001. En síntesis, para una nueva instalación autorizada de forma directa y puesta en servicio anterior al 1 de enero de 2008, el modelo retributivo establece una anualidad inicial para el primer año de funcionamiento de la instalación, resultante de adicionar la retribución financiera, la amortización y la retribución de los costes de explotación, esta cantidad anual inicial se actualiza para los años posteriores mediante la aplicación del factor (1+IPHj*f) para cada año “j” y el valor del índice de eficiencia “f” a determinar cada año, pero no superior a 0,85. En la práctica el valor del índice de eficiencia “f” se ha mantenido hasta la fecha en el valor constante de 0,85 desde 2002. Por tanto la retribución financiera y la amortización se actualizan anualmente por el factor (1+IPHj*f), hasta la finalización de la vida útil de la instalación, esto nos lleva a una retribución de la inversión creciente y ligada a la inflación y al índice de precios industriales (IPRI) de cada año, e independiente del valor de la inversión neto de amortización.

33

Esta medida propone a partir de 2012 que la retribución financiera de la inversión sea sobre el valor neto de amortizaciones, para ello es necesario modificar la retribución financiera de la inversión, establecido en la Orden ITC 3993/2006, para las instalaciones puestas en servicio anterior al 1 de enero de 2008, equiparándolo al vigente sistema retributivo establecido en el Real Decreto 326/2008, para las instalaciones puestas en servicio con posterioridad al 1 de enero de 2008, que retribuye en función del valor neto de amortizaciones. La nueva retribución financiera se calcularía para cada instalación con puesta en servicio anterior al 1 de enero de 2008, sobre el valor de la inversión neto de amortizaciones a 31 de diciembre de 2011, aplicando la retribución financiera establecida en el RD 326/2008 durante los años que resten de vida útil. Esta medida no sería de aplicación a las actividades de regasificación y de almacenamiento subterráneo, pues las Órdenes ITC/3994/2006 e ITC/3995/2006 ya establecen que la retribución financiera sea sobre los valores de la inversión netos de las amortizaciones. Medida regulatoria: modificar la Orden ITC 3993/2006. Alternativamente a la medida descrita se podría proceder a la revisión de los parámetros de eficiencia del índice de actualización anual de la retribución del transporte. Es tradicional en el sector energético la incorporación de índices de actualización de precios que aplicados sobre la retribución reconocida incrementan los costes regulados. Así, por ejemplo, el IPH es un factor que se utiliza, o ha sido utilizado, para la actualización anual de la retribución reconocida de la actividad de distribución y la retribución reconocida de la actividad de transporte por activos puestos en marcha antes del 1 de enero de 2008, artículos 3 y 18 de la Orden ITC/3993/2006. Sin embargo, las economías avanzadas tienden a desligar retribuciones con respecto a índices de precios, puesto que estos índices no tienen por qué responder a variaciones en la productividad de los procesos. Por ello, y puesto que en contextos de crisis económica y recesión puede ser más acuciante aún el abandono de estas indexaciones entre retribuciones y precios, a continuación se propone dicha medida. Esta podría ser una medida alternativa a la medida de retribución financiera por el valor neto. Esta medida solo sería aplicable para las instalaciones de transporte puestas en servicio anteriores al 1 de enero de 2008. Medida regulatoria: la medida consistiría en la modificación del factor de actualización (1+IPHj*f). 2. MODIFICACIÓN DE LOS COSTES RECONOCIDOS COMO EXTENSIÓN DE VIDA ÚTIL DE

LAS INSTALACIONES DE TRANSPORTE: COSTE DE EXTENSIÓN DE LA VIDA ÚTIL (COEV)

Las Órdenes ITC/3993/2006, ITC/3994/2006 e ITC/3996/2006, junto con el Real Decreto 326/2008, establecen para las actividades de transporte, regasificación y AASS el concepto retributivo de Coste de Extensión de la Vida Útil (COEV) adicional a los costes de operación y mantenimiento, para aquellas instalaciones que hayan finalizado el periodo de amortización y que continúan en servicio.

34

El concepto retributivo de Coste de Extensión de la Vida Útil (COEV) es el incentivo que se les da a las empresas por mantener en funcionamiento instalaciones que de otra manera las empresas pretenderían su renovación/sustitución, por otras nuevas, lo antes posible. Las posibilidades de sustitución de las instalaciones no es homogénea, así por ejemplo, no es fácil ni justificable la sustitución de un gasoducto o un tanque de almacenamiento de GNL adecuadamente mantenido; no obstante, puede tener más sentido técnico la sustitución de elementos móviles tales como bombas, turbinas, compresores, vaporizadores, etc. Por consiguiente, y puesto que la inversión ya ha sido amortizada y retribuida, y sus costes de O&M son retribuidos y seguirán siéndolo mientras la instalación esté en servicio, se propone la eliminación del COEV para la mayoría de los activos con retribución regulada, excepto para aquellos activos con elementos móviles o expuestos a un significativo deterioro, tales como turbinas, bombas, compresores, vaporizadores, etc.

Cuadro 14

CONFIDENCIAL

Fuente: CNE

En el año 2012 el coste de extensión de vida útil supuso un coste reconocido para estas instalaciones de 22,6 millones de €. Los ahorros que se podrían generar en los años siguientes serían progresivos y crecientes en la medida que vaya finalizando la amortización de las instalaciones. Adicionalmente, se podría revisar los métodos de cálculo del COEV, para aquellas instalaciones que lo mantuvieran, estableciendo unos valores unitarios por cada tipo de instalación con COEV con independencia del valor de la inversión inicial. Medida regulatoria: Modificación de las Órdenes ITC/3993/2006, ITC/3994/2006 e ITC/3996/2006, junto con el Real Decreto 326/2008.

3. REVISIÓN DE LOS COSTES DE O&M PARA LAS INSTALACIONES DE TRANSPORTE (GASODUCTOS, ERMS Y EECC) PUESTOS EN SERVICIO CON ANTERIORIDAD AL AÑO 2008

La Orden ITC/3993/2006 establece la retribución de las instalaciones de transporte puestas en servicio con anterioridad al 1 de enero de 2008. En particular, establece la retribución de los costes anuales de explotación (artículo 5) y la forma de actualizarla (artículo 3). La retribución de los costes anuales de explotación se actualiza cada año, junto con los costes anuales de inversión, mediante la aplicación del factor (1+IPHj*f) para cada año “j” y el valor de “f” a determinar cada año, pero no superior a 0,85. En el informe de esta Comisión del 15 de octubre de 2009 donde se aprueba la “Propuesta de revisión de los valores unitarios de referencia para los costes de inversión y de operación y mantenimiento para instalaciones de transporte puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2008”, en cumplimiento del mandato contenido en la Disposición Adicional Segunda del Real Decreto 326/2008, se revisaban los costes de explotación de las instalaciones del sistema de transporte (gasoductos, ERM y EECC) se puso de manifiesto que en el periodo 2003-2008 los ingresos regulados por costes de explotación de las instalaciones eran globalmente considerados un CONFIDENCIAL más elevados que los costes de explotación reales, conforme se pone de manifiesto en el cuadro adjunto.

35

Cuadro 20

CONFIDENCIAL

Fuente: CNE

Como consecuencia del citado informe de la CNE, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo procedió a revisar la retribución regulada por operación y mantenimiento (nueva denominación de los costes de explotación), aplicando la propuesta de esta Comisión, pero únicamente a las instalaciones de transporte con puesta en servicio a partir del 1 de enero de 2008, régimen retributivo del Real Decreto 326/2008, manteniendo la retribución por explotación para las instalaciones de transporte con puesta en servicio anterior al 1 de enero de 2008. Por consiguiente, dada la holgada retribución histórica superior a los costes incurridos, y con el objeto de disminuir el déficit, se podría extender a los gasoductos con puesta en servicio anterior al 1 de enero de 2008, la retribución de los costes de explotación establecidos para 2012 en la Orden ITC3587/2011, como consecuencia de la revisión establecida en el Real Decreto 326/2008. Medida regulatoria: modificación de la Orden ITC 3993/2006. 4. AMPLIACIÓN DEL PERIODO DE AMORTIZACIÓN ESTABLECIDO DE 10 AÑOS PARA LA

RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE AASS La Orden ITC/3995/2006, establece un periodo de amortización de 10 años para las inversiones en AASS y de 20 años para las inversiones en gas colchón. Los periodos de amortización de las inversiones en transporte y regasificación varían entre un mínimo de 10 años y un máximo de 50 años, dependiendo de la naturaleza y de la vida esperada de la instalación a retribuir. Dado que en general las instalaciones afectas a los AASS tienen una vida esperada superior a los 10 años y que los periodos de concesión oscilan entre 30 y 50 años, se considera que se ha de modificar el periodo de amortización a aplicar a este tipo de instalaciones, elevándolo entre un mínimo de 20 años y un máximo de 40 años, pudiendo establecerse distintos periodos de amortización en función de la naturaleza de la instalación a retribuir. Medidas regulatoria: Modificar en la Orden ITC/3995/2006, el periodo de amortización de las instalaciones. III.4 OTRAS MEDIDAS SOBRE ACTIVIDADES REGULADAS

1. MODIFICACIÓN DEL SISTEMA RETRIBUTIVO DE LOS GASODUCTOS DEDICADOS AL SUMINISTRO DE SU ZONA GEOGRÁFICA DE INFLUENCIA

El documento de Planificación de los sectores de Electricidad y Gas 2008-2016, así como las anteriores planificaciones establecen que para la inclusión en la Planificación como instalación aprobada, categoría “A”, de los denominados “gasoductos dedicados al suministro de su zona geográfica de influencia” deben cumplirse determinados criterios de rentabilidad económica, de manera que se verifique que los costes marginales añadidos al sistema gasista por la retribución de una determinada infraestructura sean menores o iguales a los ingresos aportados mediante peajes y cánones por el mercado a atender desde dicha infraestructura. En realidad, no hay ni evidencia de que tales criterios económicos se logran, ni globalmente ni individualmente considerados, ni la CNE dispone de información que indique el grado de cumplimiento de los supuestos considerados en Planificación.

36

Así, por ejemplo, el informe de la CNE sobre la propuesta de resolución de la DGPEM de autorización de forma directa a CONFIDENCIAL, para la construcción del gasoducto “Jerez-El Puerto de Santa María” pone de manifiesto que la utilización de dicho gasoducto a los 5 años de su puesta en servicio apenas alcanzó el 20% de su utilización potencial. En la siguiente figura se puede observar el notable incremento en los km construidos a partir de la entrada en vigor en 2002 de los nuevos sistemas retributivos. Y, ello, a pesar de que ya había un nivel significativo de gasificación del país, y que por tanto, los mercados pendientes de gasificar habrían de ser necesariamente menos viables económicamente, que los ya gasificados en épocas anteriores.

Gráfico 9. Gasoductos construidos para la atención al mercado de su zona de influencia

Fuente: CNE

En consecuencia, para conseguir el objetivo establecido en la Planificación de que estas inversiones se autofinancien, y por otro lado, contribuir a la sostenibilidad económica del sistema, limitando los costes a los adecuados, se considera necesario modificar el sistema retributivo de los gasoductos planificados como de atención al consumo de gas natural de su zona de influencia. Sin embargo, éste no sería el caso de los gasoductos pertenecientes a la red mallada, ya que tienen también funciones de seguridad de suministro para el conjunto del país. Medida regulatoria: Modificar el redactado del Real Decreto 326/2008, en su artículo 3, relativo a la retribución de las actividades de transporte para instalaciones con puesta en servicio a partir del 1 de enero de 2008, diferenciando entre la retribución de los gasoductos de la red mallada y la retribución de los gasoductos dedicados al suministro de su zona geográfica de influencia. 2. SOBRE LA RETRIBUCIÓN DE LOS PUNTOS DE CONEXIÓN DE LA RED MALLADA CON

REDES DE DISTRIBUCIÓN Y CON GASODUCTOS DEDICADOS AL SUMINISTRO DE SU ZONA GEOGRÁFICA DE INFLUENCIA

El Real Decreto 1434/2002, en el artículo 12 sobre conexión del distribuidor con las redes de transporte o distribución, establece que los costes que correspondan a dicha conexión serán, en cualquier caso, soportados por el distribuidor solicitante.

0

50

100

150

200

250

300

350

km d

e ga

sodu

ctos

LONGITUD DE GASODUCTOS CONSTRUIDOS PARA LA ATENCION AL MERCADO DE SU ZONA DE INFLUENCIA

Entrada en vigor nuevo sistema retributivo para los gasoductos

37

Por otro lado, el artículo 2, del Real Decreto 326/2008, establece que las posiciones y las ERM tendrán una remuneración reconocida por el sistema gasista.

Las posiciones de derivación de los gasoductos de transporte y las ERM son las instalaciones que forman las conexiones entre el transporte y la distribución.

Por tanto, se plantea la interrelación de dos sistemas retributivos diferenciados: el del transporte con una retribución individualizada por instalación a cargo del sistema, y, por otro lado, la distribución con una retribución conjunta para todas sus instalaciones, siendo el distribuidor solicitante el que ha de sufragar los costes de la conexión.

La práctica está llevando a que los solicitantes de las conexiones no corren con los costes de las conexiones (modificación o construcción de nuevas posiciones y construcción de ERM). En el año 20117 se han incorporado al régimen retributivo de transporte, en régimen a cuenta, 61 nuevas ERM, con sus correspondientes posiciones de derivación, con una inversión estimada en 25 millones de €, que podrían haber sido costeadas por los distribuidores, de no haber existido la citada contradicción.

En el informe de la CNE sobre la Propuesta de Orden, que ha sido publicada como Orden ITC 3128/2011, esta Comisión propuso modificar al efecto el artículo 2.3 del Real Decreto 326/2008.

Medida regulatorias: Modificar el redactado del Real Decreto 326/2008, en su artículo 2.3, relativo a las instalaciones que no están incluidas en el régimen retributivo del transporte, con el objeto de que todas las inversiones relativas al transporte y la distribución zonal sean autosuficientes económicamente. 3. DISPONER DE UN SISTEMA DE SUPERVISIÓN DE LA SOSTENIBILIDAD ECONÓMICA

DEL SISTEMA GASISTA. Es recomendable establecer un sistema de supervisión y seguimiento centralizado de la sostenibilidad económica del sistema gasista con el fin de evaluar los resultados de la aplicación de las medidas correctoras que se proponen o que se adopten. Ello permitiría conocer el estado económico del sistema gasista con la adecuada periodicidad facilitando la más adecuada toma de decisiones en el entorno regulatorio. Medida regulatoria: establecer un sistema de supervisión de la sostenibilidad económica del sistema gasista de las instalaciones, asignándole a la CNE la potestad de solicitar la información necesaria a las empresas transportistas y distribuidoras. 4. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA RETRIBUCIÓN DEL GESTOR TÉCNICO DEL

SISTEMA Se considera necesario realizar un análisis detallado de costes de la actividad de operación del sistema que permita calcular adecuadamente el importe que debe ser financiado por los consumidores gasistas y realizar una propuesta fundamentada para calcular su retribución de forma automática en cada periodo tarifario. Propuesta regulatoria: confeccionar la metodología de cálculo de la retribución del gestor técnico del sistema.

7 En los años 2008, 2009 y 2010, se construyeron 62 nuevas ERM con una inversión estimada en 25 millones de €,

38

5. MEDIDA SOBRE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA DE MINIMIZACIÓN DE LA DISTANCIA A RECORRER POR EL GAS NATURAL.

Las necesidades de compresión de gas en el transporte dependen en gran medida de la necesidad de un mayor transporte de gas natural por la red. Con el objeto de minorar los costes de compresión se propone el incentivar una utilización óptima del sistema de transporte mediante señales económicas de localización que permitan el optimizar el transporte de gas por la red. Así, el coste estimado para el sistema en 2012 en gas de operación para el transporte alcanza la cifra de 23 millones de €. Esta medida iría destinada en su mayoría a reducir autoconsumos en las estaciones de compresión, ya que se considera que podrían lograrse ahorros en costes de compresión en el transporte del gas natural. Como efecto indirecto, se disminuirían las necesidades de construir nuevas infraestructuras de transporte. Propuesta regulatoria: Modificar el RD 949/2001 y las NGTS, aportando señales económicas que puedan optimizar el transporte por la red. 6. REPERCUSIÓN DE LOS DESBALANCES A LOS AGENTES. REDUCCIÓN DEL GAS DE

MANIOBRA En la actualidad el GTS equilibra el sistema, lo balancea, cuando las nominaciones de los agentes no se corresponden en su globalidad, o de forma local, con la demanda, mediante la utilización del gas de maniobra. El gas de maniobra totalizaba a 31 de diciembre 728 GWh. El GTS lo tiene almacenado en los distintos puntos del sistema para poder producirse cuando sea necesario resolviendo los desbalances, generalmente, sin coste alguno para los agentes. Este gas de maniobra se adquiere a precio del gas de operación y se va acumulando a lo largo del año. Los agentes actualmente tienen una flexibilidad de medio día que les permite que diariamente sus entradas no coincidan con sus salidas, lo que puede dar lugar a desbalances globales. Adicionalmente las penalizaciones por desbalance son muy bajas por lo que el incentivo a nominar bien es muy reducido. Sin embargo lo modelos de balance propugnados por el Tercer Paquete Europeo apuestan porque sean los usuarios del sistema los responsables de balancearse, dotándolos sólo de la flexibilidad o tolerancia disponible en el sistema de transporte que podría ser asignada por mecanismos de mercado; si esta flexibilidad no fuese suficiente, el usuario, en el día de gas, debería recurrir al mercado de gas para balancear su posición. Si no lo hiciese el GTS, en su defecto, compraría o vendería el gas necesario en el mercado para equilibrar el sistema y repercutiría los costes a los responsables del desbalance. La adopción progresiva de este modelo, reduciendo el gas de maniobra de forma paralela a la flexibilidad de los agentes, por un lado ahorraría este coste del gas inmovilizado y obligaría a solventar los desbalances en el mercado lo que pondría en valor la resolución de los desbalances aumentando probablemente los ingresos por desbalances. Al no existir necesidad de almacenamiento de gas de maniobra se reducirían las necesidades de almacenamiento lo que hipotéticamente daría lugar a menores inversiones. 7. AHORROS DERIVADOS DE LAS MERMAS DE GAS El modelo de mermas en el sistema gasista debe evolucionar hacia la aplicación del mismo método en regasificación, transporte y distribución. Esto es, los operadores retendrán unos

39

porcentajes del gas que circula por sus instalaciones en concepto de mermas reconocidas. Anualmente, coincidiendo con el año natural se cerrará el balance del sistema gasista, lo que permitirá calcular las mermas reales que se han producido en la totalidad del sistema y, en particular, en cada uno de los tres subsistemas. A partir de ahí deberán establecerse por un lado, los porcentajes de mermas para el año siguiente, a la vista de la evolución de las mismas en los años anteriores y repartir el saldo de mermas entre los usuarios y los operadores. En la actualidad no se está revisando anualmente los valores a retener dado que la información no tiene la suficiente calidad. Compartir las ganancias de eficiencia con los usuarios mantiene el incentivo a que los operadores reduzcan las mermas reales por debajo de las reconocidas pues tendrán ingresos adicionales. En los casos en que las mermas reales fuesen superiores a las reconocidas esta diferencia sería aportada íntegramente por el operador. Para ello hay que homogenizar el cálculo del saldo de mermas en distribución, en periodo e incentivo, con el de transporte y regasificación y hay que establecer los procedimientos necesarios para que estos cálculos se realicen de la misma forma por todos los operadores, para evaluar las mermas globales de todo el sistema y detectar elementos de mejora. Una reducción de costes para los usuarios en concepto de mermas compensaría una hipotética subida de peajes por otros conceptos. A modo de ejemplo, solo el saldo en redes de distribución del ejercicio Junio 2010-Mayo 2011 ha supuesto un saldo de mermas de 950 GWh. Si la mitad se devolviese a los usuarios, 475 GWh, a un precio en el entorno de 30€/MWh, esto supondría que los usuarios recobrarían 14,25 M€. Para realizar las mejoras propuestas hay que introducir modificaciones sobre todo en las NGTS. La CNE trabaja en una propuesta detallada de cambios normativos que será propuesta en breve.

INFORME SOBRE EL SECTOR ENERGÉTICO

ESPAÑOL

PARTE III. MEDIDAS SOBRE LOS MERCADOS MAYORISTAS DE ELECTRICIDAD

7 de marzo de 2012

2

INDICE

PARTE III. MEDIDAS SOBRE LOS MERCADOS MAYORISTAS DE ELECTRICIDAD

0. RESUMEN DE LAS MEDIDAS RELACIONADAS CON MEJORAS EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD ............................................................ 3

I. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN EXISTENTE EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD ............................................................................... 5

II. MEDIDAS RELACIONADAS CON LA REGULACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO DIARIO E INTRADIARIO ...................................................................... 10 1. Medidas necesarias para permitir el acoplamiento del MIBEL con el mercado noroeste europeo. ........................................................................................ 10 2. Gestión a plazo de la interconexión entre España y Portugal y entre España y Francia. .................................................................................................................... 11 3. Revisión del diseño del mercado intradiario. ....................................................... 13 3.1. Compatibilidad entre el mercado intradiario continuo en la frontera francesa y las sesiones del mercado intradiario del MIBEL (subastas). ...................... 13 3.2 Incremento del número de mercados intradiarios. ........................................ 13 4. Supresión de determinadas ofertas complejas. ................................................... 14 5. Medidas para evitar arbitrajes entre segmentos del mercado por representantes de renovables. .................................................................................... 14 6. Análisis sobre la problemática de las restricciones técnicas zonales y su posible solución en el ámbito del sector eléctrico y no de competencia. ..................... 15

III. MEDIDAS RELACIONADAS CON LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ............................................................................................................... 16 1. Revisión de la regulación secundaria e implantación de perímetros de equilibrio. .................................................................................................................... 16 2. Mercado de reserva de potencia adicional. ......................................................... 17 3. Regulación del descuadre en el cierre de la energía en el mercado.................... 18 4. Mecanismo de imputación del coste de los desvíos. ........................................... 18 5. Implantación de servicios de balance trasfronterizos o internos. ......................... 19 6. Introducción progresiva de incentivos/penalizaciones a la operación del sistema. ...................................................................................................................... 19

IV. MEDIDAS PARA MEJORAR LA CAPACIDAD DE SUPERVISIÓN DEL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD .......................................................... 20 1. Atribución explícita a la CNE de la competencia atribuida a las autoridades reguladoras en el artículo 41.4.b) de la Directiva 2009/73/CE. .................................... 21 2. Mejora de la capacidad de supervisión de los mercados, especialmente no organizados, por parte de la CNE. Adaptación del Reglamento (UE) 1227/2011 sobre la integridad y transparencia del mercado mayorista de la energía (REMIT). ..................................................................................................................... 22

3

PARTE III. MEDIDAS SOBRE LOS MERCADOS MAYORISTAS DE ELECTRICIDAD

0. RESUMEN DE LAS MEDIDAS RELACIONADAS CON MEJORAS EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD

En términos generales, el modelo de mercado español y la regulación han fomentado la garantía de suministro y su calidad dando señales a la inversión, ha favorecido la integración de potencia renovable no gestionable en un sistema cuasi aislado, y ha incentivado la disminución de emisiones de CO2. Como resultado, los precios del mercado han sido comparables a los de otros países de la Unión Europea (UE). Además, desde julio de 2007 el mercado de energía eléctrica español se encuentra integrado con el portugués, formando el Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL), mercado mayorista único de electricidad para la Península Ibérica, y está previsto que a corto-medio plazo se produzca el acoplamiento con el mercado europeo. En términos de competencia, la concentración horizontal ha evolucionado favorablemente. Sin embargo, también existen problemas derivados de la crisis económica y la consiguiente reducción de la demanda, así como por la programación de centrales de carbón autóctono fuera del mercado, que han llevado a un bajo funcionamiento de las centrales de ciclo combinado, Se han registrado una serie de cambios importantes de comportamiento en los últimos años, debido a la penetración de las energías renovables, a la incorporación en el mercado de energía producida con carbón nacional a precio regulado, a la mayor utilización de las sesiones del mercado intradiario y los servicios de ajuste, a la provisionalidad de la regulación de los pagos por capacidad, al desarrollo de nuevos mecanismos de contratación a plazo y a la importancia relativa de este tipo de contratación, a la integración entre los sistemas español y portugués, así como a los avances en la consecución de un mercado europeo más integrado. Todo ello ha supuesto cambios regulatorios parciales que precisan una revisión global y armonizada del diseño del mercado, con el objetivo de obtener de él la máxima eficiencia posible Cabe señalar que la búsqueda de soluciones para reformar el modelo de mercado mayorista eléctrico, especialmente con el fin de compatibilizar los objetivos de competencia, seguridad del suministro e integración de las energías renovables, se encuentra abierta en la mayoría de países europeos, como revelan, por ejemplo, la reciente consulta pública del CEER1 y el debate actual existente en el Reino Unido, resumido en Newbery (2012) 2 entre otros.

1 Véase ―CEER Call for Evidence on Generation Adequacy Treatment in Electricity‖ de

Noviembre de 2011 2 En el artículo del profesor Newbery, ―Reforming competitive electricity markets to meet

environmental targets‖, Economics of Energy and Environmental Policy, vol.1, enero 2012, se resume el debate existente en torno a la posible reforma del sector energético en el Reino Unido. Dicho debate se inició en parte con el informe de OFGEM, ―Project Discovery: Options for delivering secure and sustainable energy supplies‖ de febrero de 2010, y que posteriormente supuso la publicación de un documento y un proceso de consulta por parte del

4

A diferencia de algunos países europeos, como Reino Unido y Francia, que se enfrentan al riesgo de capacidad de generación insuficiente en un futuro próximo3, España no se encuentra en esta situación y la capacidad instalada actualmente permite garantizar la adecuada cobertura de la demanda en los próximos años. No obstante, los principales aspectos del debate europeos son también relevantes para España, en particular en lo que respecta al desarrollo de las interconexiones y la gestión de congestiones en las mismas, como elemento para favorecer la integración de las energías renovables y la exportación de la energía excedentaria a otros países, y al establecimiento de mecanismos de mercado capaces de aportar una señal de precio estable y eficiente a las nuevas inversiones de generación. Entre las medidas propuestas se encuentra, en primer lugar, un conjunto de medidas relacionadas con la operación del mercado diario e intradiario, entre las que se señala el desarrollo y consolidación de un mecanismo de pagos por capacidad (utilizando preferentemente mecanismos competitivos) adaptado a las nuevas condiciones de mercado que se prevén para el largo plazo, y medidas relacionadas con las reglas del mercado diario e intradiario, para incrementar la eficiencia y permitir la convergencia con el resto de mercados de la UE. En particular, se propone retrasar la hora de cierre del mercado diario hasta las 12:00 y el mantenimiento del mercado intradiario del Mibel con el formato actual de subasta al que se le añadiría un mercado continuo para las transacciones en la frontera francesa. Asimismo, por su importancia, también se incluyen medidas relacionadas con el mecanismo de restricciones por garantía de suministro relacionado con el carbón nacional. En segundo lugar, se incluyen un conjunto de medidas para mejorar la operación del sistema eléctrico, con el fin de permitir una mejor integración de las energías renovables y mejorar la eficiencia en la operación. El tercer conjunto de medidas va encaminado a promover una mayor competencia en el mercado mayorista y a mejorar la capacidad de supervisión y actuación del regulador sectorial. Entre las medidas destaca la mejora en la capacidad de supervisión global de todos los segmentos del mercado mayoristas con especial énfasis en el segmento de contratación a plazo, debido tanto al incremento registrado en este segmento, como a que gran parte de la negociación se produce en mercados no organizados. Asimismo, se pretende lograr una mayor capacidad de supervisión y transparencia en los contratos bilaterales intragrupo. Otra de las medidas necesarias para facilitar la tarea de supervisión del mercado de electricidad, es conseguir tener una mayor información sobre los precios de gas a los que tienen acceso las centrales de ciclo combinado, por su importante influencia sobre el precio del mercado.

gobierno británico (―Electricity Market reform – White paper 2011‖, Department of Energy and Climate Change, DECC). 3 Este es el caso de Reino Unido, donde una parte importante de las centrales de generación

deberán cerrar durante los próximos diez años y se requieren nuevas inversiones (en el documento de DECC ―Planning our electric future: technical update‖, de diciembre 2011, se prevé la entrada en vigor de nueva normativa durante 2012). Asimismo, en Francia, el operador del sistema, RTE, ha alertado de que la demanda nacional puede superar la capacidad instalada a partir de 2016, como consecuencia del mayor consumo y de la retirada de centrales existentes de fuel y carbón (véase RTE “System Adequacy Report” de julio 2011).

5

I. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN EXISTENTE EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en su artículo 11.14, establece que ―El mercado de producción de energía eléctrica se estructura en mercados a plazo, mercado diario, mercado intradiario, la resolución de restricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios, la gestión de desvíos y mercados no organizados‖. Si bien el conjunto de segmentos del mercado mayoristas continúa siendo válido, la evolución de cada uno de estos segmentos a la vista de los cambios parciales registrados ha supuesto la necesidad de armonizar el conjunto o a mejorar la capacidad de supervisión del mercado mayorista en su conjunto.

En relación al mercado diario y los mercados posteriores el incremento de la penetración de las energías renovables, la integración creciente entre los sistemas español y portugués, la evolución de la capacidad instalada y la demanda especialmente en los últimos años así como los avances en la consecución de un mercado europeo más integrado, son elementos que han puesto de manifiesto la necesidad de implementar mejoras sobre el actual diseño de mercado. Asimismo, la introducción del procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro, junto a las primas al Régimen Especial y al pago por garantía de potencia, evidencian la precaria coexistencia de mecanismos de mercado y restricciones/primas que dificultan la competencia de todas las centrales en igualdad de condiciones y limitan la capacidad del mercado para proporcionar señales de precios eficientes.

Gráfico 1. Evolución de la producción de electricidad renovable en España y su cuota sobre la demanda eléctrica

Fuente: CNE

4 En la redacción dada a través del Real Decreto-ley 6/2010, de 9 de abril, de medidas para el

impulso de la recuperación económica y el empleo.

22%

28%

35% 33%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

GW

h

HIDRÁULICA R.Ordinario. SOLAREÓLICA HIDRÁULICA R.EspecialBIOMASA Demanda b.cTOTAL RENOVABLES/ DEMANDA b.c.

6

Durante el periodo 2008-2010 se ha registrado una reducción de la concentración horizontal del mercado de generación eléctrica, que se sitúa actualmente en un nivel moderado5, inferior al de muchos otros países europeos6.

Cuadro 1. Cuotas de mercado de los principales agentes en el mercado total de generación eléctrica en España

Fuente: CNE, OMEL e informes anuales de las empresas (Cuotas estimadas de la generación de Régimen especial). Las cuotas de ENDESA, IBERDROLA, EDP-HIDROCANTABRICO, UNION FENOSA, EON-VIESGO y GAS NATURAL incluyen producción de Régimen Ordinario y Régimen especial. Se presenta un rango de valores estimados del HHI, debido a que no se dispone de información desglosada de las cuotas individuales de todos los agentes incluidos en el agregado ―OTROS (RÉGIMEN ESPECIAL)‖. El valor inferior del rango supone un reparto muy atomizado de la propiedad de dichas instalaciones, posiblemente más cercano a la realidad del sector, y el superior supone un único agente.

Además, como consecuencia de la situación de exceso de oferta, desde 2009 ningún generador tiene una condición de pivotalidad7. Por otra parte, en el marco de su actividad de supervisión del mercado mayorista, de acuerdo con la legislación vigente y con el Tercer Paquete, la CNE vigila posibles episodios de conductas abusivas,

5 No obstante, cabe tener en cuenta que la definición del mercado relevante presenta cierta

complejidad: si se toma como referencia el MIBEL y se considera la propiedad atomizada del Régimen Especial se obtiene un HHI en el entorno de 1200. Por otra parte, si se considera una definición más conservadora, que tiene en cuenta sólo el conjunto de tecnologías que marcan precio en el mercado español (ciclos combinados de gas, carbón, hidráulica regulable) el nivel de HHI alcanza el valor de 1600. 6 Véase “Communication from the Commission: Report on progress in creating the internal gas

and electricity market” (2010). 7 En cualquier caso, el nivel de concentración y/o la pivotalidad de los agentes son indicadores

preliminares y orientativos del grado de competencia, no siendo condiciones necesarias, ni suficientes, para el ejercicio del poder de mercado en generación eléctrica, que requiere un análisis de conducta más detallado para cada caso.

Generación total 2008 2009 2010

ENDESA 26,20% 21,73% 19,61%

IBERDROLA 23,40% 24,63% 24,32%

UNIÓN FENOSA 12,50% - -

GAS NATURAL / GAS NATURAL FENOSA (2009) 6,60% 16,13% 14,97%

EDP-HIDROCANTÁBRICO 5,40% 5,42% 5,29%

EON-VIESGO 2,50% 4,71% 3,54%

OTROS (RÉGIMEN ORDINARIO) 6,90% 6,24% 4,46%

OTROS (RÉGIMEN ESPECIAL) 16,70% 20,48% 25,93%

IMPORTACIONES 2,10% 0,67% 1,88%

Total general 100% 100% 100%

HHI MEDIO ANUAL 1569-1801 1366-1785 1262-1757

Generación neta + importaciones (GWh) 284.181 272.145 277.045

7

mediante la incoación de expedientes sancionadores por manipulación fraudulenta de los precios del mercado eléctrico. Asimismo, se debe seguir analizando y supervisando el posible impacto sobre la competencia por la integración vertical de los incumbentes, dado que se mantiene la diferenciación entre nuevos entrantes e incumbentes en cuanto al grado de integración vertical (los primeros venden la mayoría de su energía en el mercado spot, mientras los segundos realizan contratos bilaterales, principalmente intra-grupo con centrales inframarginales).

El peso relativo de la contratación bilateral física es otro elemento a tener en cuenta en la situación actual. En lo que concierne a las transacciones físicas, la cantidad vendida por la generación en el mercado spot en 2011 ascendió a unos 170 TWh (71%) mientras que 70 TWh (29%) correspondieron a contratos bilaterales físicos, siendo las proporciones similares a las de 2010. Por otro lado, sigue aumentando la importancia de la contratación a plazo, mayoritariamente de carácter financiero8: el volumen negociado en el mercado a plazo no organizado (mercado OTC) superó en el año 2010 y 2011 la demanda de energía eléctrica (en b.c.) peninsular. Asimismo, si bien el volumen negociado en el mercado organizado de OMIP ha ido aumentando aún representa un porcentaje relativamente reducido del volumen de negociación a plazo. Por tipos de contratos, la mayor liquidez, en ambos ámbitos (organizado y no organizado) se encuentra en los productos de horizonte de corto plazo, inferior a 1 año. La liquidación de los contratos a plazo, así como de los contratos de las subastas CESUR, ha sido generalmente positiva respecto de los precios en el mercado diario (precio de contado o spot) durante la mayor parte del periodo 2007-2011, siendo especialmente acusados en el primer semestre de 2010 (en el que se registraron precios spot en niveles históricamente bajos). En el año 2011, los diferenciales fueron positivos en general salvo en el tercer trimestre. Cabe señalar la entrada en vigor del Real Decreto 302/2011, de 4 de marzo por el que se regula la venta de productos a liquidar por diferencia de precios por determinadas instalaciones de régimen especial y la adquisición por los comercializadores de último recurso del sector eléctrico, que permite recuperar parcialmente a través de las primas del RE a tarifa los diferenciales positivos entre CESUR y precios spot.

Por otra parte, se observa que, a diferencia de lo que ocurría al comienzo del funcionamiento del mercado de electricidad, la programación que resulta del mercado diario dista cada vez más de la programación real que se produce al final del día, ya que el mercado intradiario ha incrementado su importancia, lo que constituye un aspecto diferencial con el resto de los mercados europeos. Este hecho viene motivado, entre otros, por la existencia de una penetración significativa de las energías renovables en el mercado, cuya capacidad de funcionamiento está condicionada a la disponibilidad de recursos renovables, recursos que son variables y cuya previsión está sujeta a un margen de error que se minimiza con la proximidad al tiempo real.

Asimismo, cabe citar la existencia de restricciones técnicas zonales en la red más o menos estructurales, que impactan en el resultado del mercado diario, o la existencia de un mercado intradiario con una gran liquidez que en sus primeras sesiones, como consecuencia de un exceso de oferta derivada del proceso de restricciones técnicas, presenta precios ligeramente inferiores a los del mercado diario. A esto se ha unido, desde 2011, el impacto en el mercado del mecanismo de restricciones de garantía de

8 En España la mayoría de los contratos negociados en el mercado a plazo se liquidan por

diferencias contra el precio en el mercado diario, lo que se denomina liquidación financiera o por diferencias.

8

suministro, por el cual debe retirarse del programa casado, la energía necesaria para poder despachar a las centrales de carbón autóctono.

Finalmente, se observa que desde la desaparición del distribuidor como agente suministrador de electricidad, ningún agente es responsable del cierre de la energía en el mercado.

Todo ello, está provocando la necesidad de programar un mayor volumen de energía de servicios de ajuste, con el correspondiente mayor coste que debe soportar la demanda.

Gráfico 2. Evolución del sobrecoste de los servicios de ajuste para la demanda

Fuente: CNE Nota: El incremento de servicios de ajuste de 2006 fue motivado por la actuación de una empresa ante la aplicación del Real-Decreto Ley 3/2006, de 24 de febrero, por el que se modifica el mecanismo de casación de las ofertas de venta y adquisición de energía presentadas simultáneamente al mercado diario e intradiario de producción por sujetos del sector eléctrico pertenecientes al mismo grupo empresarial.

En relación con el mecanismo de restricciones de garantía de suministro (RGS) citado, cabe destacar que los agentes han ido adaptando sus comportamientos desde la puesta en marcha del mismo, con el fin de optimizar el resultado de su participación en todos los mercados, intentando minimizar a su vez el impacto que sobre ellos supone la reprogramación de ciertas centrales por parte del Operador del Sistema siguiendo criterios de planificación. En este sentido, cabría citar la actuación de algunos agentes que se podrían haber autoexcluido del mercado diario, para no ver reducidos sus programas por la entrada del carbón autóctono. Otras instalaciones, que sí han resultado casadas en el mercado diario, y han visto reducida posteriormente su programación por este mecanismo, han incrementado su programación en los mercados intradiarios, como consecuencia de haber trasladado a su vez, parte de la demanda de la comercialización del grupo empresarial a estos mercados. También se ha observado la existencia sistemática en el mercado diario de un programa importante de energía procedente de tecnologías no contaminantes (hidráulica y/o

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

Mil

lon

es

de

€

Desvíos

Banda Secundaria

Restricciones técnicas

9

régimen especial) que no se ven afectadas por el mecanismo de RGS, que posteriormente ha sido anulado en los mercados intradiarios para hacer de oferta espejo de instalaciones afectadas por el recuadre del RGS (intercambio de programas de generación). Todo ello, está provocando una alteración de la formación del precio tanto del mercado diario como del intradiario, por lo que estas actuaciones y otras similares están siendo analizadas por la CNE. ).

Por otra parte, la reprogramación de centrales de carbón en los mercados intradiarios está teniendo como consecuencia adicional un incremento de las emisiones de CO2. Por último, el coste provisional del mecanismo en 2011, en tanto no sean presentados los costes auditados para su análisis por la CNE, ha sido de 393,8 M€, para el consumo de un 81% del volumen previsto en ese año.

Además, siguen manifestándose restricciones zonales en las cuales se registran ofertas de precios elevados, que la CNE ha denunciado a la CNC en numerosas ocasiones, como indicios de prácticas anti-competitivas. A este respecto cabe mencionar que, recientemente, la CNC ha decidido archivar el expediente sancionador en el que se investigaron las posibles prácticas anticompetitivas de las empresas eléctricas desde el año 2004 al 2008, relacionadas con la resolución de restricciones técnicas9. A pesar de ello, la CNC observa que ―en todo caso, las reiteradas denuncias del regulador sectorial, CNE, y el constatado funcionamiento deficiente en la resolución de las restricciones técnicas tanto en el sistema previo, con ofertas al mercado diario, como con el vigente de ofertas al propio mercado de RRTT, exigen una respuesta que suprima las distorsiones denunciadas por la CNE. No puede excluirse que esta respuesta pueda venir del lado de la normativa sectorial.‖

Finalmente, cabe citar la situación de exceso de capacidad de generación que presenta el mercado eléctrico desde 2008, registrándose niveles de reserva de

capacidad superiores al 30%10 desde esa fecha, motivado por la senda continua de

incorporación de ciclos combinados y de energías renovables, en un contexto de disminución de la demanda. Este hecho en una situación de demanda decreciente, unido a la puesta en marcha del mecanismo de restricciones por garantía de suministro, y a otros hechos externos, como el incremento de la demanda de gas por parte de otros países (como Japón), ha motivado que los ciclos combinados hayan registrados unas horas medias de utilización en 2011 inferiores a las 2.000 horas (3.920 en 2008, 3.371 en 2009, 2.641 en 2010, 1.953 en 2011).

El escenario previsto para el largo plazo, contempla una incorporación de nuevas centrales para los próximos años casi nula, Si bien este escenario cuenta con un grado elevado de incertidumbre en cuanto a la evolución de la demanda, incluso las estimaciones más extremas parecen presentar una reserva de capacidad superior a la necesaria a 4-5 años vista. Este contexto, hace que la situación de la península sea muy diferente a la que registran muchos países europeos de nuestro entorno, que presentan problemas de cobertura tanto de corto como de largo plazo, especialmente

9 Véase la Resolución de la CNC de 15 de septiembre de 2011 sobre el expediente S/0104/08

Eléctricas. 10

El operador del Sistema considera que para garantizar la seguridad de suministro es necesario un índice de cobertura mínimo del 10%.

10

ante condiciones climatológicas extremas11

. En concreto, teniendo en cuenta el último

escenario previsto de demanda punta realizado por el Operador del Sistema y considerando únicamente la potencia comprometida en los preregistros del régimen especial en la actualidad, no sería necesaria potencia adicional para cumplir con los requisitos de seguridad de suministro hasta el invierno de 2016-2017.

Cuadro 2. Evolución del índice de cobertura de demanda en un escenario que contempla la baja de parte de las centrales de carbón y la baja de las centrales de fuel, y el alta del

régimen especial incluido en los preregistros actuales.

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Total potencia disponible R.Ordinario y R.Especial (MW) 56.602 56.686 56.462 56.271 55.788 55.111

Demanda de potencia prevista por el Operador del Sistema (MW) 44.000 45.320 46.640 47.960 49.280 50.600

Índice de cobertura - Invierno 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17

Escenario actual según REE 1,29 1,25 1,21 1,17 1,13 1,09

Fuente: CNE

Nota: Se ha considerado la baja prevista de las centrales de carbón acogidas a las 20.000 h de funcionamiento, y la baja progresiva de las centrales de fuel. La potencia del resto de las centrales de régimen ordinario permanece constante desde 2011. En la previsión de la potencia disponible del régimen especial se ha tomado la referencia del operador del sistema, 0% de potencia instalada de fotovoltaica, 50% biomasa y biogás, 7% eólica, 50% residuos y el 70% cogeneración.

II. MEDIDAS RELACIONADAS CON LA REGULACIÓN DEL MERCADO

ELÉCTRICO DIARIO E INTRADIARIO

1. Medidas necesarias para permitir el acoplamiento del MIBEL con el mercado noroeste europeo. Tipo de actuación: Modificación del Real Decreto 2019/1997, Reglas del mercado y Procedimientos de Operación

El 4 de febrero de 2011, los Jefes de Estado y de Gobierno de la Unión Europea acordaron que el mercado interior de la electricidad comenzase a funcionar antes de 2014, conforme a los principios y objetivos del llamado “tercer paquete‖. El Consejo de Reguladores del Mercado Ibérico de Electricidad del día 28 de noviembre de 2011 refrendó su compromiso de llevar a cabo las actuaciones precisas a fin de que el MIBEL esté en disposición de acoplarse con los mercados de la región Noroeste de Europa (North-West Europe, NWE, que agrupa los mercados de Francia,

11

El día 9 de febrero, coincidiendo con la ola de frío en toda Europa, el precio en el mercado francés ha alcanzado un precio en la hora punta de 1.938,5 €/MWh, ante un reducido margen de reserva.

11

Bélgica, Países Bajos, Alemania, Luxemburgo, Reino Unido, Noruega, Dinamarca, Suecia y Finlandia) antes de fin de 2012. Entre dichas actuaciones cabe destacar las conducentes a retrasar en dos horas el cierre del mercado diario –hasta las 12:00 CET–, en sincronía con la hora de cierre de los mercados citados; esto conlleva readaptar el horario de los mercados subsiguientes (intradiario, servicios de sistema) y de los procesos de programación y nominación. Se han identificado asimismo contenidos y plazos para las modificaciones normativas requeridas en consecuencia en Portugal y España, de modo se finalice el proceso en junio de 201212. Además, la implantación en el MIBEL del algoritmo de casación único que soportará el futuro acoplamiento de mercados, común a todos los mercados participantes, está prevista para el segundo semestre de 2012, en paralelo con su adopción en la región NWE13. En relación con la consecución de un mercado único, cabe recordar que la limitación que tienen actualmente los operadores dominantes14 del sector eléctrico, de realizar importaciones desde otros países al MIBEL (Real Decreto ley 5/2005, Artículo vigésimo segundo), perderá su sentido cuando se establezca el market coupling con NWE, ya que no existirán agentes importadores, sino que el flujo de la interconexión resultará del resultado de la casación. En cualquier caso, esta situación se daría en un momento en que la concentración horizontal del mercado de generación eléctrica en el MIBEL se sitúaría en un nivel moderado, e inferior al de muchos otros países europeos, distinto al escenario energético que existía cuando se introdujo esta limitación.

2. Gestión a plazo de la interconexión entre España y Portugal y entre España y

12

En la actualidad, esta Comisión está analizando las propuestas de Procedimientos de Operación y de Modificación de las Reglas de Funcionamiento del mercado diario y de los mercados intradiarios, remitidas por el Secretario de Estado de Energía a esta Comisión para informe, donde entre otras modificaciones se incorporan las necesarias para cambiar la hora de cierre del mercado diario a las 12h, como paso necesario para el acoplamiento de la península con NWE. 13

Las modificaciones necesarias para contemplar los nuevos horarios del proceso de programación de la generación, que serán de aplicación una vez se establezca oficialmente como nueva hora de cierre del Mercado Diario MIBEL las 12:00 horas CET, han sido incluidas en los Procedimientos de Operación remitidos al Minetur por el Operador del Sistema en enero de 2012. 14

Con una cuota en el mercado de al menos el 10%.

12

Francia. Tipo de actuación: Real Decreto 2019/1997, Reglas del mercado y Procedimientos de Operación.

En relación a la gestión a plazo de las interconexiones, se señala que, en el ámbito de la Unión Europea (UE), y dentro de las iniciativas regionales de ACER, se está llevando a cabo un proceso para la armonización de los mecanismos de gestión a plazo de las interconexiones con el objetivo de establecer unas reglas comunes de asignación y nominación de la capacidad de interconexión, armonizar las plataformas de asignación de dicha capacidad, así como analizar la posible implantación de productos financieros (―Financial Transmission Rights15, FTR). Se considera que el desarrollo armonizado a nivel europeo de mecanismos de gestión a plazo de las interconexiones tiene efectos beneficiosos sobre el desarrollo de la liquidez y profundidad de los mercados, permitiendo una formación eficiente de los precios en cada uno de los mercados europeos. En este sentido, se considera oportuno analizar, en el marco de los trabajos que vienen desarrollando los reguladores europeos, la posibilidad de utilizar la plataforma CASC.EU, al objeto de que la definición de productos, reglas, plataforma de negociación sea común16 al resto de mercados europeos en aras de un eficiente desarrollo de mercados y de un eficiente proceso de formación de precios. La gestión a plazo de la interconexión entre España y Francia, también se enmarca en los trabajos que se están desarrollando dentro de las iniciativas regionales de ACER, tal y como se ha señalado anteriormente.

Finalmente, procede señalar que la CNE, en la actualidad, no tiene atribuidas las funciones regulatorias de aprobación de metodologías de asignación de capacidad y gestión de congestiones transfronterizas, aspecto que fue puesto de manifiesto en el ―Informe sobre las implicaciones derivadas de la aprobación de la nueva normativa comunitaria en materia de energía y medioambiente‖ de la CNE, de 10 de julio de 2010, solicitándose la revisión de dicha situación. El decaído anteproyecto de Ley por la que se modifica la Ley 54/1997 del sector eléctrico, sobre el que informó esta Comisión con fecha 3 de junio de 2011, atribuye a la CNE nuevas funciones en relación con cuestiones transfronterizas. La atribución de dichas facultades permite eliminar asimetrías con los reguladores de los países de nuestro entorno, lo que permitiría desarrollar de una manera más rápida y eficiente el proceso de armonización de las metodologías de asignación de capacidad y gestión de

15

En relación a este último punto, debe tenerse en cuenta que los trabajos desarrollados en la UE (tanto por la Comisión Europea y el Consejo de Reguladores Energéticos Europeos - CEER- como por ENTSO-E) muestran su preferencia por el uso de productos financieros para la gestión a plazo de la interconexión y la cobertura del riesgo por diferencias de precios entre los distintos mercados (nodos de interconexión) eléctricos europeos. En este contexto, y en relación a la gestión a plazo de la interconexión España-Portugal, el Comité de Presidentes del MIBEL confirmó su preferencia por el uso de productos financieros, en particular de tipo opción, en línea con el informe del CR MIBEL, ―Mecanismo conjunto de gestión a plazo de la interconexión España-Portugal‖, de mayo de 2010, remitido a los respectivos Gobiernos. Asimismo, el CR MIBEL valoró positivamente la posibilidad de subastar los productos financieros para la gestión a plazo de la interconexión en una plataforma armonizada a nivel europeo. 16

En este sentido los operadores de los sistemas portugués y español han iniciado los contactos con dicha plataforma.

13

congestiones, lo que redunda a su vez en la liquidez de los mercados y en el eficiente proceso de formación de precios. 3. Revisión del diseño del mercado intradiario.

3.1. Compatibilidad entre el mercado intradiario continuo en la frontera

francesa y las sesiones del mercado intradiario del MIBEL (subastas). Tipo de actuación: Real Decreto 2019/1997, Reglas del mercado y Procedimientos de Operación.

En la mayor parte de los países europeos que cuentan con un mercado para resolver los desajustes que puedan aparecer entre la demanda y la generación tras la casación del mercado diario, éste es de tipo continuo, mientras que en el MIBEL se aplican mecanismos de subasta, en seis sesiones sucesivas, para resolver estos desajustes. Por otra parte, debe tenerse presente que el volumen y la liquidez del mercado intradiario del MIBEL es significativamente superior al que presentan los mercados comparables de otros países europeos. Además, las subastas intradiarias presentan una mayor transparencia para la supervisión y una mayor neutralidad para los agentes. Por ello, se considera prudente el mantenimiento en el MIBEL del mecanismo actual de subastas para el mercado intradiario, pues este diseño ha respondido adecuadamente a las necesidades de ajuste de los programas de los sujetos del mercado en condiciones competitivas y ha permitido de forma trasparente la supervisión de dichos ajustes, en una situación de neutralidad. Asimismo, dicho mercado basado en subastas se compaginaría con un mercado continuo en la frontera con Francia first-come-first-served, que es conforme con la Directriz Marco de asignación de capacidad y gestión de congestiones.

3.2. Incremento del número de mercados intradiarios. Tipo de actuación: Real Decreto 2019/1997, Reglas del Mercado y Procedimientos de Operación.

La mayor parte del diseño actual del mercado de electricidad responde al contexto energético que existía en 1998, año en el que las energías renovables cubrían el 3% de la demanda (sin considerar a la gran hidráulica), mientras que hoy en día representan el 23%. Este nuevo escenario, hace que sea necesario incrementar las herramientas disponibles para el ajuste de los programas de las energías renovables no gestionables, más cerca del tiempo real, con el fin de reducir sus errores y disminuir en lo posible el coste de los servicios de ajuste imputables al consumidor. En la medida en que estos programas puedan ser más fiables, la necesidad del operador del sistema de programar reserva de potencia y banda de regulación secundaria será menor, disminuyendo el coste para el consumidor. Para ello, se considera necesario incrementar el número de sesiones de mercado intradiario existentes tras el mercado diario, con el fin de que las energías renovables puedan modificar sus programas con una mayor cercanía al tiempo real, y por tanto, con una mayor información sobre la

14

disponibilidad de los recursos naturales. En este sentido existe un acuerdo técnico entre el operador del mercado y el del sistema español sobre las actuaciones que se deberían llevar a cabo para pasar de las seis actuales a ocho sesiones del mercado intradiario. No obstante, para poner en marcha esta medida, faltaría que se sumase a dicho acuerdo el operador del sistema portugués. 4. Supresión de determinadas ofertas complejas.

Tipo de actuación: Modificación de las Reglas del Mercado.

La posibilidad de introducir ofertas complejas en las ofertas al mercado tenía su razón de ser en garantizar la factibilidad de la solución ofrecida por el algoritmo de casación, previniendo soluciones físicamente inviables derivadas de limitaciones estrictamente técnicas. Así, el diseño de las reglas de mercado integra hasta el momento un fuerte componente de despacho físico y técnico, como consecuencia de la definición de las unidades de oferta y de la posibilidad de reproducir la gestión técnica de las instalaciones de producción de energía eléctrica a través de la realización de ofertas en modo complejo.

Dado que al mercado diario le siguen hasta el momento un total de seis mercados intradiarios para rectificar o ajustar las ofertas inicialmente presentadas al diario, y tras una década de experiencia acumulada, podría ser innecesario mantener esta complejidad añadida al diseño (y por lo tanto a la casación) de las ofertas, lo que facilitaría el acoplamiento con los mercados de la UE.

Por ello cabría plantear la posibilidad de suprimir algunas de las condiciones complejas, en particular las de indivisibilidad y gradiente de carga (mínimo técnico y rampas).

5. Medidas para evitar arbitrajes entre segmentos del mercado por representantes de renovables. Tipo de actuación: Modificación del Real Decreto 661/2007, del Real Decreto 2019/1997, Reglas del mercado y Procedimientos de Operación.

En la actualidad, algunos titulares de instalaciones de régimen especial y de importación arbitran entre el mercado diario y el intradiario, al ser el precio del mercado intradiario, en sus primeras sesiones, ligeramente inferior al del diario. Esta situación provoca la necesidad de una mayor programación de servicios de ajuste por tratarse de ofertas basadas en tecnologías no gestionables. En concreto, se ha estimado que su actuación pudo suponer una necesidad de reserva adicional valorada en 90 M€ en 2010 y 46 M€ en 201117.

17

Si bien el volumen de arbitrajes del régimen especial y de las importaciones ha sido significativamente mayor en 2011 que en 2010, las reservas necesarias fueron reducidas, motivado por la entrada del mecanismo de restricciones por garantía de suministro, al encontrarse varias centrales programadas por debajo de su plena carga, al ser retiradas para que entrara el carbón nacional. Por este motivo, la estimación del coste resulta inferior en 2011.

15

También se producen arbitrajes entre el mercado diario y la fase II (reequilibrio generación-demanda) de restricciones técnicas, así como en los intercambios con Francia.

Para ello, se proponen bien algunas medidas para eliminar las fricciones que suponen que estas diferencias de precios no desaparezcan a través de las propias operaciones de arbitraje de los agentes o bien directamente medidas para desincentivar los arbitrajes, como la propuesta de convergencia con Europa en la hora de cierre del mercado y el no permitir la participación en determinados segmentos del mercado a las unidades de importación sin derechos cuando exista un mecanismo coordinado de gestión de la capacidad de intercambio.

Una solución para evitar el arbitraje posible sería aplicar un coste adicional a todos aquellos agentes de régimen ordinario y especial que presenten un saldo de energía elevado en los mercados intradiarios, en términos netos anuales. Esta penalización estaría justificada por las necesidades sistemáticas de reserva de potencia adicional que pudiera haber causado las previsiones poco ajustadas al mercado diario. Se considera que un umbral adecuado para determinar si una participación es elevada o no, pudiera ser un 10% sobre su programación final, dado que los agentes que actualmente utilizan el mercado intradiario como un mecanismo de ajuste, presentan porcentajes inferiores. El coste adicional podría calcularse como el precio del desvío multiplicado por el volumen de energía anual neto de participación en el mercado intradiario que superase el umbral fijado. En esta misma línea, cabría plantearse otro mecanismo alternativo para desincentivar los arbitrajes, que consistiría en repartir el coste de la propuesta de mecanismo de reserva adicional en función de las diferencias entre el Programa Base de Funcionamiento y las medidas reales de cada agente. 6. Análisis sobre la problemática de las restricciones técnicas zonales y su

posible solución en el ámbito del sector eléctrico y no de competencia.

Tipo de actuación: Ley o Real Decreto, Reglas del mercado y Procedimientos de Operación.

Ante la decisión de la CNC de archivar el expediente sancionador en el que se investigaron las posibles prácticas anticompetitivas de las empresas eléctricas en el proceso de restricciones técnicas en el periodo 2004- 2008, resulta necesario plantear un nuevo enfoque de actuación por parte de la CNE para analizar estas prácticas y en su caso, sancionar, los comportamientos de los agentes. Este nuevo enfoque tiene la limitación de que con la actual redacción de la Ley del Sector Eléctrico resulta difícil el encaje de dichos comportamientos en alguna de las infracciones previstas en la misma. Además, se añade la problemática de la falta de un desarrollo completo de los pagos por capacidad, que puede hacer que determinadas instalaciones no tengan oportunidad de recuperar la totalidad de sus costes y que por otra parte, no se les permita cerrar por cuestiones de seguridad. Por todo ello, se considera necesario, por una parte, plantear un nuevo enfoque para el tratamiento del comportamiento de los agentes en restricciones técnicas, bien adaptando los artículos de la Ley relacionados con los tipos infractores-sancionadores correspondientes, analizando los posibles comportamientos que pudieran suponer una

16

manipulación de mercado en el marco del Reglamento (UE) nº 1227/2011 sobre integridad y transparencia del mercado mayorista de energía, o bien estableciendo un mecanismo para la participación en restricciones técnicas cuando sean de tipo zonal que evite la posibilidad de obtención de rentas elevadas, y por otra, analizar la posibilidad de reducir dichas restricciones zonales, en especial en aquellos casos que éstas se consideren estructurales.

Bajo este último objetivo, se propone que el Operador del Sistema identifique mediante un análisis coste-beneficio en el Documento de Planificación qué restricciones pueden considerarse estructurales y cuáles son los desarrollos de red de transporte y distribución necesarios para reducir dichas restricciones, para que se les de prioridad en la Planificación del transporte y en el desarrollo de la red de distribución.

En relación con el establecimiento de un mecanismo que evite la obtención de rentas elevadas en el proceso de restricciones técnicas, se plantean dos posibilidades:

- El establecimiento de una retribución regulada, para aquellas situaciones con un

escaso nivel de competencia18.

- Referenciar la retribución de las retricciones zonales con el precio marginal que resulte del mecanismo de reserva de potencia adicional, mecanismo donde ha de existir un nivel de competencia significativo. Por ejemplo, cabría fijar su retribución como el precio de la propuesta de mecanismo de reserva de potencia adicional más el precio medio del mercado diario. Adicionalmente, con el fin de que existiese una mayor competencia en el proceso de reserva, cabría plantear la posibilidad de resolver primero este proceso, y posteriormente, resolver el proceso de restricciones zonales, programando aquellas instalaciones necesarias que no hubieran sido despachadas anteriormente.

III. MEDIDAS RELACIONADAS CON LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

1. Revisión de la regulación secundaria e implantación de perímetros de equilibrio. Tipo de actuación: Real Decreto y Procedimientos de operación.

La regulación secundaria se realiza mediante la agrupación de unidades de generación en lo que se denomina zona de regulación. En estas zonas existen unidades que son capaces de proveer el servicio de banda de potencia de regulación (pudiendo aportar la potencia en un tiempo máximo de 100 segundos), y otras unidades que no son capaces de proveerlo. Al mismo tiempo, actualmente, las zonas de regulación constituyen perímetros de equilibrio que permiten a las unidades que las componen la compensación de los desvíos en los que incurren, evitando pagar el coste de los desvíos individuales.

18

Propuesta de retribución regulada para el mecanismo de resolución de restricciones técnicas del sistema eléctrico (aprobado por el Consejo de Administración de 15 de abril de 2010)

17

Por transparencia, seguridad y equidad con los demás sujetos del sistema, se propone separar la capacidad de provisión del servicio de regulación secundaria de las zonas de regulación, de la capacidad de neteo a efectos del cálculo del coste de los desvíos (perímetros de equilibrio). En este sentido, las zonas deberían estar integradas exclusivamente por las instalaciones de producción que tienen capacidad para proveer el servicio, así la seguridad del sistema se vería incrementada por la identificación precisa de aquellos grupos que contribuyen a operar la banda de regulación secundaria, así como del volumen real de dicha banda. Por otra parte, se separarían los perímetros de equilibrio de las zonas para el cálculo y liquidación de los desvíos, lo que daría una mayor transparencia y permitiría una participación más amplia de instalaciones en la agregación de programas para la consolidación de desvíos, pudiendo reducirse asimismo las necesidades de energía de regulación.

También resulta necesario analizar el mecanismo actual de asignación y retribución de banda secundaria, con el fin de poder detectar posibles mejoras en eficiencia del mismo que permitiesen una mejor adaptación al contexto energético actual y un menor coste para el consumidor.

Se trata de una actuación no inmediata, sino de medio plazo, que pretende conciliar el mantenimiento de la seguridad del sistema con la reducción del coste de este servicio.

2. Mercado de reserva de potencia adicional. Tipo de actuación: Procedimiento de Operación mediante Resolución de la SEE

En los últimos años, el importante incremento de la producción de origen renovable, está aumentando y potenciando las situaciones de falta de reserva de potencia en el sistema, como consecuencia de las diferencias entre las previsiones de producción y la energía que finalmente se produce. En este contexto, resulta necesario introducir un mecanismo de mercado específico para gestionar estas necesidades, tal y como Red Eléctrica de España propuso en septiembre de 2009 a través nuevo Procedimiento de Operación para la Contratación y Gestión de Reserva de Potencia Adicional en el Sistema (P.O.3.9) y la CNE informó aportando determinadas mejoras al mismo (Informe 7/2010, de 20 de mayo).

Se trata de un mecanismo de mercado para la contratación y gestión de la reserva de potencia adicional a subir y a bajar en el sistema que, por una parte garantice la disponibilidad de las reservas de potencia requeridas, y por otra parte, permita distinguir entre las programaciones requeridas para la resolución de restricciones técnicas zonales o locales, y las asociadas a una situación global de insuficiente reserva de potencia.

Este mecanismo conlleva prever y cuantificar la necesidad de disponer de reserva de potencia adicional a subir y asignar la reserva de potencia a bajar requerida, una vez se confirme su necesidad. Para lo primero, se contempla un mercado específico para la contratación de la reserva adicional de potencia a subir requerida. Para lo segundo, se establece la posibilidad de que los agentes puedan ofertar precios inferiores a cero en las ofertas de gestión de desvíos y de regulación terciaria a bajar, de tal forma que se incentive las inversiones necesarias en las centrales para que puedan adoptar un funcionamiento por debajo del mínimo técnico (super-mínimo técnico) y el funcionamiento en isla sobre servicios auxiliares.

18

El coste del servicio, podría ser imputado proporcionalmente a los desvíos en que se incurran, entre el programa final y la generación real, o en su caso, en función de las diferencias existentes entre el Programa Base de Funcionamiento y la medida real.

3. Regulación del descuadre en el cierre de la energía en el mercado.

Tipo de actuación: Procedimiento de Operación mediante Resolución de la SEE . Desde el 1 de julio de 2009, se requiere un alto volumen de servicios de ajuste debido, principalmente, a que la demanda programada por los sujetos del mercado tras las diferentes sesiones del mercado intradiario resulta diferente a la demanda final. Esta situación viene motivada por el hecho de que, desde esa fecha, los distribuidores ya no son responsables del cierre de energía. El cierre de energía es la diferencia entre la producción real y la demanda resultante de aplicar los coeficientes de pérdidas y perfiles estándares. Sobre la problemática del cierre de la energía, fue remitida una propuesta regulatoria por parte de esta Comisión al Ministerio, con el fin de adaptar dichos coeficientes de pérdidas y perfiles a la situación real y, además, conseguir que la energía de cierre sea programada en el mercado diario y no mediante otros procesos más cercanos al tiempo real que tienen un mayor coste (regulación terciaria y en gestión de desvíos). A finales de 2011, fue remitida por el Ministerio una propuesta de real decreto que recogía las bases de esta regulación19. El sobrecoste del cierre está representando un incremento del coste de la energía para la demanda de unos 100 M€ anuales. Desde julio de 2009, las 2/3 partes de la energía de regulación y gestión de desvíos a subir se programó para resolver el cierre de energía del mercado a bajar.

4. Mecanismo de imputación del coste de los desvíos.

Tipo de actuación: Procedimiento de Operación mediante Resolución de la SEE

Ante la importante presencia que tienen las energías renovables en el mercado eléctrico, resulta necesario dar una mayor firmeza a los programas de estas energías, con el fin de que el operador de sistema pueda minimizar la reserva de potencia, y por lo tanto, reducir el coste para el consumidor. Para ello se considera necesario que el coste de los desvíos de un agente no dependa del sentido del mismo (actualmente si este sentido coincide con el del sistema no se imputa coste), sino de su valor absoluto.

La situación actual incentiva el ajuste del desvío en ambos sentidos para las unidades de generación gestionables, pues existe un precio intermedio entre el mercado diario y el de las energías de ajuste, al que interesa negociar en el mercado intradiario a los agentes que se vayan a desviar a favor y en contra del desvío del sistema sistema.

En el caso de tecnologías no gestionables, con el sistema actual un agente podría tener el incentivo a desplazar su previsión hacia el lado que le permita tener más probabilidad de acompañar el sentido de las energías de ajuste. Por tanto preferiría quedarse corto en su programa cuando el sentido esperado de los servicios de ajuste fuese a subir, de tal forma que sus desvíos queden en el sentido de las energías de ajuste del sistema. Y de forma análoga le interesaría quedarse largo cuando el sentido

19

Proyecto de Real Decreto por el que se revisa el Real Decreto 1955/2000. Esta Real Decreto se encuentra todavía en tramitación.

19

esperado de las energías de ajuste del sistema fuese a bajar.

Se considera que el actual sistema de imputación del coste del desvío no incentiva suficientemente a las tecnologías no gestionables para ajustar progresivamente su programa corrigiendo su posición en los sucesivos mercados intradiarios, dado que existe un componente de aleatoriedad que en determinadas ocasiones las exime del pago del coste del posible desvío.

Para evitar la falta de incentivo de las energías renovables no gestionables para ajustar su programa y para reforzar la calidad de su previsión, y minimizar la potencia de reserva que ha de programar el operador del sistema, se considera necesaria la implementación de un sistema de liquidación de desvíos que penalizara éstos en ambos sentidos.

5. Implantación de servicios de balance trasfronterizos o internos. Tipo de actuación: Real Decreto 2019/1997 y Procedimientos de operación

Se considera necesaria la implantación de un mercado transfronterizo de servicios de balance entre los operadores del sistema correspondientes, con el fin de permitir la mayor integración de energías renovables y el aprovechamiento de los recursos de balance disponibles en cada mercado, de la forma más eficiente posible. Los operadores de los sistemas de España, Portugal y Francia han alcanzado acuerdos en este sentido. Existe un consenso generalizado en cuanto a que el mecanismo adoptado debe partir del principio de no reserva de capacidad transfronteriza para la provisión de servicios de balance, así como garantizar la reciprocidad y no discriminación de los participantes de unos y otros sistemas.

6. Introducción progresiva de incentivos/penalizaciones a la operación del sistema. Tipo de actuación: Real Decreto y Procedimiento de Operación

En la actualidad existen una serie de servicios de ajuste cuya programación es decidida por el Operador del Sistema con el fin de mantener la seguridad del sistema, con un cierto grado de ―subjetividad‖ y que pudieran reducirse, introduciendo criterios de minimización de costes en la regulación (Procedimientos de Operación u otros), aunque manteniendo siempre un nivel de seguridad adecuado. Tal es el caso, por ejemplo, de la programación de restricciones técnicas por insuficiente reserva de capacidad, cuya estimación por parte del Operador del Sistema podría ser menos conservadora.

Adicionalmente, cabría reducir la necesidad de programación para la resolución de restricciones zonales tanto en la red de transporte como de distribución, siempre que se priorizaran las inversiones necesarias en infraestructuras, que evitaran dichas restricciones, dentro del marco de la actividad de la Planificación.

En línea con lo anterior la retribución de la actividad del Operador del Sistema podría incluir un esquema de incentivos (o penalizaciones) a la mejora (o el deterioro) en la eficiencia, tanto en la operación propiamente dicha —costes externos— como en la

20

gestión interna del Operador del Sistema—costes internos—, manteniendo en todo caso la calidad y la seguridad en la operación.

Dichos incentivos/penalizaciones serian neutros para el operador del sistema cuando su actuación se ajustara a unos criterios definidos de coste máximo de los servicios de ajuste y de seguridad mínima del sistema. En la medida en que se apartara de ellos, tanto en sentido positivo como el negativo, se determinaría una mayor o menor retribución dentro de sendos límites superior e inferior (cap & floor).

De la misma forma y con los mismos criterios, se deberían introducir incentivos/penalizaciones al operador del sistema por su actuación en la gestión de los despachos de los sistemas insulares y extrapeninsulares (SEIE), en línea con lo previsto en el artículo 4 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo.

En el caso de los SEIE, la CNE considera que tanto los objetivos de eficiencia energética (consumo específico global), y calidad de suministro (equivalente al TIEPI de generación) podrían definirse como objetivos.

Las desviaciones al alza o a la baja respecto a la referencia establecida con carácter de máximos serían repercutidas, siquiera parcialmente, sobre la retribución del OS, y tenidas en cuenta en cada revisión anual. En el primer ejercicio de aplicación podrían emplearse como objetivo los valores medidos en la actualidad.

Ahora bien, la determinación de dichos objetivos requiere la aprobación de desarrollos normativos aún pendientes a día de hoy:

a) Procedimientos de pruebas de rendimiento para determinar los valores reales de los parámetros técnicos de funcionamiento de los grupos.

b) Procedimiento de Operación (P.O.) de información del consumo y de la calidad de los combustibles consumidos.

c) Publicación por cada SEIE y para el último año móvil del TIEPI equivalente atribuible a la generación.

IV. MEDIDAS PARA MEJORAR LA CAPACIDAD DE SUPERVISIÓN DEL

MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD

Las propuestas de medidas contenidas en este apartado tienen por objeto mejorar la capacidad efectiva de supervisión de la CNE del mercado mayorista de electricidad. Debe notarse en primer lugar que el mercado mayorista de energía eléctrica, es un conjunto de mercados que incluye el mercado diario los mercados intradiarios (mercados organizados), los mercados de servicios de ajuste, la contratación bilateral física así como los mercados a plazo no organizados (OTC), y mercado a plazo organizados (mercado de futuros). Cada uno de estos mercados tiene sus particularidades y la evolución del volumen de negociación en cada uno de ellos ha ido variando, destacando el incremento del volumen de negociación en el mercado a plazo no organizado en los últimos años.

Para que la capacidad de supervisión sea efectiva, debe dotarse al supervisor tanto de una mayor capacidad para obtener y solicitar información a los agentes como de capacidad para corregir aquellas actuaciones que vayan en contra de la competencia en el mercado o afecten al proceso de formación de precios, como por ejemplo, actuaciones que supongan potenciales barreras a la entrada, que puedan afectar a la

21

transparencia y la simetría de información entre agentes, que supongan comportamientos no competitivos o comportamientos que puedan considerarse manipulación de mercado o uso de información privilegiada.

Las medidas propuestas suponen en esencia, que la CNE disponga de las potestades que la normativa europea establece como necesarias para que el regulador sectorial pueda realizar sus funciones con las herramientas y capacidades suficientes.

1. Atribución explícita a la CNE de la competencia atribuida a las autoridades reguladoras en el artículo 41.4.b) de la Directiva 2009/73/CE.

Tal y como se señalaba en el informe20 de la CNE sobre el decaído anteproyecto de Ley de transposición de la Directiva 2009/72/CE, dicho Anteproyecto no incluía explícitamente la atribución a la CNE de la capacidad de efectuar investigaciones sobre el funcionamiento de los mercados eléctricos y decidir e imponer cualquier medida necesaria y proporcionada para promover la competencia efectiva y asegurar el adecuado funcionamiento del mercado.

En este mismo sentido, y tal y como se señalaba anteriormente, para una efectiva supervisión es necesario disponer de información con respecto a las transacciones realizadas por los agentes, por lo que en línea con lo indicado en el informe del anteproyecto es necesario incluir entre las obligaciones de los comercializadores que mantengan a disposición de la CNE, durante al menos cinco años, datos de las transacciones realizadas sobre contratos de suministro de electricidad y derivados relacionados.

En este sentido y en línea con la Directiva Europea 2009/72/CE y el Reglamento 714/2009, aprobados por el Parlamento y el Consejo Europeo el 13 de julio de 2009, y las recomendaciones de los trabajos del CEER/ERGEG, se considera necesario el desarrollo de mecanismos que aumenten la transparencia sobre los contratos bilaterales físicos, en particular cuando se trata de contratos intra-grupo entre generadores y comercializadores, con el fin de favorecer una formación transparente de los precios mayoristas, evitando que constituyan una barrera a la entrada para nuevos agentes. A este respecto cabe señalar la posibilidad de realizar requerimientos en relación con los aprovisionamientos de electricidad en el mercado mayorista basados en contratos bilaterales intra-grupo, tal y como se indicó en la propuesta realizada por el Consejo de Reguladores del MIBEL21. Es también importante para incrementar la trasparencia del mercado dar publicidad de forma agregada a los precios de los contratos bilaterales físicos.

En este sentido, el desarrollo de la contratación a plazo de energía eléctrica de contratos con vencimientos superiores al año también es un elemento relevante que puede favorecer el desarrollo de la competencia en el sector minorista.

20

―Informe 19/2011 de la CNE sobre el Anteproyecto de Ley por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre del Sector de Hidrocarburos‖, aprobado por el Consejo de la CNE en sesión de 3 de junio de 2011.

21 Véase el documento ―Puntos de reflexión y recomendaciones sobre la organización y el

modelo de funcionamiento del MIBEL‖ de abril 2010.

22

2. Mejora de la capacidad de supervisión de los mercados, especialmente no organizados, por parte de la CNE. Adaptación del Reglamento (UE) 1227/2011 sobre la integridad y transparencia del mercado mayorista de la energía (REMIT).

El desarrollo del mercado mayorista de energía eléctrica en los últimos años, y especialmente el desarrollo del mercado a plazo no organizado (mercado OTC), junto con la reciente aprobación del Reglamento (UE) 1227/2011 ponen de manifiesto la necesidad de mejorar la capacidad de supervisión de la CNE. Dicha capacidad de supervisión deberá desarrollarse de forma coordinada con el regulador financiero, y en su caso con la autoridad de competencia, así como con otros reguladores sectoriales europeos y ACER, en línea con lo señalado por las Directivas europeas y el propio Reglamento (UE) 1227/2011.

La mejora en la capacidad de supervisión, supone en particular el desarrollo de procedimientos de obtención de información completa sobre las transacciones realizadas en el mercado OTC, y establecer claramente la capacidad sancionadora de los reguladores energéticos en relación con las conductas de los agentes en los mercados, como indica REMIT. En particular, el regulador energético debe tener capacidad de coordinación efectiva con el regulador financiero al objeto de evitar posibles abusos de mercado (manipulación de mercado o uso de información privilegiada), así como de identificar posibles barreras al desarrollo de la liquidez del mercado a plazo (implicaciones sobre el desarrollo de la comercialización por parte de nuevos agentes).

En este sentido, cabe recordar que REMIT establece una serie de obligaciones sobre el propio regulador sectorial, como por ejemplo, la cooperación a nivel regional, entre reguladores sectoriales y con ACER, en la monitorización de los mercados mayoristas de energía o el deber de garantizar el cumplimiento de las prohibiciones de operaciones con información privilegiada y de manipulación del mercado, de la obligación de publicar la información privilegiada. Para el cumplimiento de estas obligaciones REMIT establece que cada Estado miembro debe garantizar que su regulador sectorial dispone de poderes de investigación y ejecución necesarios para ello.

INFORME SOBRE EL SECTOR ENERGÉTICO

ESPAÑOL

PARTE IV

MEDIDAS SOBRE EL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL

7 de marzo de 2012

2

INDICE

PARTE IV. MEDIDAS SOBRE EL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL

0. RESUMEN DE LAS MEDIDAS RELACIONADAS CON MEJORAS EN EL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL ............................................................ 3 I. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN EXISTENTE EN EL MERCADO MAYORISTA DEL GAS NATURAL ............................................................................. 3 II. MEDIDAS PARA LA MEJORA DEL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL .................................................................................................................... 8 1. Medidas para la creación de un mercado organizado de gas natural .................... 9 1.1. Modificación de la Ley de Hidrocarburos para introducir el mercado organizado de gas y la figura del Operador de Mercado ................................................................. 9 1.2. Designación del operador de mercado de gas ................................................ 10 1.3. Elaboración y aprobación de las reglas de funcionamiento del mercado ......... 10 1.4. Medidas de fomento de la liquidez del mercado .............................................. 10 2. Medidas complementarias de desarrollo del mercado y fomento de la competencia. .............................................................................................................. 12 2.1. Contratación desagregada de los términos de reserva de capacidad y de conducción ................................................................................................................. 12 2.2. Estandarización de los modelos de contrato de acceso (sin permitir clausulas particulares) ................................................................................................................ 13 2.3. Mejora de los plazos de contratación de acceso. Establecimiento de un mecanismo de contratación electrónica on-line de la capacidad disponible ................ 13 2.4. Eliminación de las penalizaciones por infrautilización de capacidad ................ 13 2.5. Limitación del análisis de viabilidad zonal ....................................................... 14 2.6. Mejora de los plazos y la calidad de realización del balance de gas (paso del balance n+2 a n+1) ..................................................................................................... 14 III. MEDIDAS RELACIONADAS CON LA OPERACIÓN DEL SISTEMA GASISTA. ................................................................................................................... 14 IV. MEDIDAS PARA MEJORAR LA CAPACIDAD DE SUPERVISIÓN DEL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL .......................................................... 18 1. Atribución explícita a la CNE de la competencia atribuida a las autoridades reguladoras en el artículo 41.4.b) de la Directiva 2009/73/CE. .................................... 18 2. Mejora de la capacidad de supervisión de los mercados, especialmente no organizados, por parte de la CNE. Adaptación del Reglamento (UE) 1227/2011 sobre la integridad y transparencia del mercado mayorista de la energía (REMIT). ............. 18

3

PARTE IV. MEDIDAS SOBRE EL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL

0. RESUMEN DE LAS MEDIDAS RELACIONADAS CON MEJORAS EN EL

MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL

Como principal medida en el sector gasista, se propone la creación de un mercado organizado de gas natural (hub). El nivel de desarrollo de las infraestructuras de la red básica de gas natural, la regulación sectorial y el grado de madurez y competencia del mercado español de gas, hacen posible y recomendable desarrollar un hub de gas que dote de flexibilidad y liquidez a la gestión del gas natural, estimule la competencia y permita la aparición de un precio transparente del gas natural en España. , como objetivo a alcanzar a medio plazo, los reguladores europeos han establecido un modelo de mercado europeo del gas (target model) basado en zonas de balance, al menos de ámbito nacional, con mercados organizados (hubs), interconectados a través de sistemas de peaje de entrada y salida de contratación independiente.

Además, en este documento se identifican las medidas reglamentarias necesarias para fomentar el desarrollo y la liquidez del mercado de gas natural, que tienen por objeto principalmente facilitar la contratación del acceso, la gestión del balance de gas y la adaptación de las normas de gestión técnica del sistema a los nuevos desarrollos reglamentarios europeos.

Es necesario acelerar la implantación de estas medidas no solo para mejorar el funcionamiento del mercado de gas natural español, sino también para permitir su integración en Europa.

I. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN EXISTENTE EN EL MERCADO

MAYORISTA DEL GAS NATURAL

La producción nacional de gas es muy reducida, por lo que España debe abastecer la casi totalidad de su demanda de gas mediante importaciones. En el mercado primario de aprovisionamiento de gas, de dimensión en principio supra-nacional, aunque condicionado por las características propias del sistema español, sigue siendo relevante el peso del GNL durante el periodo analizado, alcanzando el 75,4% en 2010, con una estructura de importaciones generalmente más diversificada que la de otros países europeos. Los contratos de importación son en gran parte contratos bilaterales de largo plazo (en 2010 los contratos de duración residual de al menos 10 años representaban el 79% del total, los de entre 1 y 10 años el 19% y los de hasta 1 año el 2%). En este mercado GAS NATURAL permanece como el principal aprovisionador, aunque reduce su cuota del 52% en 2007 al 44% en 2010 (de acuerdo con el compromiso de autonomía establecido por la decisión de la CNC, esta cuota no incluye los contratos de aprovisionamiento de UNIÓN FENOSA GAS, que ostentaba en 2010 una cuota del 14,7%). Los demás aprovisionadores con mayores cuotas fueron IBERDROLA (10,6%), ENDESA (8,5%) y CEPSA (5,2%), variando apenas sus cuotas en el periodo considerado.

Una gran parte de las importaciones de gas se realizan por barco, en forma de GNL, para lo cual España dispone de una infraestructura de seis plantas de regasificación ubicadas en Huelva, Cartagena, Sagunto, Barcelona, Bilbao y Mugardos, con una capacidad nominal de unos 60 bcm al año.

4

El sistema gasista español dispone de dos gasoductos de conexión con los campos de producción de Argelia, uno de ellos a través de Marruecos (el Gasoducto del Magreb), con 12 bcm/año de capacidad (8 para España y 4 para Portugal), y otra conexión directa entre Argelia y Almería, (Gasoducto Medgaz) con 8 bcm/año de capacidad y puesta en servicio en abril de 2011.

Además, el sistema español está conectado con la red de Portugal, a través de las interconexiones de Tui y de Badajoz, y con la red de Francia, a través de las interconexiones de Larrau y de Irún. Hay dos almacenamientos subterráneos en servicio (Gaviota y Serrablo) con una capacidad disponible de 28.070 GWh y en el año 2012 se van a poner en servicio tres nuevos almacenamientos subterráneos (Yela, Castor y Marismas), que suponen que la capacidad disponible pase a ser de 36.953 GWh.

Las importaciones por gasoducto fueron en 2010 de 8,8 bcm, equivalentes al 25% del total de importaciones. Los países de origen de las importaciones de gas natural por gasoducto son Argelia y Noruega. Cabe destacar que en el año 2011 y tras la puesta en servicio del gasoducto internacional MEDGAZ, el porcentaje recibido por gasoducto puede alcanzar el 30%

Las importaciones de GNL fueron de 26,8 bcm, lo que representa un 75% del aprovisionamiento. En total descargaron en España 426 buques metaneros en 2010. El origen de los aprovisionamientos de gas es de los más diversificados de Europa. A lo largo de 2010, el mercado español se abasteció de un conjunto de catorce países. El principal suministrador de España es Argelia, con un porcentaje del 32%, seguido de Nigeria, con una cuota del 20%, Qatar (16%), Noruega (9%), Trinidad y Tobago (8%) y Egipto (8%), como principales países aprovisionadores.

5

Gráfico 1. Evolución de los aprovisionamientos de gas a España, por países de origen

Fuente: CNE, Circular 4/2008

Una gran parte de los contratos de aprovisionamiento de las compañías comercializadoras con los productores de gas se realizan a través de contratos a largo plazo, en los que el precio del gas está habitualmente referenciado a la cotización del petróleo.

En el año 2010 es especialmente reseñable el crecimiento del mercado global de GNL, cuya producción creció en torno a un 20% con la puesta en marcha de una nueva planta en Perú y la expansión de la capacidad de licuefacción en Qatar, y por otro lado, el aumento de la producción de gas no convencional en EE.UU, que ha hecho rentables reexportaciones de gas natural desde EE.UU. a otros mercados. Todo ello, combinado con la débil demanda de gas motivado por la crisis económica de Europa, ha provocado que los mercados spot de gas europeos presenten precios por debajo de los costes de los contratos de aprovisionamiento a largo plazo.

La CNE elabora y publica un índice de referencia del coste de las importaciones de gas, basado en los costes declarados en la aduana española, que muestran una gran correlación con los precios del petróleo.

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Gw

h

Evolución de los aprovisionamientos de gas a España

Argelia (GN) Argelia (GNL) Noruega (GN ) Noruega (GNL ) Libia Nacional

Paises del Golfo Nigeria Trinidad y Tobago Egipto Otros

6

Gráfico 2. Índice de coste de aprovisionamiento de gas en frontera, elaborado por la CNE

Fuente: Agencia Tributaria y elaboración propia de la CNE

Por otra parte, no existe un mercado organizado de gas en España. Las operaciones de compra – venta de gas se realizan mediante contratos bilaterales (mercado OTC) entre comercializadores. Los volúmenes de estas transacciones se tienen que declarar, a efectos de realización del balance de gas de cada usuario, en la plataforma electrónica MS-ATR de ENAGAS, que por lo tanto permite conocer el volumen y número de operaciones de compra –venta de gas, pero no permite conocer el precio de las mismas.

El mercado secundario de gas, de dimensión como máximo nacional, basado en la plataforma electrónica de ENAGAS, sigue aumentando en volumen y número de intercambios. La cantidad total intercambiada pasó de 443.909 GWh en 2007, un 8% superior a la demanda del año, a 1.004.682 GWh, un 150% mayor que la demanda en 2010. El número de transacciones continúa también su línea ascendente, pasando de 5.430 en 2007, a 39.172 en 2010. A pesar de esta importante evolución, y del número elevado de participantes con cuotas relativamente simétricas, este mercado no se ha desarrollado todavía hacia un formato organizado con precios transparentes.

Una gran parte de estas transacciones se producen por razones operativas de optimización y gestión de existencias y de balance de gas en el sistema, ya que en general, las compañías comercializadoras que operan en España cubren la mayoría de sus ventas finales de gas a través de sus contratos de aprovisionamiento internacionales.

En definitiva, el mercado mayorista de gas en España no se ha desarrollado todavía hacia un formato organizado, con un mercado spot con precios transparentes, como ya ha ocurrido en los principales países europeos (Reino Unido, Holanda, Bélgica, Francia y Alemania).

10,00 €

15,00 €

20,00 €

25,00 €

30,00 €

€/M

Wh

Coste del aprovisionamiento de gas natural (€/MWh)

GN GNL Coste CNE. Aduanas (GN+GNL)

7

Por último, cabe reseñar unas condiciones de disponibilidad y acceso a las infraestructuras comparativamente favorables con respecto a otros países europeos: entre 2011 y 2014 la capacidad disponible para contratar en las plantas de regasificación se sitúa en el entorno del 38-60% de la capacidad total y en los gasoductos es del 28-40% para el mismo periodo. Además, los peajes de transporte y distribución incluyen el derecho a la utilización de un almacenamiento operativo correspondiente a medio día de la capacidad de transporte y distribución contratada (este tipo de flexibilidad no se ofrece generalmente en otros sistemas gasistas europeos). Adicionalmente, se espera un incremento de la capacidad de interconexión con Francia, hasta un total de 7,5 bcm/año en 2015, aún cuando no hubo demanda suficiente para decidir la construcción del gasoducto MIDCAT.

Una situación de exceso de oferta está empezando a caracterizar también la disponibilidad de almacenamiento subterráneo, que, considerada escasa hasta 2008, no ha representado un problema en tiempos más recientes, dada la situación de depresión de demanda.

La puesta en marcha de tres nuevos almacenamientos en 2012 (Castor, Yela y Marismas) hace que la capacidad de almacenamiento subterráneo en España pase de 28 TWh a 36,7 TWh. Teniendo en cuenta la capacidad de almacenamiento en tanques de GNL (unos 23 TWh), la capacidad total del almacenamiento en España se incrementa desde 52 TWh en 2010 hasta unos 61 TWh en 2012, lo que representa en torno al 16 % de la demanda anual de gas, muy próximo a la media europea, que está en el 18% de la demanda anual, porcentaje que se alcanzará en España en los años siguientes, una vez esté disponible en su totalidad la capacidad de almacenamiento de Yela.

8

Cuadro 1. Capacidad de almacenamiento de gas en Europa, incluido GNL y almacenamiento subterráneo

Capacidad Almacenamiento en 2010 (incluido GNL y subterráneo)

Capacidad Existente (en TWh)

% Capacidad almacenamiento sobre

consumo anual Alemania 232,4 24,7% Italia 154,9 17,6% Francia 146,9 26,7% Austria 83,0 81,4% Hungría 64,1 51,0% Reino Unido 63,4 5,9% España (2010) España (2012)

51,8 60,5

12,8% 16,1%

Holanda 51,8 11,3% Republica Checa 34,2 34,8% Rumania 32,4 21,5% Eslovaquia 29,5 44,8% Letonia 23,4 138,1% Polonia 18,0 10,9% Dinamarca 11,9 23,9% Belgica 10,6 4,9% Portugal 3,9 6,7% Bulgaria 3,7 12,2% Irlanda 2,6 4,3% Grecia 0,9 2,2% Suiza 0,1 0,6% Total 1.019,5 18,0%

Fuente: Prospex Research. European Gas Report.

II. MEDIDAS PARA LA MEJORA DEL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL

El nivel de desarrollo de las infraestructuras de la red básica de gas natural, la regulación sectorial y el grado de competencia del mercado español de gas, hacen posible y recomendable el desarrollar un hub de gas que dote de flexibilidad y liquidez a la gestión del gas natural, estimule la competencia y permita la aparición de un precio transparente del gas natural en España. Por ello, como principal medida en el sector gasista, se propone la creación de un mercado organizado de gas natural.

En un segundo apartado, se proponen medidas regulatorias complementarias para eliminar las barreras técnicas y administrativas que obstaculizan el desarrollo de los

9

mercados de gas y de capacidad, incluyendo mejoras en la contratación del acceso y en la gestión técnica del sistema.

En tercer lugar, se proponen medidas de adaptación de la regulación española a los reglamentos y códigos de red europeos.

1. Medidas para la creación de un mercado organizado de gas natural

El modelo de mercado europeo del gas (“gas target model”) establecido por el grupo de reguladores europeos ERGEG, como objetivo a alcanzar a medio plazo, consiste en un mercado europeo del gas basado en zonas de balance, al menos de ámbito nacional, con mercados organizados (hubs), interconectados a través de sistemas de peaje de entrada y salida de contratación independiente.

La principal medida que se propone en relación con el mercado mayorista de gas es la creación de un hub de gas, es decir, de un mercado organizado de gas natural, que permita la realización de compra – ventas de gas y permita disponer de una referencia diaria del precio del gas en España (mercado spot de gas).

En el mercado español ya se dan actualmente los requisitos para el desarrollo de un Hub gasista, con servicios similares a los existentes en los principales mercados de gas europeos.

Estos requisitos son la disposición de un número suficiente de competidores (hay más de 15 grupos empresariales activos en el mercado de comercialización), de tres o más fuentes de aprovisionamiento diferentes (España importa gas de más de 10 países distintos) y un tamaño de mercado superior a 20 bcm (el mercado español está en torno a 34 – 35 bcm).

En abril de 2010, la CNE ya propuso al Ministerio una hoja de ruta para el desarrollo de este mercado del gas, que fundamentalmente se desarrolla en cuatro etapas (primera, modificación de la LH; segunda, designación del operador de mercado; tercera, elaboración y aprobación de las reglas de funcionamiento del mercado; y cuarta, inicio de la operativa del mercado con las compras de gas de operación para garantizar un mínimo de liquidez). A continuación se explican las cuatro etapas propuestas:

1.1. Modificación de la Ley de Hidrocarburos para introducir el mercado organizado de gas y la figura del Operador de Mercado

Tipo de actuación: Modificación de la Ley de Hidrocarburos1.

La redacción de esta modificación ya estaba incluida como parte del articulado del anteproyecto de Ley para transponer la Tercera Directiva Europea del gas, decaído al concluir anticipadamente la anterior legislatura. Habría que volver a proponer esta modificación a las Cortes del Estado, para la modificación de la Ley 34/1998.

El objetivo es la creación de un mercado organizado de gas spot para la realización de operaciones de compra venta de gas natural en el punto de balance del sistema a través de una plataforma electrónica y con precios transparentes, con productos y servicios similares a los proporcionados por otros hubs de gas europeos.

1 Ver la propuesta de articulado realizada por la CNE en su informe al anteproyecto de Ley de transposición de la tercera directiva de gas

10

En consecuencia, se propone de manera prioritaria y urgente la modificación de la Ley de Hidrocarburos al efecto.

1.2. Designación del operador de mercado de gas

Tipo de actuación: Modificación de la Ley de Hidrocarburos o Real Decreto

Una de las etapas críticas del proceso es la designación de un operador del mercado, del cual debe garantizarse la profesionalidad y la independencia respecto a los agentes que intervienen en el mercado.

Además, se debe regular su esquema de financiación así como la entidad supervisora del mismo, que de acuerdo con las Directivas Europeas, debe ser la CNE en su calidad de organismo regulador independiente de los mercados energéticos.

1.3. Elaboración y aprobación de las reglas de funcionamiento del mercado

Tipo de actuación: Nuevo Real Decreto, con los principios generales de funcionamiento del mercado de gas y Resoluciones de la CNE para las reglas del mercado.

El Operador de Mercado de Gas deberá elaborar, en colaboración con el Gestor Técnico del Sistema y los agentes del mercado la propuesta de reglas de funcionamiento del mercado, para su aprobación por la Comisión Nacional de Energía, como organismo regulador y supervisor del mercado.

Las reglas de funcionamiento del mercado deben establecer las condiciones que deben cumplir los agentes que deseen participar en el mercado, las características de los productos a negociar, los mecanismos de casación y liquidación y la información que deberán comunicar al Operador del Mercado y al Gestor Técnico del Sistema, a los efectos de asegurar el correcto funcionamiento del sistema gasista.

Los sujetos que participen en el mercado organizado de gas natural formalizarán un contrato marco de adhesión a las reglas de operación.

1.4. Medidas de fomento de la liquidez del mercado

El éxito en el desarrollo del mercado se requiere establecer medidas de fomento de la liquidez, así como eliminar las barreras técnicas y administrativas en la contratación del acceso y en la gestión técnica del sistema que obstaculizan el desarrollo del mercado.

Como medidas de fomento de la liquidez se proponen las siguientes:

• Realización de las compras del gas de operación a través del mercado: Para fomentar la liquidez del mercado y su fiabilidad a la hora de establecer señales de precios, se deberían incorporar obligaciones de compra de gas impuestas a determinados agentes como los transportistas en sus necesidades de gas de operación o de gas talón, o a los comercializadores de último recurso. Estas compras se deberían realizar a través de la plataforma del mercado organizado.

Tipo de actuación: Elaboración y aprobación del protocolo de mercado. Este

11

mecanismo debe implantarse simultáneamente con la apertura del mercado organizado, para asegurar un mínimo de liquidez. Si bien este volumen de gas es reducido, al menos permitirá obtener algunas referencias quizás puntuales, de precios. La supervisión de un mercado con poca liquidez es relevante ya que además bajo este esquema cabe la posibilidad que los compradores (transportistas) no sean sensibles al precio (en caso que el coste de la adquisición sea reconocido).

• Realización del balance de gas a través del mercado: Debe cambiarse la filosofía del balance del sistema, desde el actual sistema basado en penalizaciones por desbalance hacia un sistema de mercado, en el que los agentes deben realizar compra – ventas de gas (en el mismo día de gas) para mantener su situación de balance. Los desequilibrios que no sean corregidos por los usuarios deben corregidos por el GTS también a través de compra- ventas en el mercado.

Tipo de actuación: Elaboración y aprobación del protocolo de mercado; adaptación de las NGTS y eliminación de las penalizaciones actuales por desbalance.

Dada la complejidad de este paso, se recomienda que este mecanismo se implante en una segunda fase, unos meses después de la apertura del mercado organizado, una vez que se alcance un grado suficiente de liquidez en el mismo.

• Impulsar la aparición de creadores de mercado (“market maker”): Un market maker es una empresa que se compromete a introducir, todos los días y de manera simultánea, órdenes de compra y venta de uno de los productos del mercado, con total libertad para fijar el precio, pero con la obligación de mantener un diferencial máximo (“spread”) entre las órdenes de compra y de venta.

Tipo de actuación: Se propone analizar un mecanismo voluntario basado en incentivos a los comercializadores que quieran ofrecer el servicio de creador de mercado (como alternativa recomendada). Cabe la posibilidad de valorar el empleo de otras herramientas regulatorias para el impulso del mercado. En este sentido, cualquier medida deberá ser naturalmente proporcionada, y con el objetivo de “promover la competencia efectiva y asegurar el adecuado funcionamiento del mercado”, en los términos que la normativa europea establece. Debe tenerse en cuenta que la falta de liquidez y transparencia de los mercados obstaculiza la asignación eficiente de recursos, la atenuación de riesgo y la entrada de nuevos operadores.

En una segunda fase, una vez se consolide el mercado de gas spot, se podrá analizar el desarrollo de un mercado de futuros o de otros productos derivados. Asimismo, en base a la experiencia obtenida en el mercado de energía eléctrica, la CNE deberá tener herramientas adecuadas para la supervisión de la negociación a plazo de gas natural que pudiera realizarse de forma bilateral por los agentes (con o sin la participación de agencias de intermediación) en el mercado no organizado.

12

2. Medidas complementarias de desarrollo del mercado y fomento de la competencia.

El desarrollo del mercado de gas se debe complementar con un conjunto de actuaciones regulatorias para eliminar barreras técnicas y administrativas que obstaculizan el desarrollo del mercado. Estas medias requieren la modificación de algunos aspectos del Real Decreto 949/2001, relativos a la contratación del acceso, así como de las Normas de Gestión Técnica del Sistema.

2.1. Contratación desagregada de los términos de reserva de capacidad y de conducción

Tipo de actuación: Modificación RD 949/2001

Para desarrollar mercados de gas y capacidad resulta fundamental que tanto el gas como la capacidad puedan comercializarse independientemente de su ubicación en el sistema y sin restricciones. Para ello, el Reglamento europeo prevé que los usuarios de la red tengan libertad para reservar capacidad de entrada y de salida independientemente, de acuerdo con un modelo de contratación de acceso entrada – salida desacoplado.

Esquema de modelo de contratación de conducción de gas entrada – salida

La contratación desagregada debe permitir que un consumidor contrate directamente el peaje de salida desde el punto de balance hasta su punto de suministro, pudiendo realizar todas o parte de sus compras de gas a través del mercado organizado. Igualmente, permite que un comercializador venda gas o compre gas para llevarlo a otro país) en el punto de balance, pero sin tener contratos de suministro con consumidores finales.

Para ello, habría que modificar la definición de los servicios básicos del acceso al sistema de transporte y distribución, definidos en el artículo 31 del Real Decreto 949/2001, para permitir la contratación desagregada e independiente de capacidad desde las entradas del sistema hasta el punto de balance o desde el punto de balance hasta las salidas del sistema2.

2 El primer párrafo del artículo 31 del Real Decreto 949/2001 quedaría redactado como sigue:

El uso del sistema de transporte y distribución se divide en los siguientes servicios básicos, permitiéndose la contratación desagregada e independiente de dichos servicios:

a) Término de entrada o de reserva de capacidad (Trc)- Incluye el servicio de transporte del gas desde el punto de entrada al sistema de transporte hasta el almacenamiento operativo comercial del sistema de transporte de gas en España.

13

2.2. Estandarización de los modelos de contrato de acceso (sin permitir clausulas particulares)

Tipo de actuación: Modificación RD 949/2001 para recoger la obligación de estandarización y Resolución para aprobar los modelos de contrato a propuesta de la CNE

Es necesaria la elaboración de contratos de acceso marco estandarizados para los servicios de entrada y salida del sistema, que no permitan la introducción de cláusulas particulares por parte de transportistas o comercializadores.

La eliminación de las cláusulas particulares fomenta el mercado secundario de capacidad, agiliza el traspaso de los contratos de capacidad de unos a otros usuarios, y facilita la interpretación de los mismos en caso de disputas, que en muchos casos vienen generadas por la aplicación de estas cláusulas no estándares (como los tratamientos especiales de los periodos de prueba).

2.3. Mejora de los plazos de contratación de acceso. Establecimiento de un mecanismo de contratación electrónica on-line de la capacidad disponible

Tipo de actuación: Modificación de los plazos de contratación en el RD 949/2001.

La estandarización de los contratos de acceso debe permitir también una mejora en los plazos de contratación del acceso, y permitir la contratación electrónica de la capacidad disponible de manera “on – line”. Los plazos actuales de contratación deberían reducirse hasta permitir la realización de contratos diarios hasta el día anterior al día de gas. Lo que está en línea con los desarrollos europeos de asignación de capacidad en el día de gas.

2.4. Eliminación de las penalizaciones por infrautilización de capacidad Tipo de actuación: Modificación RD 949/2001.

La regulación del acceso española establece una importante penalización económica por la infrautilización de capacidad si la utilización no supera el 80% de la capacidad contratada en los primeros seis meses del contrato. Esta regulación se redactó en el año 2002 para resolver una situación de acaparamiento de capacidad, pero no tiene utilidad en la situación actual de exceso de capacidad del sistema español, y su mantenimiento constituye una barrera muy importante a la contratación y al desarrollo del comercio de capacidad, teniendo en cuenta que muchas instalaciones tienen un grado de utilización inferior al 50% de su capacidad.

Adicionalmente, la regulación española requiere, como requisito previo a la contratación del acceso, el depósito de un aval por el importe de la posible penalización, para el cobro automático de la misma en caso de incumplimiento, lo que encarece innecesariamente los costes, la gestión y los plazos de la contratación del acceso.

b) Término de salida o de conducción (Tc) – Incluye el servicio de transporte y distribución del

gas desde el almacenamiento operativo comercial del sistema de transporte hasta su entrega en las conexiones internacionales del sistema de transporte o en los puntos de suministro. Este término se diferenciará en función de la presión de diseño a la que se conecten las instalaciones del consumidor cualificado”

14

Por ello, a efectos de eliminar barreras y de facilitar la operativa del mercado de capacidad, debe suprimirse la penalización económica por infrautilización de la capacidad contratada durante los seis primeros meses, aunque, pueda mantenerse el mecanismo de uso o pérdida de capacidad en caso de congestión contractual y no física.

2.5. Limitación del análisis de viabilidad zonal

Tipo de actuación: Modificación RD 949/2001

De acuerdo con el Reglamento Europeo 715/2009, la contratación de capacidad de acceso a la red (ya sea contratación de entrada o la contratación de capacidad de salida) se debe realizar de manera independiente, y no puede basarse en los caminos contractuales que realiza el gas de un comercializador. En este sentido, es preciso limitar el análisis de viabilidad zonal al estrictamente necesario para garantizar la factibilidad técnica de la operación del sistema. Por ello, se propone limitar el análisis de viabilidad a aquellos suministros destinados a consumidores de más de 15 GWh/día, propuesta que ya fue incluida en informes anteriores de la CNE.

Adicionalmente, los plazos actuales de los análisis de viabilidad previstos en la contratación del acceso (12 días hábiles), son incompatibles con un funcionamiento ágil del mercado de acceso. Es necesario que el análisis de la capacidad disponible se haya realizado antes de ofertar las capacidades, de manera que la capacidad disponible y ofertada al mercado se pueda contratar de manera instantánea, puesto que ya dispone de análisis de viabilidad previo.

2.6. Mejora de los plazos y la calidad de realización del balance de gas (paso del balance n+2 a n+1)

Tipo de actuación: Modificación de las NGTS y protocolo de detalle de reparto y balance.

El establecimiento de un balance de gas basado en mercado requiere, como requisito previo, que los agentes dispongan de información actualizada de su situación de balance en el sistema gasista. Para ello, ya se ha constituido un grupo de trabajo para adelantar la realización del balance de gas de dos días (balance n+2) a un día (balance n+1) del día de gas, lo que requiere una mejora de los procedimientos de asignación y reparto de gas de transportistas y distribuidores.

III. MEDIDAS RELACIONADAS CON LA OPERACIÓN DEL SISTEMA GASISTA.

Muchas de las medidas relacionadas con la operación del sistema gasista que se necesitan introducir la regulación española ya han sido referidas en los puntos anteriores, a la hora de describir las medidas para el fomento del mercado de gas (hub) y de la competencia.

No obstante, debe destacarse la necesidad de implementar en nuestra normativa aquellos mecanismos que se derivarán de la aprobación en Europa de un número importante de códigos de red europeos, que son de obligada aplicación a los países miembros, y que surgen como consecuencia de las obligaciones establecidas en Reglamento 715/2009. Aunque las guías y códigos de red europeos citadas están aún

15

en fase de elaboración (con la participación de ACER, ENTSOG y la Comisión Europea), ya se conocen sus líneas maestras, por lo que es necesario tenerlos en cuenta en las modificaciones reglamentarias que se realicen en España, anticipando en algunos casos su incorporación a la legislación española para fomentar el desarrollo del mercado de gas.

Los códigos de red más avanzados son los siguientes:

1. Mecanismos de mercado para la asignación de capacidad (subastas).

El código de red europeo sobre la asignación de capacidad en las instalaciones gasistas recoge la obligación de implementar un sistema de mercado basado en subastas para asignar la capacidad disponible en los gasoductos de conexiones internacionales y gasoductos que conecten dos zonas de balance distintas,

En concreto, el código contempla la oferta conjunta por parte de los transportistas interconectados de un único producto de capacidad (entrada a un sistema-salida del sistema adyacente), obligando a la comercialización de productos estándares en cuanto a la duración de la capacidad a la que se da acceso (productos anuales, trimestrales, mensuales, diarios e intradiarios). Para cada uno de estos productos se organizará una subasta independiente, donde la casación de la oferta y la demanda se realizarán en múltiples rondas mediante el mecanismo de reloj ascendente.

Si bien el modelo europeo propuesto sólo afectaría en nuestro sistema a los puntos de entrada a la red de transporte desde conexiones internacionales, sería recomendable que el sistema gasista español en su conjunto aplicara una metodología de asignación de capacidad basada en mecanismos de mercado, en el resto de instalaciones. A este respecto, el mecanismo a desarrollar en nuestro país deberá tener en cuenta tanto las características de diseño de nuestro sistema gasista (capacidad de entrada superior a la demanda prevista) como la necesidad de recuperar las inversiones a través de los precios a los que se cierren las subastas.

En particular, en lo que se refiere al GNL, la contratación independiente de los servicios ofertados (descarga, almacenamiento de GNL, regasificación y carga de buques), mediante subastas realizadas en distintos horizontes temporales si existe más demanda que oferta, utilizando contratos marco y acortando los plazos de contratación en relación al periodo contratado, fomentará la competencia y el desarrollo del mercado. Asimismo, flexibilizará el uso de estas instalaciones y facilitará la gestión del almacenamiento de GNL en los tanques.

Este modelo implica introducir cambios en el Real Decreto 949/2001, para sustituir el acceso a las instalaciones por orden cronológico de solicitud, por el mecanismo de subasta. Asimismo, exige el desarrollo del detalle de las características y reglas de las subastas de capacidad que deberían ser introducidos con rango inferior en nuestro ordenamiento jurídico. En este sentido, la estandarización de los contratos de acceso, la contratación on-line y la eliminación de análisis de viabilidad del acceso, ya señalados en apartados anteriores, son pasos esenciales para facilitar el acceso a las instalaciones de forma ágil y eficiente que deben definirse modificando este Real Decreto.

2. Sistema de tarifas entrada - salida

La normativa europea establecerá criterios generales para la fijación de las tarifas de acceso denominadas entrada-salida en la red de transporte.

16

El sistema tarifario en España, establecido también en el Real Decreto 949/2001, debe rediseñarse para garantizar el establecimiento de tarifas entrada-salida de contratación independiente que permitan recuperar las inversiones, sean reflejo de costes y garanticen la correcta operación y retribución de los operadores de las mismas, evitando subsidios cruzados entre clientes finales. A la vez, estas tarifas deben dar señales al mercado de dónde se encuentran las congestiones y proporcionar los incentivos a la correcta contratación de las entradas de gas con respecto a la situación de los consumos (tarifas más altas en zonas congestionadas).

Estos mismos criterios deben emplearse también en el diseño tarifario de las instalaciones de regasificación y almacenamiento.

Todas estas modificaciones deben realizarse modificando el capítulo IV del Real Decreto 949/2001 y en las Órdenes Ministeriales de cada periodo. En concreto, es necesario cambiar el peso de los términos de capacidad y conducción de la tarifa del sistema de transporte y distribución (esto además solucionaría parte de los problemas de los denominados peajes internacionales) además de ajustar a sus costes los distintos peajes y cánones a pagar en las plantas de regasificación y en los almacenamientos subterráneos.

3. Mecanismos de balance de gas basados en mercado

Para fomentar la competencia y el desarrollo del mercado gasista es fundamental que los agentes que interactúan en el mismo dispongan de una información precisa sobre sus existencias de gas en el sistema en el menor tiempo posible. El código de balance, cuya elaboración está siendo actualmente acometida por ENTSOG, recoge este principio y contempla el establecimiento de sistemas de balance basados en mecanismos de mercado. En esta misma línea se está trabajando en el sistema español para reducir los plazos de disponibilidad de los balances que permitan conocer a cada usuario su situación en el menor tiempo posible, para que se pueda responsabilizar de su propio balance. Los principios básicos que introducirá este código y que se considera adecuado introducir en el sistema español son:

• Los usuarios son los únicos responsables de su balance; la actuación de los operadores de la red de transporte se reduce a aquellas situaciones donde se ponga en riesgo la integridad de la red en su conjunto.

• La compra-venta de gas en el mercado (hub) es la base para que los usuarios (así como los operadores de la red cuando sea necesario) equilibren sus entradas y salidas de la red de gasoductos.

• El balance será diario, empleando como referencia el día de gas establecido • Reducción de las flexibilidades del sistema, las entradas de gas a la red de los

usuarios deberán casar con sus salidas en el día de gas, pudiendo disponer el usuario de una cierta flexibilidad definida por el regulador en función de la flexibilidad real del sistema, que podrá ser comercializada.

• Las penalizaciones para aquellos usuarios que al final del día de gas estén en desbalance serán reflejo de los costes incurridos por el gestor para mantenerse balanceado, esto deberá crear los incentivos a que sea el propio usuario quién equilibre su posición.

La implementación de estos principios en nuestra normativa implica importantes cambios sobre todo en las Normas de Gestión Técnica del Sistema (Orden Ministerial ITC/3126/2005) y en sus protocolos de detalle:

17

• Desarrollo del balance n+1 y suministro de información de calidad a los usuarios con carácter intradiario, para que los mismos puedan conocer su posición en el sistema y corregirla si es necesario. Esto requiere una mejora de los procedimientos de asignación y reparto de gas de transportistas y distribuidores, de la realización del balance y del cálculo de mermas. NGTS-06 y 07, PD-02 y 11.

• Adaptación de los calendarios y agilización de los procedimientos de nominación y renominación. NGTS -04 y PD-07 y 08

• Desaparición del gas de maniobra y del balance residual del sistema; el Gestor Técnico del Sistema deberá acudir al mercado de gas para comprar- vender gas cuando así lo requiera para equilibrar el sistema. Esta medida también potencia el desarrollo del mercado de gas. Modificación de la Orden ITC 3863/2007 y PD-11

• Sustitución del sistema de penalización por desbalance por mecanismos de mercado.

• Modificación del día de gas, con la necesaria adaptación de los procedimientos de medición y reparto.

El código europeo de balance sólo afecta a la red de gasoductos, aunque la interrelación de su operación con el resto de instalaciones haría aconsejable extender este modelo de balance a todo el sistema gasista. En particular, debe contemplarse la necesidad de examinar, a la luz de la actual situación de plantas de GNL, con poco gas en tanques, la modificación o desaparición de la NGTS 3.6.1: el establecimiento de unos cánones adecuados que estableciesen un pago constante dando derecho a un número de días de almacenamiento relacionados con las existencias mínimas, para elevarse suavemente su precio hasta un umbral razonable relacionado con la máxima capacidad de la planta para pasar a subir exponencialmente a partir de ese número de días. Esto supone modificaciones en el RD 949/2001 donde se establece la estructura de peajes y en las Órdenes Ministeriales correspondientes que cada periodo fijan los precios.

4. Sistema de resolución de congestiones y restricciones basados en mercado.

Los trabajos desarrollados a nivel europeo aún contemplan varias alternativas para la resolución de las congestiones contractuales, en su mayoría basados en mecanismos de mercado, como la sobreventa y recompra. El modelo actual español retira la capacidad por infrautilización continuada ex post.

La implementación de cualquiera de los mecanismos en discusión requiere la modificación del Real Decreto 949/2001, donde están actualmente descritos estos mecanismos en el mercado español.

La gestión de restricciones es uno de los temas pendientes más urgentes en la regulación gasista. Si bien parece tener solo repercusiones operativas, influye de forma importante sobre el mercado, toda vez que en la actualidad es Enagas el que se encarga de mover buques, imponer condiciones en los contratos y en general, organizar el sistema para evitar las restricciones, sin que existan los incentivos adecuados para que los agentes operen en el mercado de acuerdo a las necesidades del mismo. Además, las condiciones que impone el Gestor, pueden crear incertidumbre y asimetrías que impiden el desarrollo de mayor competencia y liquidez.

Esto junto a la mejora de la información del balance y el cambio de los mecanismos de asignación de capacidad y contratación conformarían los aspectos prioritarios a desarrollar en este año.

18

IV. MEDIDAS PARA MEJORAR LA CAPACIDAD DE SUPERVISIÓN DEL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL

Las propuestas de medidas contenidas en este apartado tienen por objeto mejorar la capacidad efectiva de supervisión de la CNE. Para que la capacidad de supervisión sea efectiva, debe dotarse al supervisor tanto de una mayor capacidad para obtener y solicitar información a los agentes como de capacidad para corregir aquellas actuaciones que vayan en contra de la competencia en el mercado o afecten al proceso de formación de precios, como por ejemplo, actuaciones que supongan potenciales barreras a la entrada, que puedan afectar a la transparencia y la simetría de información entre agentes, que supongan comportamientos no competitivos o comportamientos que puedan considerarse manipulación de mercado o uso de información privilegiada.

Las medidas propuestas suponen en esencia, que la CNE disponga de las potestades que la normativa europea establece como necesarias para que el regulador sectorial pueda realizar sus funciones con las herramientas y capacidades suficientes.

1. Atribución explícita a la CNE de la competencia atribuida a las autoridades reguladoras en el artículo 41.4.b) de la Directiva 2009/73/CE.

Tal y como se señalaba en el informe3 de la CNE sobre el decaído anteproyecto de Ley de transposición de la Directiva 2009/73/CE, dicho Anteproyecto no incluía explícitamente la atribución a la CNE de la capacidad de efectuar investigaciones sobre el funcionamiento del mercado del gas y decidir e imponer cualquier medida necesaria y proporcionada para promover la competencia efectiva y asegurar el adecuado funcionamiento del mercado.

En este mismo sentido, y tal y como se señalaba para una efectiva supervisión es necesario disponer de información con respecto a las transacciones realizadas por los agentes, por lo que en línea con lo indicado en el informe del anteproyecto es necesario incluir entre las obligaciones de los comercializadores que mantengan a disposición de la CNE, durante al menos cinco años, los datos pertinentes sobre todas las transacciones de los contratos de suministro de gas y los derivados relacionados con el gas suscritos con los clientes mayoristas entre otros.

Dada la importancia del mercado de gas en la formación del precio de la energía eléctrica en los mercados mayoristas españoles, debe hacerse especial mención como información relevante para la supervisión integrada de los mercados eléctrico y gasista, la necesidad de que la CNE tenga capacidad de obtener información sobre los contratos de aprovisionamiento de gas a efectos de la supervisión del funcionamiento de las centrales de ciclo combinado, con las necesarias cautelas para que no se produzca ninguna divulgación de información sensible a efectos comerciales sobre operadores u operaciones concretas en el mercado.

2. Mejora de la capacidad de supervisión de los mercados, especialmente no organizados, por parte de la CNE. Adaptación del Reglamento (UE) 1227/2011

3 “Informe 19/2011 de la CNE sobre el Anteproyecto de Ley por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre del Sector de Hidrocarburos”, aprobado por el Consejo de la CNE en sesión de 3 de junio de 2011.

19

sobre la integridad y transparencia del mercado mayorista de la energía (REMIT).

El posible desarrollo del mercado mayorista de gas natural, tanto spot como a plazo, junto con la reciente aprobación del Reglamento (UE) 1227/2011 ponen de manifiesto la necesidad de mejorar la capacidad de supervisión de la CNE. Dicha capacidad de supervisión deberá desarrollarse de forma coordinada con el regulador financiero, y en su caso con la autoridad de competencia, así como con otros reguladores sectoriales europeos y ACER, en línea con lo señalado por las Directivas europeas y el propio Reglamento (UE) 1227/2011.

La mejora en la capacidad de supervisión, supone en particular el desarrollo de procedimientos de obtención de información completa sobre las transacciones realizadas en el mercado OTC, y establecer claramente la capacidad sancionadora de los reguladores energéticos en relación con las conductas de los agentes en los mercados, como indica REMIT. En particular, el regulador energético debe tener capacidad de coordinación efectiva con el regulador financiero al objeto de evitar posibles abusos de mercado (manipulación de mercado o uso de información privilegiada), así como de identificar posibles barreras al desarrollo de la liquidez del mercado a plazo (implicaciones sobre el desarrollo de la comercialización por parte de nuevos agentes).

En este sentido, cabe recordar que REMIT establece una serie de obligaciones sobre el propio regulador sectorial, como por ejemplo, la cooperación a nivel regional, entre reguladores sectoriales y con ACER, en la monitorización de los mercados mayoristas de energía o el deber de garantizar el cumplimiento de las prohibiciones de operaciones con información privilegiada y de manipulación del mercado, de la obligación de publicar la información privilegiada. Para el cumplimiento de estas obligaciones REMIT establece que cada Estado miembro debe garantizar que su regulador sectorial dispone de poderes de investigación y ejecución necesarios para ello.

INFORME SOBRE EL SECTOR

ENERGÉTICO ESPAÑOL

PARTE V

MEDIDAS SOBRE LOS MERCADOS MINORISTAS DE GAS Y

ELECTRICIDAD

7 de marzo de 2012

1

ÍNDICE

PARTE V. MEDIDAS SOBRE LOS MERCADOS MINORISTAS DE GAS Y ELECTRICIDAD

0. RESUMEN DE LAS MEDIDAS DE MEJORAS. .................................................... 3

I. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN EXISTENTE ................................................. 9

I.1. Sector eléctrico ...................................................................................................... 9

I.2. Sector de gas natural ........................................................................................... 11

II. MEDIDAS PARA LA MEJORA DE LOS SECTORES ELECTRICO Y GASISTA 14

II.1. MEDIDAS ORIENTADAS A REDUCIR LOS COSTES DE CAMBIO DE SUMINISTRADOR Y DE FOMENTO DE LA CAPACIDAD DE ELECCIÓN DEL CONSUMIDOR ........................................................................................................... 14

1. Medidas relacionadas con el suministro a todos los consumidores (de especial relevancia para los consumidores domésticos) ........................................................... 14

1.1. Derechos del consumidor. ................................................................................... 14

1.1.1.Establecer los derechos de los consumidores, de acuerdo con el Anexo I de las Directivas del Tercer Paquete ..................................................................................... 14

1.1.2. Regular el contenido mínimo de las facturas para todos los consumidores ....... 14

1.1.3.Introducir obligaciones de los comercializadores de disponer de un servicio de atención de quejas y reclamaciones de los clientes, poniendo a disposición de los mismos un teléfono gratuito, un número de fax y una dirección de correo electrónico, separado para comercializadores libres y de último recurso de un mismo grupo empresarial ................................................................................................................. 15

1.2. Cambio de suministrador ..................................................................................... 16

1.2.1.Regular los plazos y procedimientos de cambio de suministrador para asegurar su realización rápida y eficiente, de acuerdo con criterios de objetividad, transparencia y no discriminación ..................................................................................................... 16

1.2.2.Establecer tipos infractores específicos en el sector gasista en relación con determinados incumplimientos de obligaciones de comercializadores y distribuidores asociadas a los procesos de cambio de suministrador y el acceso a las bases de datos de puntos de suministro .............................................................................................. 18

1.3. Nuevos puntos de suministro de gas ................................................................... 18

1.3.1.Aclarar la regulación vigente sobre el inicio del suministro a particulares, introduciendo nuevas obligaciones de información y plazos para los agentes involucrados ............................................................................................................... 18

1.4. Reclamaciones .................................................................................................... 18

1.5. Establecimiento de puntos de información al consumidor .................................... 21

2. Medidas relacionadas con el suministro a determinadas categorías de consumidores ............................................................................................................. 21

2.1. Consumidores vulnerables y bono social ............................................................. 21

2

2.1.1.Definir el concepto de consumidor vulnerable, en línea con el enfoque de pobreza energética indicado por la Comisión Europea, incluyendo una aclaración de los requisitos que deba cumplir este colectivo, así como las medidas a adoptar para el mismo ......................................................................................................................... 21

2.1.2.En relación con la medida anterior, realizar un desarrollo normativo que regule la aplicación del bono social como medida de protección de los consumidores vulnerables, en función de la pobreza energética. ...................................................... 22

2.2. Suministro de último recurso ................................................................................ 23

2.2.1.Establecer los criterios y el mecanismo de designación y revisión de los comercializadores de último recurso (CUR) ................................................................ 24

2.2.2.Revisión del margen de comercialización del CUR 25

2.2.3.Modificar el esquema general de subastas CESUR: Aumentar el número de subastas CESUR de productos similares con un determinado periodo de liquidación (subastas de “productos solapados”) y valorar la posibilidad de dotar de una mayor flexibilidad al esquema general de subastas CESUR.................................................. 25

2.2.4.Establecer modelos de contrato de suministro de último recurso (de gas y electricidad) y modelos de factura para consumidores acogidos a TUR (de gas y electricidad) ................................................................................................................ 28

2.2.5.Establecimiento de un procedimiento de asignación automático al comercializador de último recurso de los consumidores (con y sin derecho a TUR) que se encuentren transitoriamente sin contrato ............................................................... 29

3. Medidas para fomentar la transparencia y la participación activa de los consumidores ............................................................................................................. 29

3.1. Adopción de un conjunto de medidas regulatorias para fomentar la transparencia y la participación activa de los consumidores (domésticos) en el mercado .................... 29

3.2. Actuaciones de la CNE para fomentar la transparencia y la participación activa de los consumidores (domésticos) en el mercado ........................................................... 31

II.2. MEJORAS DE SUPERVISIÓN Y COMPETENCIA ............................................. 31

1. Medidas para facilitar la supervisión del mercado minorista por la CNE .............. 31

1.1. Atribuir de forma expresa a la CNE la función de supervisión de separación de actividades y, en particular, la separación funcional ................................................... 31

1.2. Reforzar la capacidad de supervisión de la CNE sobre los precios finales aplicados en los mercados minoristas de gas y electricidad ....................................... 32

1.3. Ampliar las competencias de la CNE para mejorar la supervisión de la CNE y de posibilidad de dar instrucciones a OCSUM y sobre los procedimientos de cambio de suministrador .............................................................................................................. 33

2. Medidas para mejorar la competencia ................................................................. 34

2.1. Obligación de no crear confusión de marca entre las empresas distribuidoras y comercializadoras de un grupo integrado verticalmente ............................................. 34

2.2. Realizar la transposición del Tercer Paquete en relación con la asignación a la CNE de la función de realizar, en su caso, propuesta de programas de cesión de energía, incluidas las subastas de capacidad virtual ................................................... 34

3

PARTE V. MEDIDAS SOBRE LOS MERCADOS MINORISTAS DE GAS Y ELECTRICIDAD

0. RESUMEN DE LAS MEDIDAS DE MEJORAS.

Los mercados minoristas de electricidad y gas natural han registrado, en los últimos años, una evolución determinada en gran medida por la progresiva desaparición de las tarifas integrales y la introducción del suministro de último recurso. En ambos sectores, el mayor número de comercializadores activos se está observando en el segmento de los consumidores de gran tamaño, con elevada elasticidad al precio y sin posibilidad de acogerse a una tarifa regulada. Por otra parte, se registra una menor presión competitiva en el segmento de consumidores domésticos, con demanda menos elástica y mayores costes de switching, donde la entrada de nuevos competidores ha sido reducida y la referencia de precio prácticamente coincide con la tarifa de último recurso.1

La propiedad de redes de distribución ha sido, hasta la actualidad, un factor clave del desarrollo de la comercialización, en particular a consumidores domésticos, aportando a la misma una infraestructura capilar y una masa crítica de clientes en amplias zonas del territorio. Más del 90% de los consumidores de gas y electricidad son suministrados por comercializadores que pertenecen a grupos empresariales con actividades de distribución de gas y/o de electricidad, entre los cuales se circunscribe la principal dinámica competitiva en el segmento doméstico. Asimismo, la integración entre actividades de aprovisionamiento de gas/generación eléctrica y comercialización ha representado una ventaja importante para los incumbentes con respecto a nuevos entrantes, que podría verse mitigada, en el futuro, por un incremento de la liquidez y profundidad del mercado (mayorista) a plazo de electricidad, especialmente en el segmento de contratos con vencimiento anual o superior, y por el desarrollo de un mercado organizado (de contado y a plazo) en gas.

A nivel europeo se registra, en general, un avance insuficiente en el desarrollo de los mercados minoristas de consumidores de menor tamaño, lo que se ha puesto de manifiesto en sucesivos informes de la Comisión Europea sobre los progresos del mercado interior2.

Por su naturaleza, el gas y la electricidad son productos homogéneos y no ofrecen el mismo potencial de diferenciación e innovación que presentan productos como la telefonía móvil, al menos en el contexto actual, en ausencia de una participación activa de la demanda a través de contadores y redes inteligentes. Por tanto, mientras no se desarrollen productos energéticos más diferenciados, no cabe esperar variaciones significativas entre precios ofertados (para servicios básicos de gas y electricidad) y/o tasas de cambio de suministrador muy elevadas (puesto que los beneficios no son suficientemente elevados para compensar el coste del cambio).

1 Los comercializadores que aparecen registrados en los listados de la CNE, no

necesariamente activos, son en la actualidad 204 en electricidad y 64 en gas. A fecha 31 de junio de 2011 había 105 comercializadores activos en el sector eléctrico, de los cuales unos 10-13 realizan ofertas a consumidores domésticos, y 30 comercializadores activos en el sector gasista, de los cuales unos 5-6 realizan ofertas a consumidores domésticos.

2 Véase, por ejemplo, Commission Staff Working Document “2009-2010 Report on progress in

creating the internal gas and electricity market”. Junio 2011.

4

En todo caso, se señala la existencia de un grado elevado de descontento y desconfianza de los consumidores, españoles y europeos, más acusado en el caso del servicio eléctrico, que revela la clasificación de los servicios según el Market Scoreboard3, publicado de forma periódica por la Comisión Europea.

Gráfico 1 Cuadro de los indicadores de los mercados de consumo de la CE (Market Scoreboard)

Fuente: Comisión Europea, octubre 2011

El Tercer Paquete incorpora medidas que pretenden superar esta situación, garantizando la protección de los derechos de los consumidores en su relación (contractual y pre-contractual) con las empresas energéticas, y reforzando las funciones de supervisión de los reguladores en el ámbito minorista. Por su parte, algunos de los trabajos recientes del CEER4 profundizan en las condiciones para fomentar la participación activa de los consumidores, tanto a través de medidas regulatorias, como, en su caso, mediante la potencialidad de aplicaciones que pueden resultar de la implementación de sistemas de contadores inteligentes.

Los precios finales regulados no constituyen necesariamente un mecanismo de protección de los consumidores, dado que pueden dificultar la competencia si

3 Este indicador es un índice compuesto, construido a partir de cinco aspectos de la experiencia

del consumidor: comparabilidad, confianza, problemas encontrados en el servicio ofrecido, reclamaciones y satisfacción general.

4 Véase, CEER Advice on the take-off of a demand response electricity market with smart

meters, Diciembre 2011 y ERGEG GGP on Regulatory Aspects of Smart Metring for Electricity and Gas, Febrero 2011.

Europa 27 España

5

obstaculizan la entrada de nuevos competidores y/o impiden la introducción de nuevas ofertas, limitando así la capacidad de elección de los consumidores. En este sentido, según CEER, un pre-requisito para que la demanda participe activamente en el mercado es bien la eliminación de precios regulados o bien su establecimiento en

línea con las condiciones del mercado5. La Comisión Europea indica que en los

Estados Miembros donde existen precios regulados, podría ser necesario el establecimiento de periodos transitorios para que su regulación se adapte y sea compatible con mercados abiertos y competitivos6. Cabe indicar que en Europa se distinguen dos grupos de países. Por una parte, aquellos con precios finales regulados (entre ellos Francia, Portugal, Italia, España), donde destaca que en España el precio final es la suma del coste de la energía a plazo establecido a partir de un mecanismo competitivo supervisado por la CNE, un margen comercial regulado y el peaje de acceso. Por otra parte, aquellos otros países (entre ellos Bélgica, Holanda, Austria, Suecia) donde no existe regulación de los precios pero el regulador supervisa los contratos de forma ex ante.

Esta Comisión considera que como objetivo principal, debe contemplarse la desaparición de los precios finales regulados en los mercados minoristas de gas y electricidad, manteniendo tan sólo un sistema de protección para los consumidores vulnerables7. La eliminación de la TUR para el resto de consumidores, y, por tanto, su paso al mercado libre, debería aprovecharse para garantizar que el primer cambio de suministrador se produjera en las condiciones más competitivas posibles, teniendo en cuenta que los consumidores pueden ser más reacios a la realización de cambios de suministrador sucesivos (sobre todo si perciben que no aportan beneficios adicionales que superen los costes de cambiar una vez más).

Sin embargo, a corto plazo, para que la transición hacia este modelo sea posible, deben darse previa y necesariamente unas condiciones, a la vez, sobre el funcionamiento satisfactorio de los mercados en cuanto a estructura, sobre el número de ofertas disponibles, procedimientos de switching, grado de “capacitación” y mecanismos de protección de los consumidores, así como un progresivo avance en la supervisión de estos mercados por parte del regulador.

La eliminación de los precios finales regulados en el corto plazo, sin que previamente se disponga de resultados sobre el desarrollo positivo de las condiciones de la competencia en el mercado minorista doméstico, supone un riesgo para el consumidor doméstico. Se subraya el bajo nivel de satisfacción para el consumidor español de los servicios eléctricos/gasistas en términos relativos, tal y como señala el indicador de la CE, además de las quejas y reclamaciones que han aumentado significativamente en el sector eléctrico desde 20088. A esto se añade la consideración relativa a que, en la

5 Véase “End-user energy price regulation: an ERGEG Position Paper”, Julio 2007: “End-user

price regulation in electricity and gas markets distorts the functioning of the market and jeopardizes both security of supply and the efforts to fight climate change. Therefore, end-user price regulation should be abolished, or where appropriate, brought into line with market conditions”.

6 Commission Staff Working paper “An Energy Policy for Consumers”, Noviembre 2010:

“Transition periods may be necessary-countries with have regulated prices should publish an individual road map to bring their regulation in line with open and competitive markets…”

7 Como se explica más adelante, se recomienda que la definición de consumidor vulnerable

esté relacionada con situaciones de pobreza energética.

8 Según datos de la Encuesta anual del Instituto Nacional de Consumo, el número de

reclamaciones y consultas en el sector eléctrico se mantuvo en el entorno de 10.000-20.000 al

6

actualidad, una parte del precio final que paga el consumidor (el peaje de acceso, que supone el 50% del total del precio final del consumidor doméstico) no es suficiente para cubrir los costes. Por tanto, tal y como se ha indicado en la PARTE I del informe, y supeditado a la introducción de medidas sobre los costes de las actividades reguladas y de las partidas de coste que vayan a financiarse externamente a los peajes de acceso, se hace necesario determinar los niveles de costes que deben asignarse a los peajes de acceso que pagan los consumidores. Una vez alcanzado el nivel de suficiencia en los peajes y que estos sean determinados a partir de una metodología asignativa estable en el tiempo, las subidas de precios finales de los comercializadores responderán claramente a las variaciones de los componentes de energía y margen comercial. A este respecto cabe citar el impacto negativo registrado de la introducción de variaciones sucesivas en los precios regulados trasladados a la factura de los consumidores, por los pagos por capacidad a partir de enero de 2011, o por las variaciones repetidas de los peajes de acceso registradas en 2010 y en 2011.

Por último, la eliminación de los precios regulados en el medio plazo, debe estar condicionada a que se verifique durante un periodo de tiempo el cumplimiento de condiciones de competencia para lo que se precisará de disponibilidad de instrumentos para su supervisión efectiva. En este sentido, en un plazo transitorio cercano a la eliminación de los precios regulados, se considera que la CNE debe tener capacidad efectiva de supervisión del mercado minorista y en particular de capacidad efectiva de supervisión de los contratos ex ante, que permitiera controlar posible existencia de ofertas abusivas (precios excesivos), limitando en su caso dichas ofertas, en línea con experiencias similares en otros países europeos.

En definitiva, en estos momentos no se dan las condiciones de competencia que se consideran suficientes para reducir el umbral de la tarifa de último recurso, y esto es coincidente en el tiempo con una reestructuración de las tarifas de acceso, para que éstas alcancen la suficiencia, y con una demanda doméstica que no es sensible a la señal de precio horario (bien porque no tiene los instrumentos necesarios para ello –contadores inteligentes y peajes de acceso por periodos- o bien, por su tradicional desconocimiento de un producto que es percibido como un servicio básico de precio relativamente reducido).

Con el fin de favorecer el establecimiento cuanto antes de estas condiciones, para avanzar hacia un modelo plenamente liberalizado de los mercados minoristas de gas y electricidad en España, se proponen posibles mejoras que pueden agruparse en las siguientes categorías:

1. Con el objeto de reducir los costes de cambio de suministrador y lograr una mayor capacitación del consumidor:

a. En relación con el suministro a todos los consumidores se identifican una serie de propuestas, de especial relevancia para los consumidores domésticos, que tienen por objeto mejorar la regulación de sus derechos, así como el procedimiento para cambiar de suministrador (y realizar otras modificaciones contractuales), la contratación de nuevos suministros, la atención al cliente por parte de los comercializadores y la gestión de las

año durante el periodo 1995-2007. A partir de 2008 se incrementó hasta casi 60.000 y en 2009 y 2010 ha bajado hasta 50.000. Dicho incremento se atribuyó principalmente a dos factores: la supresión de la tarifa nocturna en favor de la nueva Tarifa de Discriminación Horaria y la obligación de instalar el ICP. Entre otras causas relevantes de consultas y reclamación adicionales, se encuentran la modificación del sistema de facturación y el aumento de los precios. En el caso del sector gasista el nivel de consultas y reclamaciones se ha mantenido relativamente constante durante 1995-2010, entre 15.000 y 25.000.

7

reclamaciones (en particular, la implementación de un mecanismo extrajudicial independiente para la resolución de las reclamaciones, en línea con lo establecido por el Tercer Paquete).

b. En el contexto del suministro a determinadas categorías de consumidores, se proponen medidas para mejorar el concepto de consumidor vulnerable y el desarrollo del bono social en función del concepto de pobreza energética. También se aborda el tema del suministro de último recurso (SUR), con mejoras en el proceso de designación y revisión de los comercializadores de último recurso (CUR), y se realizan propuestas en relación con el mecanismo de determinación del coste de la energía mediante las subastas CESUR aplicables a la tarifa de último recurso (TUR) de electricidad. Se incluyen, asimismo, una serie de propuestas sobre la formalización de un contrato de suministro de último recurso, un modelo de factura de último recurso y el mecanismo de garantía de suministro para los consumidores (con o sin derecho a TUR) que se encuentren transitoriamente sin contrato.

c. Con el fin de aumentar la transparencia y comparabilidad de las ofertas comerciales e incentivar la participación activa de los consumidores en el mercado, en el caso de que se apreciase una dificultad creciente para el consumidor de llevar a cabo una comparación entre las ofertas disponibles, cabría obligar a las empresas comercializadoras a ofrecer al menos un servicio básico, sin productos añadidos al suministro de gas o de electricidad, o la obligación de proporcionar, al menos, una oferta simple de gas o de electricidad en el comparador de precios de la CNE. Asimismo, cabría mejorar y difundir el comparador de precios de la CNE y promover procesos de switching colectivo.

2. Con el objeto de mejorar el nivel de competencia y la supervisión del mercado minorista.

Se proponen mejoras para reforzar la capacidad de supervisión de la CNE en varios ámbitos: información sobre los contratos de suministro de electricidad de los comercializadores, en especial contratos bilaterales con empresas del mismo grupo empresarial, información adicional sobre precios finales aplicados por los comercializadores, base de datos de puntos de suministro gestionada por los distribuidores, separación funcional entre distribución y comercialización, instrucciones a OCSUM, etc.

En relación a la capacidad de supervisión ex ante de las ofertas realizadas por los comercializadores, se considera que la CNE debe tener capacidad para establecer, en situaciones de ofertas que se consideren excesivas9 un mecanismo de supervisión que permita establecer un límite máximo a dichas ofertas, de manera similar a las experiencias de otros reguladores sectoriales existentes en países como Holanda o Dinamarca.

Adicionalmente se propone transponer, en los términos establecidos por la Directiva, como herramienta potencial y si así fuera necesario, la posibilidad de que se asigne a la CNE la facultad de proponer programas de cesión de energía, entre ellos las

9 Para ello deberá tenerse en cuenta entre otros factores la evolución de los precios mayoristas

de energía (especialmente de los precios a plazo).

8

subastas de capacidad virtual, como medida para, en su caso, disminuir la integración vertical y fomentar el mayor desarrollo en comercialización.

Se señala que la gran mayoría de estas medidas, indicadas en los puntos 1 y 2 anteriores, se inscribe en un contexto más amplio de reformas normativas pendientes, que incluye la adaptación de la Ley 54/1997 (LSE) y de la Ley 34/1998 (LH), respectivamente, a las Directivas 72/2009/CE y 73/2009/CE, y los desarrollos reglamentarios relacionados, sobre los cuales esta CNE ya ha emitido los correspondientes informes preceptivos10.

En conclusión, la transición a un modelo de mercado minorista sin precios regulados no depende de unas condiciones aisladas, sino de la implementación de un amplio conjunto de medidas coherentes de supervisión efectiva, funcionamiento eficiente de mecanismos de contratación y switching, así como de la participación activa de los consumidores. Entre las condiciones necesarias para que, cuanto antes, pueda realizarse esta transición, cabe reseñar las siguientes:

Determinar el marco regulatorio que garantice la sostenibilidad económico-financiera del sistema, acorde con la aplicación de las medidas regulatorias propuestas en la PARTE I (para sector eléctrico) y en la PARTE II (para el sector gasista) del informe, y definir la fórmula de financiación de los déficits transitorios hasta obtener la convergencia de los peajes de acceso. Paralelamente, una vez que se establezcan los costes que deben incorporarse en los peajes de acceso, dichos precios deberán determinarse a partir de una metodología asignativa de costes, que sea objetiva y estable en el tiempo y permita avanzar hacia un escenario de suficiencia de los peajes.

Aprobar los proyectos de Reales Decretos que modifican el Real Decreto 1955/2000 y el Real Decreto 1434/2002, ya informados por la CNE, en particular en cuanto a: regulación de los procedimientos de switching y capacidad de la CNE de dictar instrucciones a OCSUM, revisión y aclaración de las obligaciones de los comercializadores y derechos de los consumidores en relación con el suministro y sistema de gestión de las reclamaciones.

Adoptar medidas para aumentar el grado de capacitación de los consumidores, tales como la mejora y difusión máxima del comparador de precios y la promoción de procesos de switching colectivos por parte de los consumidores domésticos, teniendo en cuenta que el primer cambio de suministrador tiende a ser el más importante para el cliente.

Reforzar las potestades de la CNE en el ámbito de la supervisión de los precios finales minoristas de gas y electricidad, dotando al regulador de capacidad de dictar instrucciones y de control sobre las ofertas que se consideren excesivas.

10

Se trata de los siguientes informes: “Informe sobre el Anteproyectos de Ley por el que se modifica la Ley 34/1998 del sector de hidrocarburos”, aprobado por el Consejo de la CNE el 3 de junio de 2011; “Informe sobre el Anteproyectos de Ley por el que se modifica la Ley 54/1997 del sector eléctrico”, aprobado por el Consejo de la CNE el 3 de junio de 2011; “Informe 34/2011 de la CNE sobre el Proyecto de Real Decreto por el que se modifica el Real Decreto 1955/2000, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica”, aprobado por el Consejo de la CNE en su sesión del 27 de octubre de 2011; e “Informe 32/2011 de la CNE sobre la Propuesta de Real Decreto por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural”, aprobado por el Consejo de la CNE el 18 de octubre de 2011.

9

En este sentido la CNE realizará periódicamente un informe de seguimiento con el fin de evaluar la evolución de las condiciones existentes en los mercados minoristas de gas natural y electricidad y cuyo cumplimiento se considera necesario para poder alcanzar el modelo objetivo de mercados minoristas sin precios regulados.

I. DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN EXISTENTE

I.1. Sector eléctrico

En 2010 la demanda final de electricidad se situó en 244.239 GWh y el número de consumidores superó los 27 millones11.

La composición de la demanda de electricidad en términos de energía revela un reparto de aproximadamente el 50% entre consumo en alta tensión, principalmente de tipo industrial, y consumo en baja tensión, principalmente de consumidores doméstico-comerciales y de PYMES. Por otra parte, éstos representan más del 99% del número total de consumidores.

Las tarifas integrales se eliminaron entre 2008 y 2009 y la tarifa de último recurso se introdujo el 1 de julio de 2009. En consecuencia, el suministro a precio libre se ha incrementado desde el 27% en 2007 al 70% en 2010 en términos de energía, mientras el número de consumidores ha aumentado en el mercado libre desde el 7% en 2007 hasta el 20% en 2010.12 El número de consumidores sin derecho a TUR que permanecen con los comercializadores de último recurso, a pesar de que esto conlleva el pago de una penalización, se está reduciendo significativamente, pasando de 355.000 en febrero de 2010 a 68.000 a finales de 2011. La problemática de estos consumidores, que incluyen principalmente Administraciones Públicas conectadas en baja tensión, clientes domésticos y PYMES en baja tensión, se ha analizado en un expediente informativo de la CNE sobre las dificultades de contratación en el mercado libre13.

En el segmento de mercado de alta tensión, principalmente formado por clientes industriales, el grado de concentración del mercado ha descendido significativamente durante el periodo analizado, especialmente a partir de 2008, tras la eliminación de las tarifas generales de alta tensión. Se ha observado una disminución del HHI de casi 750 puntos, desde 2.755 en 2007 a 2.013 en 2010. La cuota conjunta de las principales empresas comercializadoras, IBERDROLA y ENDESA, que en 2007 se situaba en el 68%, se ha reducido al 53% en 2010. Correspondientemente, se ha observado un crecimiento de la cuota de otros grupos verticalmente integrados y de

11 En el año móvil hasta el final del segundo trimestre de 2011, la demanda final de electricidad

se situó en España en 242.818 GWh y el número de consumidores superó los 27,5 millones

12 En el año móvil hasta el final del segundo trimestre de 2011 el suministro a precio libre ha

representado el 75% de la electricidad suministrada en términos de energía, mientras el número de consumidores suministrados a precio libre ha representado el 24% del total.

13 Véase el informe de la CNE “Expediente informativo para analizar las causas que están

provocando los retrasos surgidos para contratar el suministro con un comercializador en el mercado libre”, aprobado por el Consejo de la CNE en su sesión de 27 de julio de 2010.

10

comercializadores independientes, pasando estos últimos del 2% en 2007 al 20% en 2010.

En contraste, en el segmento de baja tensión, donde coexisten consumidores domésticos, comerciales y PYMES, las cuotas y el nivel de concentración presentan mayor estabilidad. Con respecto a 2007, en 2010 ENDESA e IBERDROLA han reducido sus cuotas en un 2,1% y 2,3%, respectivamente, alcanzando ENDESA una cuota del 44% (28% a través de su filial de comercialización de último recurso) e IBERDROLA del 33% (20% a través de su filial CUR).

Como se muestra en el gráfico siguiente, el grupo de “OTROS”, compuesto por comercializadores independientes, sigue sin tener una presencia relevante, aunque su cuota aumenta pasando del 0,11% en 2008 al 1,77% en 2010. Como consecuencia de todo lo anterior, el grado de concentración ha disminuido en 275 puntos, alcanzando el HHI el valor de 3.324 en 201014.

Gráfico 2. Evolución de las cuotas de mercado en el segmento de consumidores de electricidad en baja tensión

Fuente: CNE

Cabe asimismo señalar que, en el segmento de mercado de consumidores en baja tensión, el grado de fidelización de los consumidores a los incumbentes, medido como el porcentaje de ventas de los comercializadores en el área de distribución del mismo grupo empresarial, ha ido aumentando entre 2007 y 2009, pasando del 75% al 78,1%, pero ha descendido hasta el 72,12% en 2010. Esta evolución puede estar reflejando el hecho de que, en una primera fase, tras la introducción del suministro de último

14 A mitad del año 2011, el 22% de los consumidores domésticos eran suministrados por

comercializadores libres, cuando a finales de 2010 era el 18%. En el sector doméstico la cuota de la comercialización independiente ha avanzado desde el 1,8% al final del año 2010 hasta el 3,4% al final del primer semestre de 2011. Por su parte, también a mitad de 2011, el 89% de los consumidores Pymes ese encontraban en el mercado libre, cuando a finales de 2010 era el 85%.

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

2007 2008 2009 2010

ENDESA IBERDROLA

UNION FENOSA GAS NATURAL/GAS NATURAL FENOSA (2009)

HIDROCANTABRICO EON

OTROS

GW

h

11

recurso, el mayor movimiento de cambio de suministrador se realizó a favor de comercializadores libres pertenecientes al mismo grupo empresarial que los CUR. Sin embargo, el dato de 2010 evidencia que esta tendencia podría estar cambiando, registrándose una captación significativa de clientes, por parte de algunas empresas, fuera de sus áreas de distribución.

En relación con la dinámica de mercado observada, en 2010 se registró una tasa de cambio de comercializador (“switching”) total del 7%15, por encima del 5,2% observado

en 200916

, mientras en el segmento doméstico se pasó del 4,4% al 6,7%. De los

2.033.397 cambios realizados en 2010 (en 2009 fueron 1.456.067) la gran mayoría de los cambios de suministrador realizados está relacionada con el cambio de modalidad de suministro regulado a suministro libre, y tuvo lugar, en un 65% de los casos, a favor de un comercializador entrante perteneciente al mismo grupo empresarial del distribuidor de la zona17.

En la primera mitad del año 2011 se activaron 1.494.273 cambios de comercializador, con un incremento de un 62% sobre las que se habían presentado en el primer semestre del año 2010 (919.320). Adicionalmente, se ha reducido la tasa de rechazos semestral en las solicitudes de cambio de suministrador (desde un 13% en el primer semestre de 2009 y 9% en el primer trimestre de 2010, a un 5% en el primer semestre de 2011), lo que parece evidenciar una mejora en los procedimientos operativos de los cambios de suministrador y en su implementación.

I.2. Sector de gas natural

En 2010 la demanda final de gas se situó en 400.909 GWh y el número de consumidores superó los 7 millones.

La composición de la demanda final de gas en términos de energía revela el predominio del consumo industrial y de generación eléctrica, que representaron, respectivamente, en torno al 48% y 33% del total en 2010, sobre el consumo doméstico comercial que abarca el restante 19%. Por otra parte, los consumidores doméstico-comerciales son más del 99% de la totalidad de los consumidores de gas.

El porcentaje de demanda a precio libre, en términos de energía, ha pasado del 88% en 2007 al 95% sobre el total de la demanda nacional en 2010. Por otra parte, en términos de clientes, el porcentaje se ha incrementado del 40% en 2007 al 58% en 2010. La práctica totalidad de la demanda suministrada a tarifa de último recurso corresponde a consumidores doméstico-comerciales.

Los anteriores datos indican que, en el sector gasista, el porcentaje de consumidores domésticos suministrados en el mercado libre (en torno al 60%) es significativamente superior al observado en el sector eléctrico (en torno al 20%).

15

En el año móvil hasta el primer semestre de 2011 la tasa de switching total fue del 8,5%.

16 Fuente: OCSUM. La tasa de switching total se ha calculado como el ratio entre el número

total de cambios activados durante un determinado año (excluyendo los traspasos automáticos asociados a cambios regulatorios operaciones empresariales) con respecto al número promedio de consumidores existentes durante el mismo año.

17 En el periodo julio 2010-junio 2011, se ha registrado un aumento significativo de los cambios

de suministrador en el mercado libre, en todos los segmentos de mercado, alcanzando el 15% para los consumidores industriales, el 25% para las PYMES y el 10% para los consumidores domésticos.

12

Entre 2007 y 2010 se ha registrado una reducción significativa del grado de concentración en el mercado minorista de gas natural en su totalidad, aunque se mantiene una fuerte asimetría entre el incumbente, GAS NATURAL, y el resto de competidores. La disminución del grado de concentración se debe, en particular, a la pérdida de cuota de GAS NATURAL y, correspondientemente, al incremento progresivo de la cuota de ENDESA y, en menor medida, de otros comercializadores.

La fusión entre GAS NATURAL y UNIÓN FENOSA, que en 2009 dio lugar a la creación de GAS NATURAL FENOSA, no ha tenido un impacto negativo sobre el nivel de concentración del mercado minorista en el periodo analizado, si se considera que la comercializadora con mayor cuota del grupo UNIÓN FENOSA antes de la fusión (UNIÓN FENOSA GAS COMERCIALIZADORA, principalmente activa en el mercado industrial, controlada conjuntamente, en la actualidad al 50%, por GAS NATURAL FENOSA y ENI) se ha mantenido como sociedad independiente, de conformidad con la Resolución de la CNC de febrero de 2009 que autorizó la operación con condiciones.

En el segmento de consumidores industriales (que no incluye el suministro a centrales de ciclo combinado) la cuota de GAS NATURAL baja al 37,89% en 2010 tras perder un 2,4% respecto a 2009, un 2,5 % del 2009 al 2008 y un 4,85% del 2008 respecto al 2007. Le sigue ENDESA, con un 15% de cuota de mercado en 2010, y posteriormente, se encuentran UF GAS COMERCIALIZADORA, NATURGAS, CEPSA e IBERDROLA, cuyas cuotas oscilan entre el 12,4% y el 6%. El mayor crecimiento en el periodo 2007 2010 lo experimenta BP con una cuota del 4,67% (3,5% de crecimiento).Todo lo anterior se refleja en un descenso del HHI de alrededor de 730 puntos del 2007 al 2010 (desde 2.758 hasta 2.030).

En el segmento de consumidores domésticos y comerciales, conectados a redes de baja presión (grupo tarifario 3), también se ha observado la pérdida significativa de cuota por parte de GAS NATURAL. En consecuencia, el valor del HHI se redujo en unos 1600 puntos entre 2007 y 2010, quedando en 4.625. Pese a haber perdido un 12,5% respecto a 2007, GAS NATURAL mantiene una posición de dominio en 2010, con una cuota del 65,11%, como se muestra en el gráfico siguiente debido esencialmente al elevado grado de fidelización histórica de los clientes al operador incumbente en la gran mayoría de las áreas de distribución en España. Por su parte, la cuota de mercado de NATURGAS ENERGÍA, comercializadora afiliada al segundo grupo distribuidor, se mantiene relativamente estable con una cuota cercana al 10,5%. ENDESA alcanza en 2010 una cuota del 15,38%, siendo también la comercializadora con un mayor crecimiento respecto a 2007 (7,7%). La cuota de UF/UF GAS COMERCIALIZADORA desciende en 2009 porque ya no incluye las ventas de UNIÓN FENOSA COMERCIAL, que a partir de ese año se incorpora en GAS NATURAL FENOSA. La cuota de IBERDROLA es del 5,28% en 2010, lo que supone un incremento de 3,68 % respecto a 2007 y de 2,84% respecto a 2009. El resto de empresas muestran cuotas poco significativas en este sub-mercado, no llegando en ningún caso al 1%.

13

Gráfico 3. Evolución de las cuotas de mercado en el segmento de consumidores de gas del grupo 3

Fuente: CNE

En lo que concierne a la tasa de fidelización de los consumidores doméstico-comerciales a los grupos empresariales establecidos, se ha observado una tendencia similar a la registrada en el caso del sector eléctrico. Dicha tasa de fidelización ha ido aumentando entre 2007 y 2009, pasando del 74% al 84%, pero ha descendido hasta el 70% en 2010. Esta evolución se explica principalmente por la pérdida de cuota de GAS NATURAL FENOSA en su área de distribución.

Como reflejo de la dinámica de mercado observada, en 2010 se registró una tasa de switching total del 12%, muy por encima de la tasa del 5,6% registrada en 2009. En el caso de los consumidores domésticos se pasó del 5,5% al 12,9%. De los 870.000 cambios de suministrador realizados en 2010 (en 2009 fueron 393.446), el 44% tuvo lugar entre comercializadores de mercado libre, pertenecientes a distintos grupos empresariales y el 27% fue relacionado con el cambio de modalidad de suministro

regulado a suministro libre18

.

En la primera mitad del año 2011 se activaron 667.425 cambios de comercializador, más de un 34% por encima de las que se habían presentado en el primer semestre del año 2010 (496.276). Por su parte, la tasa de rechazos semestral en las solicitudes de cambio de suministrador muestra un ligero aumento (6,1% en el primer semestre de 2009, 7,9% en el primer trimestre de 2010 y 7,3% en el primer semestre de 2011).

18 Fuente: OCSUM. La tasa de switching total se ha calculado como el ratio entre el número

total de cambios activados durante un determinado año (excluyendo los traspasos automáticos asociados a cambios regulatorios y operaciones empresariales) con respecto al número promedio de consumidores existentes durante el mismo año.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

2007 2008 2009 2010

GAS NATURAL / GAS NATURAL FENOSA (2009) ENDESANATURGAS UF/UF GAS COMERCIALIZADORA (2009)IBERDROLA GAS Y SERVICIOS MERIDABP SHELLEON CEPSAGALP SONATRACHNEXUS INCOGAS

GWh

14

II. MEDIDAS PARA LA MEJORA DE LOS SECTORES ELECTRICO Y GASISTA

II.1. MEDIDAS ORIENTADAS A REDUCIR LOS COSTES DE CAMBIO DE SUMINISTRADOR Y DE FOMENTO DE LA CAPACIDAD DE ELECCIÓN DEL CONSUMIDOR

1. Medidas relacionadas con el suministro a todos los consumidores (de especial relevancia para los consumidores domésticos)

1.1. Derechos del consumidor.

1.1.1. Establecer los derechos de los consumidores, de acuerdo con el Anexo I

de las Directivas del Tercer Paquete

Tipo de actuación: modificación de la Ley del Sector Eléctrico y de la Ley del Sector de Hidrocarburos y sus desarrollos reglamentarios, que conciernen, en particular el Real Decreto 1955/2000 y el Real Decreto 1434/2002.

En líneas generales, en España la regulación sobre mercados minoristas ya contempla muchos de los aspectos incluidos en las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE. Sin embargo, considerando el elevado grado de dispersión de los derechos de los consumidores en la legislación española, y que la protección al consumidor es uno de los objetivos principales del Tercer Paquete, se propone introducir un nuevo artículo de derechos de los consumidores en relación con el suministro, de manera que se introduzcan en la Ley todos los derechos de los consumidores contemplados en el Anexo I de las Directivas. 1.1.2. Regular el contenido mínimo de las facturas para todos los

consumidores

Tipo de actuación: modificación del Real Decreto 1955/2000 y del Real Decreto 1434/2002.

Un derecho clave del consumidor en relación con el suministro, que subrayan ambas Directivas del Tercer Paquete, es el del acceso a datos sobre el consumo, que sean objetivos y transparentes (considerando 47 de la Directiva de Gas y 50 de la Directiva de Electricidad). Por ello, los consumidores deben poder conocer sus datos de consumo, los precios asociados y los costes del servicio, de manera que puedan invitar a los competidores a hacer ofertas basándose en ellos. En este sentido se considera adecuado regular el contenido mínimo de las facturas que deberán remitir todos los comercializadores a sus clientes. La CNE tiene una línea de trabajo en este sentido.

15

1.1.3. Introducir obligaciones de los comercializadores de disponer de un servicio de atención de quejas y reclamaciones de los clientes19, poniendo a disposición de los mismos un teléfono gratuito, un número de fax y una dirección de correo electrónico, separado para comercializadores libres y de último recurso de un mismo grupo empresarial

Tipo de actuación: modificación del Real Decreto 1955/2000 y del Real Decreto 1434/2002.

Siguiendo las consideraciones del Instituto Nacional de Consumo, en sus informes sobre los anteproyectos de ley de transposición de las Directivas del Tercer Paquete, esta Comisión ha recomendado introducir nuevas obligaciones de los comercializadores en materia de atención a los clientes, de manera que sean consistentes con la Ley General para la Defensa de los Consumidores.

Asimismo, en relación con una consulta presentada por la Comunidad de Madrid, se ha detectado que la normativa sectorial vigente, si bien obliga a los comercializadores a remitir sus datos de contacto para los consumidores a la CNE y esta última debe publicar y mantener actualizado dichos datos en su página web, no requiere a las empresas que utilicen y diferencien claramente teléfonos distinto para la comercializadora de último recurso y para la(s) comercializadora(s) a mercado libre del mismo grupo. De hecho, en la práctica, algunas comercializadoras de último recurso, de gas y electricidad aportan el mismo número de atención al cliente que las comercializadoras de mercado libre de su grupo.

En aras a una mayor transparencia, parece adecuado que los comercializadores de último recurso presten una atención telefónica específica, evitando generar confusión en los consumidores en lo que concierne a quién puede suministrarles en determinadas circunstancias y a qué condiciones económicas. En este sentido se ha propuesto requerir un teléfono de atención al cliente (y otros medios de contactos) propios de cada comercializador de último recurso.

1.1.4. Introducción en las respectivas Leyes de un nuevo tipo infractor, tanto en materia de gas, como en electricidad, para sancionar el posible incumplimiento de las obligaciones de comercializadores y distribuidores en relación con el mantenimiento y correcto funcionamiento de los servicios de atención al cliente

Tipo de actuación: modificación de la Ley 54/1997 y de la Ley 34/1998.

En el marco del informe sobre la transposición de las Directivas del Tercer Paquete, la CNE ha propuesto la introducción del siguiente nuevo tipo infractor.

“El incumplimiento por parte de las empresas distribuidoras y comercializadoras de electricidad de las obligaciones de mantenimiento y correcto funcionamiento de un servicio de atención a los consumidores, así como de las medidas de protección al

19 Además del servicio de atención al cliente, que es interno de cada compañía, las Directivas

del gas y electricidad imponen la obligación de disponer de un mecanismo independiente para la resolución extrajudicial de las reclamaciones. Estos mecanismos se analizan en el apartado 4.

16

consumidor de acuerdo con lo establecido en la presente Ley y su normativa de desarrollo”.

1.2. Cambio de suministrador

1.2.1. Regular los plazos y procedimientos de cambio de suministrador para asegurar su realización rápida y eficiente, de acuerdo con criterios de objetividad, transparencia y no discriminación

Tipo de actuación: modificación de la Ley del Sector Eléctrico y de la Ley del Sector de Hidrocarburos y sus desarrollos reglamentarios, que conciernen, en particular al Real Decreto 1955/2000 y el Real Decreto 1434/2002.

El buen funcionamiento de los procedimientos de cambio de suministrador depende en primer lugar de una definición clara, en el marco regulatorio, de las responsabilidades de cada agente. Las empresas distribuidoras juegan un papel fundamental en estos procedimientos, dado que de ellas depende la verificación de la viabilidad técnica de una determinada solicitud de cambio de suministrador, así como la realización de la lectura de cierre, de posibles intervenciones en las instalaciones del consumidor y, finalmente, de la activación del cambio solicitado. Por su parte, corresponde a los comercializadores, como interlocutores principales del consumidor, iniciar el proceso de cambio a la mayor brevedad posible, una vez acordado el suministro con el cliente, así como aportar toda la información y colaboración necesaria al distribuidor. Dado el grado elevado de integración vertical entre distribución y comercialización de los principales grupos empresariales energéticos, es especialmente necesario asegurar la máxima neutralidad de los distribuidores en el desempeño de las actuaciones relacionadas con el cambio de suministrador. Además, los flujos de información entre comercializadores y distribuidores deben realizarse según formatos electrónicos y homogéneos, para garantizar la eficiencia y rapidez de los procedimientos de cambio.

En la actualidad los procesos operativos de cambio de suministrador y modificaciones contractuales, con el detalle de flujogramas, plazo y formatos de intercambio de información entre distribuidores y comercializadores, se basan en parte en la regulación vigente y en parte en prácticas consensuadas entre los agentes, no teniendo rango normativo. Las consultas y quejas analizadas por esta Comisión hasta la fecha indican que dichos procedimientos no siempre funcionan, en la práctica, de manera rápida y eficiente.

Asimismo, se requiere una reforma que unifique muchas normas dispersas20, con asimetrías no siempre comprensibles entre gas y electricidad, y se adapte al nuevo marco regulatorio, particularmente en lo que se refiere a la desaparición del suministro regulado por parte de los distribuidores y al papel de los comercializadores de último recurso.

20 En lo que concierne al sector gasista, la regulación de referencia para el cambio de

suministrador se encuentra en la Ley 34/1998, y en el Real Decreto 1434/2002, modificado por varios reales decretos sucesivos (Real Decreto 942/2005, Real Decreto 1011/2009 y Real Decreto 104/2010). En el sector eléctrico la regulación más relevante se encuentra en la Ley 54/1997, el Real Decreto 1955/2000, el Real Decreto 1435/2002, el Real Decreto 1011/2009, el Real Decreto 485/2009 y la Orden ITC/1659/2009.

17

La actuación propuesta consta de muchas medidas concretas de detalle. Entre las principales, se identifican las siguientes:

Introducción de los principios generales que deben gobernar el cambio de suministrador en los Reales Decretos 1955/2000 y 1434/2002, de acuerdo con la propuesta de OCSUM aprobada por la CNE. Entre los principales principios, que están en línea con el Tercer Paquete y con las recomendaciones del CEER21 se señalan: el del comercializador como interlocutor único del consumidor, la neutralidad del distribuidor, la gratuidad del cambio para el consumidor, etc.

Establecer, como modificación a introducir en la LSE y en la LH, y reflejarse en los citados Reales Decretos, el cambio de suministrador en el plazo máximo de tres semanas y el envío de la liquidación de cierre en el plazo máximo de seis semanas según establecen las Directivas del Tercer Paquete.

Especificar el alcance exacto del plazo de tres semanas en los Reales Decretos 1955/2000 y 1434/2002 (en línea con las recomendaciones de CEER sería el plazo del que dispone la distribuidora una vez entrada la solicitud del consumidor) y añadir una obligación, que actualmente no existe, para que el nuevo comercializador transmita al distribuidor la solicitud de cambio en el plazo de una semana (lo que pretende resolver muchas de las dificultades denunciadas a la CNE por los consumidores).

Evitar que el distribuidor pueda obstaculizar de manera discrecional los cambios de suministrador, a través de la posibilidad de requerir documentación adicional al comercializador que solicita un cambio, relacionada, por ejemplo, con la conformidad del consumidor al cambio o con la verificación de la titularidad del contrato de suministro. Asimismo, debe establecerse claramente que las posibles deficiencias técnicas en las instalaciones del consumidor no sean obstáculos para efectuar el cambio. Estas modificaciones también se introducirían en los Reales Decretos 1955/2000 y 1434/2002.

Establecer, en los Reales Decretos 1955/2000 y 1434/2002, que las comunicaciones entre distribuidores y comercializadores relacionadas con los cambios de suministrador y otras modificaciones contractuales se realicen en formato electrónico, mediante procedimientos operativos y formatos homogéneos y públicos, aprobados por Circular de la Comisión Nacional de Energía, a propuesta de la Oficina de Cambios de Suministrador. Se señala que la creación de repositorios centrales de datos para facilitar la gestión del switching y de las comunicaciones entre agentes es uno de los principales temas en los trabajos actuales del CEER sobre diseño de los mercados minoristas.

21 Véase CEER “Guidelines of Good Practice on Retail market design, with a focus on supplier

switching and billing”, de enero de 2012.

18

1.2.2. Establecer tipos infractores específicos en el sector gasista en relación con determinados incumplimientos de obligaciones de comercializadores y distribuidores asociadas a los procesos de cambio de suministrador y el acceso a las bases de datos de puntos de suministro

Tipo de actuación: modificación de la Ley 34/1998 y del RD 1434/2002.

Mientras en electricidad existen tipos infractores específicos para estos incumplimientos, no existen en gas y sería necesario introducirlos.

1.3. Nuevos puntos de suministro de gas

1.3.1. Aclarar la regulación vigente sobre el inicio del suministro a particulares, introduciendo nuevas obligaciones de información y plazos para los agentes involucrados

Tipo de actuación: modificación del Real Decreto 1434/2002. Esta propuesta pretende resolver las dificultades que se han detectado, por parte de algunas CCAA, en el inicio del suministro a particulares que se han dirigido, en primera instancia, a empresas comercializadoras. Las dificultades denunciadas afectan principalmente al sector gasista.

Para resolver estas dificultades se ha propuesto, hasta la fecha, la introducción de nuevas obligaciones para todos los comercializadores sobre la información que deben aportar a los consumidores cuando soliciten nuevas altas y sobre los plazos que deben respetar en caso de tramitar la solicitud al distribuidor en nombre de los consumidores. Asimismo, en la CNE se encuentra actualmente en fase de tramitación un expediente informativo interno para estudiar la situación de los nuevos puntos de suministro y, sobre la base de los resultados de dicho expediente, se realizarán, en su caso, propuestas regulatorias adicionales. 1.4. Reclamaciones

Establecer un mecanismo independiente para la tramitación eficaz de reclamaciones y solución extrajudicial de conflictos

Tipo de actuación: modificación de la Ley del Sector Eléctrico y de la Ley del Sector de Hidrocarburos.

La Directivas, en su artículo 3.9 (gas) y 3.13 (electricidad), establece la obligación de los Estados miembros de garantizar la existencia de un mecanismo independiente encargado de tramitar eficazmente las reclamaciones y la solución extrajudicial de conflictos. Adicionalmente, el Anexo 1. Medidas de protección al consumidor. Punto 1.f establece como derecho de los consumidores:

“…dispongan de procedimientos transparentes, sencillos y poco onerosos para tramitar sus reclamaciones. Concretamente, todos los consumidores tendrán

19

derecho a un buen nivel de servicio y de tramitación de las reclamaciones por parte del suministrador del servicio de gas. Tales procedimientos de solución extrajudicial permitirán la resolución equitativa y rápida de los litigios, preferiblemente en un plazo de tres meses, y contemplarán, cuando esté justificado, un sistema de reembolso y/o compensación. Siempre que sea posible, los procedimientos en cuestión deberán ajustarse a los principios establecidos en la Recomendación 98/257/CE de la Comisión, de 30 de marzo de 1998, relativa a los principios aplicables a los órganos responsables de la solución extrajudicial de los litigios en materia de consumo”

En la actualidad, la formulación de las reclamaciones por parte de los consumidores se plantea en primera instancia ante las empresas suministradoras, y, en caso de insatisfacción ante la respuesta de estas últimas, ante la Administración o Institución competente. Para la modalidad de suministro de último recurso, en el que todos los conceptos están regulados, la resolución de las reclamaciones en vía administrativa le compete a las Comunidades Autónomas, mientras que las reclamaciones en el ámbito del suministro en el mercado liberalizado son resueltas por los tribunales ordinarios de justicia (salvo en lo concerniente a la tarifa de acceso, que corresponde a las CC.AA.), si bien cabe previamente, o de forma alternativa, su resolución en vía extrajudicial por los Órganos de Arbitraje, sistema al que voluntariamente pueden acogerse, si bien por lo general no se han acogido, los suministradores.

El consumidor también puede acudir a la CNE, que actúa orientando y canalizando las reclamaciones a la Institución o Administración competente en su resolución, o, en su caso, mediante la apertura de un expediente de investigación que puede concluirse con la sanción de posibles conductas anómalas por parte de las empresas

Este sistema de gestión de reclamaciones muestra una relativa ineficacia para el consumidor, al tiempo que no proporciona una información real para el ejercicio de la función reguladora y supervisora de los mercados minoristas encomendada a la CNE, ni para sus competencias en materia de protección de los consumidores.

Se consideran dos posibles propuestas de regulación de las reclamaciones, que pueden verse como complementarias:

Con carácter general, atribución de las CCAA como órgano administrativo al que pueden acudir los consumidores para la resolución de todas las reclamaciones relativas al suministro

Con el objeto de dar cumplimiento efectivo a esta provisión del Tercer Paquete, se propone, mediante norma con rango de Ley, que incluso los consumidores domésticos en mercado libre, dispongan de pleno acceso a mecanismos administrativos de resolución de reclamaciones relativas al suministro, que sean vinculantes para las empresas. Más concretamente, se propone que los órganos de consumo de las Comunidades Autónomas sean competentes para resolver, en vía administrativa, tanto las reclamaciones sobre la modalidad de suministro regulado de último recurso y, en general, cuando se refieran a conceptos regulados, como las que se refieren a los contratos en mercado libre. Cabe señalar que, en otros países europeos, como por ejemplo Reino Unido, Francia y Bélgica, se han creado las figuras de los ombudsmen de energía22. Se trata de entidades públicas independientes encargadas de tramitar y

22

En el Foro de Consumidores de Londres de octubre de 2011 se valoró como un progreso importante, en el marco de los mecanismos de solución extrajudicial de conflictos, la creación de estos ombudsmen, subrayándose la importancia de su independencia, como figuras claramente separadas de los servicios de mediación que puedan ofrecer las empresas.

20

resolver las reclamaciones en los sectores energéticos, cuyas potestades no dependen de la naturaleza regulada o libre de los contratos de suministros. Complementariamente, fomentar el sistema arbitral de consumo como mecanismo de resolución de las reclamaciones de los consumidores23 El artículo 79 de la Ley 34/1998, en su redacción dada por la Ley 12/2007 de 2 de julio, indica que se preverá reglamentariamente la posibilidad de acudir al Sistema Arbitral de Consumo para la resolución de tales reclamaciones:

2. Sin perjuicio de las competencias que correspondan a las Comunidades Autónomas y sin perjuicio del establecimiento por los comercializadores de sistemas propios de tramitación de reclamaciones que se ajusten a lo dispuesto en la Recomendación 98/257/CE de la Comisión, de 30 de marzo de 1998, relativa a los principios aplicables a los órganos responsables de la solución extrajudicial de los litigios en materia de consumo, se preverá reglamentariamente la posibilidad de acudir al Sistema Arbitral de Consumo para la resolución de tales reclamaciones.24

Sin embargo, esta previsión reglamentaria no ha tenido lugar hasta la fecha. La protección de los consumidores y usuarios exige que éstos dispongan de mecanismos adecuados para resolver sus reclamaciones. La utilización del Sistema Arbitral de Consumo permitiría resolver extrajudicialmente los conflictos que surjan entre los consumidores y los suministradores de gas, con carácter vinculante y ejecutivo para ambas partes. Por otra parte, se trata de un servicio gratuito para las partes que sólo deben costear, en determinados supuestos, la práctica de peritajes.

En concreto, se podría regular estableciendo la obligación de los comercializadores de ofrecer a sus clientes (domésticos) la posibilidad acudir a un mecanismo de resolución extrajudicial de reclamaciones que se ajuste a los principios establecidos en la Recomendación 98/257/CE de la Comisión, de 30 de marzo de 1998. De esta manera se permite al comercializador elegir entre el Sistema Arbitral de Consumo o cualquier otro sistema arbitral que cumpla con la recomendación europea. Adicionalmente a ambas propuestas, en cualquier caso, esta Comisión considera esencial disponer de un sistema de información de quejas y reclamaciones global, en coordinación con las CCAA, con el objetivo último de realizar una supervisión efectiva de la evolución del mercado minorista, lo que es relevante para proponer medidas de liberalización en el mercado doméstico. Es esencial una coordinación con las CCAA

Recientemente se ha creado una red europea de ombudmen la energía, NEON (National Energy Ombudsmen Network).

23 Ver el siguiente enlace: Juntas arbitrales de consumo

24 El Sistema Arbitral de Consumo es el instrumento que las Administraciones Públicas ponen a disposición de los ciudadanos para resolver de modo eficaz los conflictos y reclamaciones que surgen en las relaciones de consumo, toda vez que la protección de los consumidores y usuarios exige que éstos dispongan de mecanismos adecuados para resolver sus reclamaciones.

La ley define el Sistema Arbitral de Consumo como el sistema extrajudicial de resolución de conflictos entre los consumidores y usuarios y los empresarios o profesionales a través del cual, sin formalidades especiales y con carácter vinculante y ejecutivo para ambas partes, se resuelven las reclamaciones de los consumidores y usuarios, siempre que el conflicto no verse sobre intoxicación, lesión o muerte o existan indicios racionales de delito.

21

para que la CNE disponga y analice de información del número de reclamaciones recibidas en cada sector energético (gas, electricidad, hidrocarburos líquidos), clasificadas por compañías y por tipo de problemática25. 1.5. Establecimiento de puntos de información al consumidor

El artículo 3.9 de la Directiva del gas y el 3.13 de la Directiva de electricidad obligan a los Estados Miembros a garantizar a los consumidores la existencia de puntos de información a los que pueden acudir para conocer la información relativa a sus derechos, la legislación en vigor y la información sobre los mecanismos de solución de conflictos:

“… Los Estados miembros garantizarán la creación de puntos de contacto únicos para ofrecer a los consumidores toda la información necesaria relativa a sus derechos, a la legislación en vigor y a las vías de solución de conflictos de que disponen en caso de litigio. Estos puntos de contacto podrán formar parte de los puntos generales de información de los consumidores”.

En el caso de España, cabría asignar esta tarea tanto a los Organismos competentes de las Comunidades Autónomas, como a la red de Oficinas Municipales de Información al Consumidor. A este respecto, el Instituto Nacional de Consumo publica un mapa con las direcciones y teléfonos de las Comunidades Autónomas y oficinas de las OMIC a los que pueden acudir los consumidores españoles.

http://aplicaciones.consumo-nc.es/cidoc/Consultas/dirMapas.aspx?tabla=omic

Esta información podría complementarse con la mejora de la información a los consumidores proporcionada a través de la página web de la CNE. 2. Medidas relacionadas con el suministro a determinadas categorías de

consumidores

2.1. Consumidores vulnerables y bono social

2.1.1. Definir el concepto de consumidor vulnerable, en línea con el enfoque de pobreza energética indicado por la Comisión Europea, incluyendo una aclaración de los requisitos que deba cumplir este colectivo, así como las medidas a adoptar para el mismo

Tipo de actuación: modificación con rango de Ley y desarrollo reglamentario mediante Real Decreto.

25

Existen muchos trabajos realizados por CEER y por la Comisión Europea en materia de contenido y gestión de las reclamaciones. En lo que concierne al contenido de las reclamaciones, véase, por ejemplo “ERGEG GGP on Customer Complaint Handling, Reporting and Classification” de junio de 2010. Por su parte, la Comisión Europea (DG SANCO) está promocionando un software para facilitar el registro y la tramitación de las consultas y reclamaciones de los consumidores por parte de organismos independientes. Finalmente, cabe mencionar que existe una propuesta de Directiva Europea en fase de discusión sobre mecanismos de resolución extrajudicial de conflictos.

22

La protección de los consumidores vulnerables se recoge en las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE, pero la caracterización exacta de dichos consumidores se deja a cada Estado Miembro.

La nota interpretativa de la Comisión Europea sobre mercados minoristas aclara el objetivo de la Directiva al establecer la obligación de definir un grupo de clientes como vulnerables. Este objetivo no es otro que proteger a estos clientes de cualquier desconexión de la red de gas o de electricidad y de cortes de suministro en momentos críticos. Se cita, por ejemplo, el caso de consumidores con muy bajos ingresos en invierno. Nótese, que la figura del suministrador de último recurso se crea en la Directiva en relación con los clientes vulnerables para asegurar una protección adecuada de los mismos. La figura de cliente vulnerable no debe confundirse con la del consumidor acogido a la tarifa de último recurso o con los servicios esenciales, ambas incluidas en nuestra normativa.

Por tanto, en España, es necesaria una definición de cliente vulnerable que abarque a la población que realmente necesita medidas de apoyo. En este sentido, la CE entiende que el número de consumidores incluidos en tal categoría debería representar una fracción reducida del mercado relevante. La CE26 reconoce la dificulta de medir el concepto de pobreza energética y analiza dos posibles formas de identificar este colectivo de consumidores:

Aquellos con un gasto energético superior a un determinado umbral (por ejemplo, dos veces el gasto energético medio nacional)

Aquellos consumidores con problemas de impago durante los últimos 12 meses

Ninguna de dichas medidas está exenta de problemas de medición e implementación. 2.1.2. En relación con la medida anterior, realizar un desarrollo normativo que

regule la aplicación del bono social como medida de protección de los consumidores vulnerables, en función de la pobreza energética.

Tipo de actuación: desarrollo reglamentario mediante Orden Ministerial. El artículo 2 del Real Decreto-Ley 6/2009 crea el bono social para determinados consumidores de electricidad, acogidos a la tarifa de último recurso, que cumplan determinadas características sociales, de consumo y poder adquisitivo que se determinen por Orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio. Asimismo, indica que, a estos efectos, se establecerá un umbral referenciado a un indicador de renta per cápita familiar.

26 Commission Staff Working paper “An Energy Policy for Consumers”, Noviembre 2010.

23

Se necesita por tanto un desarrollo reglamentario de lo establecido en este artículo, abandonando la definición provisional de consumidores con derecho a bono social que se está empleando en la actualidad, de acuerdo con la Disposición transitoria segunda de dicho Real Decreto-Ley. La ayuda que se introduzca no debería suponer una minoración directa de la factura por el suministro eléctrico, con objeto de que los consumidores reciban una señal de precio adecuada.

En la Unión Europea existe una gran variedad de experiencias de los distintos Estados Miembros con respecto a la tipología de medidas de protección aplicadas a los consumidores vulnerables y a la financiación de las mismas. En un documento comparativo de 200927, ERGEG ponía de manifiesto, entre otros aspectos, que, en la mayoría de los países de la UE no existía un sistema de apoyo económico específico para consumidores vulnerables de electricidad o gas, aunque existían, en todos los países sistemas de apoyo de tipo general para consumidores con dificultades económicas (por ejemplo: sistemas de beneficios sociales, con cargo a los Presupuestos del Estado o de los Gobiernos locales y, en algunos casos, sistemas financiados por las empresas28). Asimismo, se señalaba la existencia, en muchos países, de medidas no-económicas de protección (por ejemplo, la prohibición de interrupción del suministro a consumidores vulnerables, especialmente en los meses de invierno).

2.2. Suministro de último recurso

Cómo se ha indicado en la introducción, se considera que lo antes posible, y cuando se dieran las condiciones necesarias, debe contemplarse la desaparición de los precios finales regulados en los mercados minoristas de gas y electricidad. Sin embargo, la evolución hacia este modelo requiere unas condiciones de funcionamiento satisfactorias de los mercados, en cuanto a estructura, disponibilidad de ofertas, procedimientos de switching, grado de “capacitación” y mecanismos de protección de los consumidores y supervisión efectiva por parte del regulador.

Mientras no se muestren dichas condiciones, hacia las cuales van dirigidas las medidas que se proponen en esta parte V del informe, cabe mantener las tarifas de último recurso vigentes.

Mediante un diseño cuidadoso de sus características, el suministro de último recurso puede configurarse como un elemento complementario a la dinámica competitiva del mercado, sin interferir en ella. Sin embargo, un diseño inadecuado, que ignore el estado de la liberalización y la estructura del mercado específico en el cual se introduce, puede convertir el suministro de último recurso en un obstáculo para el desarrollo de la competencia. Tanto la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso, como el esquema general de subastas CESUR, constituyen un aspecto crítico de este diseño.

27

Véase ERGEG “Status review of the definitions of vulnerable customers, default supplier and supplier of last resort” de julio 2009.

28 A este respecto, cabe mencionar la reciente reforma regulatoria en Gran Bretaña (Energy Act

2010), con entrada en vigor en abril de 2011, que ha reemplazado el esquema anterior de ayudas voluntarias por parte de los comercializadores, con un esquema de ayudas obligatorio. El nuevo esquema asciende a 1,13 millones de libras, que los comercializadores deberán proporcionar, durante 4 años, a consumidores vulnerables (se estima que sean unos 2 millones y que la mayoría de las ayudas, en forma de descuentos de precios, cancelación de deudas, etc., se realizarán durante los meses de invierno).

24

2.2.1. Establecer los criterios y el mecanismo de designación y revisión de los comercializadores de último recurso (CUR)

Tipo de actuación: modificación a través de Real Decreto. Como consideración general, cabe replantearse el alcance de la actividad de los CUR, tanto en gas como en electricidad, que en la actualidad puede abarcar el suministro a precio libre, exigiendo únicamente la separación contable para el suministro a los clientes a TUR. En anteriores informes29 esta Comisión ya consideró que el suministro a través de CUR a precio libre no encaja en el diseño realizado de la liberalización. En consecuencia, se propuso la exclusividad e identificación del suministro a precio libre únicamente a través de la comercializadora no CUR.

En cuanto al procedimiento para la designación de los comercializadores de último recurso se considera que la mejor opción sería establecer con carácter previo los requisitos30 que deben cumplir los comercializadores de último recurso y la retribución por el suministro de último recurso, reservándose el Gobierno la capacidad de designar las comercializadoras de último recurso, en caso de que ninguna opte voluntariamente a prestarlo. Los requisitos deberían establecerse esencialmente sobre la base de criterios de solvencia y, en todo caso, deberían ser similares para gas y electricidad, máxime cuando la gran mayoría de las empresas existentes que han sido designadas como comercializadoras de último recurso realizan esta función en ambos sectores, en virtud de la Disposición adicional duodécima del Real Decreto 485/2009. La autorización como comercializador de último recurso, junto con la documentación acreditativa del cumplimiento de los requisitos necesarios, se presentaría ante el Ministerio de Energía, Industria y Turismo, que resolvería sobre la misma en dos meses

Entre las medidas concretas, que se han incluido en el Informe 34/2011, para el sector eléctrico, a raíz de la Sentencia del Tribunal Supremo del 5 de abril de 2011, se destacan las siguientes:

Designación de al menos una comercializadora de último recurso por cada uno de los grupos empresariales con capacidad técnica y económica suficiente al tener a 30 de junio de 2009 un número de clientes superior a 100.000.

Adicionalmente, posibilidad de solicitar la designación como CUR por cualquier empresa que demuestre su capacidad técnica y económica (al menos dos años en comercialización de electricidad en España, con un número de clientes superior a 100.000 en el momento de realizar su solicitud).

29 Véase el “Informe 31/2010 sobre la propuesta de Real Decreto por el que se regula la venta

de productos a liquidar por la diferencia de precios por determinadas instalaciones de régimen especial y la adquisición por los comercializadores de último recurso”.

30 Véase “Informe 34/2011 de la CNE sobre el Proyecto de Real Decreto por el que se modifica el Real Decreto 1955/2000, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica”, aprobado por el Consejo de la CNE en su sesión del 27 de octubre de 2011.

25

La empresa que adquiera la condición de comercializadora de último recurso deberá tener una separación jurídica con respecto al resto de las actividades del grupo empresarial.

El CUR no podrá facturar otro precio distinto que no sea el precio TUR a un consumidor con derecho a TUR

2.2.2. Revisión del margen de comercialización del CUR

Tipo de actuación: Real Decreto

Dada la experiencia adquirida con el actual sistema, se propone, revisar el margen de comercialización del CUR. En particular, se propone que el coste de captación del cliente del CUR sea tratado como coste liquidable del sistema. Los costes de captación de clientes (y en particular, los costes de marketing y publicidad) tienden a ser nulos para los comercializadores de último recurso, mientras que los comercializadores libres se enfrentan a dichos costes de entrada para competir por los consumidores con derecho a TUR. En consecuencia, se propone analizar el coste de la comercialización de último recurso teniendo en cuenta una comparativa de costes para los sectores de electricidad y gas natural, de acuerdo con información auditada de los costes prudentemente incurridos en dicho servicio.

2.2.3. Modificar el esquema general de subastas CESUR: Aumentar el número de subastas CESUR de productos similares con un determinado periodo de liquidación (subastas de “productos solapados”) y valorar la posibilidad de dotar de una mayor flexibilidad al esquema general de subastas CESUR

Tipo de actuación: modificación de la Orden ITC/1601/2010 (subastas solapadas) y del Real Decreto 485/2009

Si bien se considera, tal y como se ha señalado, que el objetivo a medio plazo debe ser la desaparición de precios regulados, siempre y cuando se den unas determinadas condiciones, en cualquier caso cabe introducir ciertas mejoras sobre el esquema actual de subastas CESUR. El objetivo principal es dotar al esquema de subastas de mayor flexibilidad, para minorar una excesiva volatilidad del término del coste de la energía en la TUR.

Modificación del esquema general de subastas CESUR: subastas de productos solapados

El esquema actual de las subastas CESUR se caracteriza por la celebración de subastas trimestrales de productos trimestrales (carga base y punta) con entrega en el trimestre siguiente. Los precios de equilibrio de esta única subasta determinan, junto con los factores de apuntamiento31, el término del coste de la energía CEMD en la TUR, mediante una expresión matemática conocida (mecanismo de “pass-trough” de precios de mercado al coste de energía de la TUR). Este esquema supone por tanto la formación del coste de la energía mediante un esquema de subastas supervisadas por la CNE. Las fechas de celebración de la subasta, periodicidad de las mismas y productos subastados determinan el esquema de “aprovisionamiento” (o cobertura) de

31 La metodología de determinación del factor de apuntamiento se basa en datos históricos del

mismo trimestre del año anterior.

26

los CUR. Este esquema determina al menos en parte la variabilidad (“volatilidad”) del término del coste de la energía CEMD.

En base a la experiencia acumulada en el proceso de supervisión de las subastas CESUR, se considera que cabe flexibilizar el esquema actual de subastas CESUR. Éste supone que el término del coste de la energía (CEMD) en las Tarifas de Último Recurso (TUR) sea determinado por el precio de equilibrio de una única subasta, por lo que el esquema actual puede trasladar excesiva volatilidad a los consumidores, además de estar sujeto a un cierto “riesgo de evento32”, que introduce un elevado factor de riesgo a los consumidores.

En otras palabras, el hecho que el término CEMD dependa de una única subasta supone, que trimestralmente el coste de la energía en la TUR se determine por la cotización, que en la fecha de la subasta tenga el contrato a plazo de energía eléctrica adquirido por los CUR en la subasta. Esta cotización dependerá a su vez, de las cotizaciones a plazo de combustibles (gas natural) en los mercados internacionales así como de los precios a plazo de energía eléctrica en los países de nuestro entorno. Variaciones trimestrales en los mercados de combustibles se trasladan, por tanto, de manera automática a las variaciones trimestrales del coste de la energía de la TUR, dado que este coste viene determinado por el resultado de una única subasta. La situación existente en los mercados a plazo de combustibles y de energía eléctrica en la fecha de la subasta tiene un efecto directo sobre el coste de la energía en la TUR para el trimestre siguiente.

Al objeto de reducir la excesiva dependencia del término trimestral CEMD respecto de la situación puntual de los mercados en la fecha de la subasta, se propone realizar subastas trimestrales de productos solapados, por ejemplo, productos trimestrales y semestrales o productos trimestrales y anuales (año móvil), al objeto de que el término CEMD venga determinado por varios precios de equilibrio de subastas celebradas en distintas fechas.

Se señala que la celebración de subastas trimestrales de productos solapados, se había señalado como una posible mejora en informes previos de supervisión de subastas CESUR. Finalmente, cabe indicar que, si bien la Orden ITC/1601/2010 (artículo 4) permite la inclusión de productos con diferentes periodos de liquidación (hasta el año), al objeto de integrar en la fórmula de la TUR el resultado de varias subastas, la normativa actual no es todo lo precisa que sería deseable, lo que genera ciertas indefiniciones y posibles interpretaciones en la aplicación de las fórmulas, especialmente en el caso de subastar productos solapados.

Por tanto, la implementación de la propuesta de mejora, consistente en mantener un esquema de subastas con periodicidad pre-determinada (por ejemplo, mantener subastas trimestrales), pero en el que se incluyeran productos adicionales a los productos trimestrales actuales (productos solapados), al objeto de suavizar, y hacer más predecible33 la evolución del término del coste de la energía CEMD, requeriría una revisión de la Orden ITC/1601/2010.

32 Entendido como una situación en la que coincida la celebración de la única subasta que

determina el término CEMD en un entorno coyuntural de mercado altamente desfavorable.

33 Se considera asimismo que una mayor predictibilidad del término CEMD puede ser un factor

que favorezca que los comercializadores libres (pertenecientes o no a grupos integrados verticalmente) puedan realizar ofertas a consumidores suministrados por los CUR.

27

Esta propuesta es compatible con el objetivo de medio-plazo de desaparición de precios regulados, condicionada a la existencia de unas condiciones satisfactorias en los mercados, y cabe considerarla como una mejora para dicha fase de transición.

Asimismo, debe tenerse en cuenta la posibilidad de que, aún en una fase de liberalización completa, deba establecerse a efectos de supervisión una metodología de cálculo de un “indicador de aprovisionamiento” basada en precios mayoristas de energía (especialmente de precios plazo), como elemento para determinar la posible existencia de márgenes (precios) minoristas excesivos(teniendo en cuenta la evolución de los precios mayoristas).

Valorar la posibilidad de establecer un esquema flexible de subastas

De manera complementaria al esquema anterior de subastas con periodicidad pre-determinada (por ejemplo, trimestrales) de productos solapados, cabría valorar la posibilidad de establecer un esquema de determinación del coste de la energía en la TUR basado en un esquema flexible de subastas. Cabe recordar que, en el caso español, los CUR realizan voluntariamente la solicitud de compra34, por tanto, una hipotética traslación del esquema anterior se realizaría sobre la solicitud de compra de los CUR (que podría realizarse anualmente con un esquema de revisión en base a modificación de previsiones).

En este sentido, a modo ilustrativo, se señala la existencia de diversas experiencias internacionales en el diseño del esquema de subastas para la determinación de precios minoristas de energía para consumidores domésticos en base a mecanismos de mercado. En este sentido, cabe indicar brevemente los esquemas actualmente vigentes en el estado de Illinois en EE.UU. (“Illinois Power Agency”) y el caso italiano (“Acquirente Unico”).

En el caso del estado de Illinois, la “Illinois Power Agency” (IPA) es la agencia responsable de elaborar anualmente un análisis y recomendaciones35, en base a criterios de competitividad y volatilidad de precios para el consumidor final, sobre el esquema general de subastas (fecha de subasta, productos y volúmenes subastados,…) que deben desarrollar los distribuidores (comercializadores regulados). La supervisión del proceso de subastas y de los resultados es realizado también por la IPA. Este esquema anual es aprobado por el legislador. En este sentido, cabe resaltar que en este esquema el legislador realiza una aprobación anual del esquema de subastas delegando la supervisión y las decisiones de desarrollo del esquema de subastas a la agencia encargada de la supervisión (IPA).

En el caso de Italia, el “Acquirente Unico” (AU) es el responsable del proceso de compra o cobertura de la energía para el suministro de la demanda regulada, estableciendo un precio de transferencia conocido y regulado a los comercializadores regulados que realizan el suministro. Cabe entender que este precio de transferencia juega un papel similar al del cálculo del coste de energía de la TUR. Se señala que el

34

Si bien hasta el momento, las solicitudes de compra de los CUR se han realizado por el 100% de la demanda prevista.

35 Las recomendaciones se elevan anualmente al legislador para su aprobación, ver a modo

ilustrativo “2012 Procurement Plan”, septiembre 2011, Illinois Power Agency. A modo puramente ilustrativo, actualmente, el esquema empleado, es un esquema de subastas anuales, en las que se adquiere entre el 20% y el 40% de la demanda esperada en cada uno de los meses de los tres años siguientes. El objetivo de la estrategia de compra escalonada es lograr estabilidad en los precios y por tanto riesgo de fluctuación de precios relativamente bajo..

28

AU persigue minimizar el coste y el riesgo36 de precio asociado al suministro regulado, empleando diferentes mecanismos de mercado (subastas, participación en mercados a plazo con liquidación financiera, contratos bilaterales, contratos de importación,…). Se señala que el AU, también realiza compras en el mercado diario, dejando por tanto expuesta parte de la demanda regulada a fluctuaciones de precios en el mercado diario. Por tanto, el aspecto reseñable de la experiencia del AU es que este emplea diversos instrumentos de aprovisionamiento, sin ceñirse ex ante a un esquema anual pre-determinado.

2.2.4. Establecer modelos de contrato de suministro de último recurso (de gas y electricidad) y modelos de factura para consumidores acogidos a TUR (de gas y electricidad)

Tipo de actuación: modificación del Real Decreto 1955/2000 y del Real Decreto 1434/2002 y, en su caso, desarrollos reglamentarios correspondientes.

Debido a que el suministro a la tarifa de último recurso es una obligación de los comercializadores de último recurso, y es un servicio cuyo precio está definido por la Administración de manera única, parece adecuado el establecimiento de un modelo de contrato tipo para el mismo, por entender que las condiciones generales de dicho contrato deben ser las mismas para todos los consumidores, con independencia del CUR que el consumidor elija o al cual sea asignado. Además, desde un punto de vista operativo, este contrato tipo asegura que la tarifa de último recurso se aplique de manera homogénea a todos los consumidores, en condiciones transparentes, objetivas y no discriminatorias. En el caso del gas ya existe una Propuesta de Modelo de Contrato Tipo para el Suministro de Gas a Tarifa de Último Recurso, aprobada por el Consejo de la CNE de 26 de mayo de 2011 y enviada al Ministerio de Industria, Turismo y Energía. En el caso de la electricidad, la propuesta de modelo de contrato de último recurso se encuentra en fase de tramitación en la CNE y, hasta la fecha, se ha enviado al Ministerio de Industria, Turismo y Energía el “Informe sobre las propuestas de OCSUM de contrato ATR y Contrato Marco entre distribuidor y comercializador de energía eléctrica”, aprobado por el Consejo de la CNE de 27 de octubre de 2011. En lo que concierne a la factura, se considera necesario regular el contenido mínimo de los contratos y facturas de todos los comercializadores, pero establecer un formato tipo de las facturas únicamente para los consumidores acogidos a TUR. Se encuentra actualmente en fase de tramitación en la CNE un modelo de factura para estos consumidores.

36

Véase “The role of Acquirente Unico in the electricity market”, 2009. Tal y como se señala, “Acquirente Unico (AU) deems it very interesting to have a broader range of trading instruments, with longer maturities and adequate liquidity. Indeed, to fulfil its mission, AU must secure reasonable and stable costs of procurement of electricity, making purchases and price risk hedging actions based on competitive bidding among the largest possible number of operators and over different maturities. In this regard, longer-term contracts are an important element”. Ver asimismo, los correspondientes informes anuales (“Bilancio d’esercizio”) en los que se describe la cartera de aprovisionamiento empleada.

29

2.2.5. Establecimiento de un procedimiento de asignación automático al comercializador de último recurso de los consumidores (con y sin derecho a TUR) que se encuentren transitoriamente sin contrato

Tipo de actuación: modificación del Real Decreto 1955/2000 y del Real Decreto 1434/2002.

En aquellas circunstancias en las que un consumidor se encuentre sin contrato en vigor, por vencimiento del plazo o rescisión del mismo de acuerdo con determinadas cláusulas contractuales, y no haya concertado un contrato con un nuevo comercializador, es necesario disponer de un mecanismo de asignación automático de este consumidor a un comercializador de último recurso.

En la normativa vigente falta claridad sobre qué procedimiento deba aplicarse a un consumidor que se encuentre en esta situación. Esta situación podría aconsejar que, en la actualidad, el consumidor fuera proactivo en comunicar su situación, tanto al distribuidor como al CUR. Sin embargo, de cara a la implementación de dicho procedimiento, en aras a la protección del consumidor y en cumplimiento del papel que la normativa asigna al CUR en los casos de ausencia de contrato en vigor, se recomienda que sea el distribuidor el agente responsable de informar al CUR de la situación del consumidor37. La normativa no establece expresamente el criterio de asignación de comercializador de último recurso a un consumidor que no dispone de contrato en vigor con ningún comercializador y que tiene derecho a la TUR. En este sentido, dado que sí se regula38 el CUR por defecto para los consumidores sin derecho a tarifa de último recurso, se propone que la solución sea la misma para ambos tipos de consumidores.

3. Medidas para fomentar la transparencia y la participación activa de los consumidores

3.1. Adopción de un conjunto de medidas regulatorias para fomentar la transparencia y la participación activa de los consumidores (domésticos) en el mercado

Tipo de actuación: modificación del Real Decreto 1955/2000 y del Real Decreto 1434/2002 y, en su caso, desarrollos reglamentarios correspondientes.

La participación activa de los consumidores es un elemento clave para la competencia, especialmente en un mercado, como el segmento de consumidores domésticos, caracterizado por elevados costes de entrada, que reducen la presión competitiva

37

Véase “Informe 34/2011 de la CNE sobre el Proyecto de Real Decreto por el que se modifica el Real Decreto 1955/2000, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica”, aprobado por el Consejo de la CNE en su sesión del 27 de octubre de 2011

38 De acuerdo con los artículos 2.3 del Real Decreto 104/2010, de 5 de febrero y 3.2 del Real

Decreto 485/2009 de 3 de abril, el CUR perteneciente al grupo empresarial propietario de la red en una zona de distribución, o en el caso de que no exista, el CUR con mayor cuota de mercado en la comunidad autónoma (gas) o el grupo empresarial propietario de la red al que esté conectada su zona de distribución (electricidad), deberá atender el suministro de aquéllos consumidores que, sin tener derecho a acogerse a la tarifa de último recurso, transitoriamente carezcan de un contrato de suministro en vigor con un comercializador y continúen consumiendo gas o electricidad.

30

potencial por el lado de la oferta, y por una concentración horizontal elevada de las empresas verticalmente integradas.

Por tanto, en este tipo de mercado se considera prioritario fomentar la proactividad de la demanda, a través de las siguientes medidas:

Obligar a los comercializadores, a aportar una información transparente y clara en su página web sobre sus ofertas comerciales para los consumidores doméstico-comerciales (una obligación en este sentido, aunque no tan detallada como la que se indica ya existe en el sector del gas). Más específicamente, dado que la experiencia hasta la fecha con el comparador de precios de la CNE ha revelado la existencia de cierta falta de transparencia en las condiciones de ofertas, se propone introducir, entre las obligaciones previstas reglamentariamente, la siguiente:

“Proporcionar una información completa y transparente en sus ofertas comerciales, incluyendo de manera expresa y clara las cláusulas de revisión de cualquier componente del precio, el importe y obligación, en su caso, de contratar servicios adicionales, y la identificación inequívoca de los términos y períodos temporales sobre lo que se aplican los descuentos ofertados.”

Establecer un contenido mínimo de la factura (tal y como se ha descrito anteriormente)

En el caso de que se apreciase una dificultad creciente para el consumidor de llevar a cabo una comparación entre las ofertas disponibles, cabría obligar a los comercializadores a ofrecer un servicio básico (sólo de gas o electricidad), sin incluir servicios adicionales. Esta medida, que no implica la regulación del nivel de precio del servicio básico, pretende garantizar la disponibilidad y comparabilidad de ofertas para los consumidores, especialmente para los que tienen derecho a TUR, si en un futuro se planteara la eliminación de esta

tarifa.39

Ante la introducción de este tipo de medida debería en todo caso

realizarse un análisis de la variedad de ofertas y comercializadores para distintos tipos de consumidores domésticos a través del comparador de precios de la CNE.

El proceso de sustitución de los equipos de medida debería ser paralelo a la integración de los equipos sustituidos en los correspondientes sistemas de telemedida y telegestión. Se propone adelantar el plazo de la total instalación de estos equipos al 31 de diciembre de 2017. Por otra parte, una vez instalado el nuevo equipo de medida con telemedida y telegestión, e independientemente del momento que se active la función de control de potencia, no debería poder facturar ninguna cantidad en concepto de alquiler del elemento de control de potencia. Tampoco se debería poder aplicar la penalización en la facturación del término de potencia que se establece en la

39 Según una consulta directa a los miembros del grupo de trabajo europeo Retailing Market

Competition WG, este tipo de medida intermedia (que es una intervención regulatoria sobre la modalidad de contrato, no sobre el precio) no es habitual en los países de la Unión Europea, aún cuando parece que en Holanda se está estudiando la introducción de una obligación de ofertar un contrato estándar y OFGEM en Reino Unido ha lanzado la propuesta de obligar todos los comercializadores a realizar una oferta estándar consistente de un componente fijo (que sería establecido por OFGEM) y un componente variable (que las empresas podrían fijar libremente).

31

Disposición Adicional Primera de la Orden ITC 1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2008.

Para mejorar la gestión de la demanda, se deberá establecer desde la regulación la información que los distribuidores deben poner a disposición de los comercializadores que comercialicen a consumidores en baja tensión, en los casos en que exista equipo con telemedida, o cuando éste no exista.

3.2. Actuaciones de la CNE para fomentar la transparencia y la participación activa de los consumidores (domésticos) en el mercado

Adicionalmente a las medidas regulatorias propuestas, en el marco de la regulación existente, la CNE puede promover una mayor participación de los consumidores a través de actuaciones como las siguientes:

Mantener y difundir el Comparador de ofertas de gas y electricidad de la CNE a organizaciones de consumidores y Comunidades Autónomas, introduciendo, en su caso, mejoras para aumentar su utilización por parte de los consumidores.

Promover la realización de procesos de switching colectivo. Se trata de procesos en los cuales grupos de consumidores domésticos eligen un representante (típicamente una organización de consumidores) que se encarga de buscar/negociar ofertas en el mercado libre. Una vez seleccionada la mejor oferta (dicha selección puede incluso tomar la forma de una subasta), cada consumidor es libre de decidir si aceptarla o no. Experiencias de este tipo se han observado en Holanda40, Bélgica y Alemania y se están planteando en Reino Unido.

II.2. MEJORAS DE SUPERVISIÓN Y COMPETENCIA

1. Medidas para facilitar la supervisión del mercado minorista por la CNE

1.1. Atribuir de forma expresa a la CNE la función de supervisión de separación de actividades y, en particular, la separación funcional

Tipo de actuación: modificación de ley.

A efectos de garantizar una capacidad efectiva de supervisar la separación de actividades prevista por la normativa vigente, se considera necesario atribuir a la CNE la facultad de dictar instrucciones relacionadas con el contenido de los códigos de conducta y disponer de la información sobre contratos intragrupo entre sociedades del mismo grupo empresarial para realizar un examen que impida posibles subsidios cruzados.

40

En 2011, en Holanda, la organización Met de Stroom Mee registró el interés de unos 10.000 consumidores domésticos para negociar ofertas de gas y electricidad. Una vez identificada la mejor oferta, la envió a los consumidores y unos 6.600 decidieron finalmente suscribirla (se estima que el ahorro medio obtenido fue en el entorno de 300 euros per año).

32

1.2. Reforzar la capacidad de supervisión de la CNE sobre los precios finales aplicados en los mercados minoristas de gas y electricidad

Tipo de actuación: modificación con rango de Ley.

Se considera que en un contexto de eliminación de precios minoristas regulados la capacidad de supervisión efectiva del mercado minorista por parte de la CNE debe reforzarse.

En este sentido, y en línea con otras experiencias europeas, se considera que la CNE debe tener una mayor capacidad efectiva de supervisión del mercado minorista y, en particular, sobre los contratos ex ante. Esta supervisión de los contratos ex ante, supone una supervisión de las ofertas realizadas por los comercializadores al objeto de detectar posibles ofertas abusivas (precios excesivos) en el mercado.

A modo ilustrativo, el regulador danés41 tiene establecido un esquema de supervisión basado en el análisis de márgenes máximos, al objeto de evitar márgenes excesivos sobre precios mayoristas. Bajo este esquema, el regulador establece un margen máximo sobre precios mayoristas para un segmento minorista con menor presión competitiva. El margen máximo tiene en cuenta segmentos del mercado minorista con mayor competencia, de forma que la oferta refleja tanto el nivel de los precios mayoristas como un indicador de margen máximo en segmentos del mercado minorista con mayor nivel de competencia. Asimismo, en el caso del regulador holandés42 (Energiekamer) si bien las ofertas no están reguladas, existe un mecanismo de supervisión de las ofertas individuales realizadas por los comercializadores. De hecho el regulador holandés tiene potestad para imponer reducciones de precios ofertados por los comercializadores libres en el caso de que estos se consideren excesivamente elevados.

Por tanto, se considera que la CNE debe disponer de capacidad efectiva de supervisión del mercado minorista, que permita una supervisión ex ante de las ofertas comerciales, y que la CNE, en línea con otras experiencias europeas, disponga de un mecanismo que permita, en casos de ofertas excesivas, solicitar información adicional al comercializador y, en su caso, establecer un límite a dichas ofertas que se considere tengan un margen excesivo sobre precios mayoristas.

Si bien este esquema es válido tanto para las ofertas de electricidad y gas natural, debe señalarse que el desarrollo del mercado mayorista de gas natural es un elemento que también debería contribuir a una mejor capacidad de supervisión de las ofertas de gas natural en el mercado minorista.

Complementariamente a lo anterior, se propone que se habilite la CNE para tener acceso directo a la información que los agentes remiten actualmente al MINETUR sobre precios aplicables a consumidores finales de electricidad y gas, de acuerdo con lo establecido, respectivamente por la Orden ITC/606/2011 y por la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 15 de diciembre. Esta información, que se emplea, de forma agregada a nivel nacional, para transmitirla a EUROSTAT, puede aportar una forma de contraste útil con los datos de precios que se reciben desde los agentes bajo las Circulares de gas y electricidad minoristas. En este sentido, se considera conveniente que la CNE pueda conocer los contratos de

41

Véase “2010 National Report to the European Commission. Denmark”, ERGEG.

42 Véase “2010 National Report of EnergieMaker to the European Commission” ERGEG.

33

suministro de los comercializadores, en especial contratos bilaterales, con empresas del mismo grupo industrial. Esta información permitiría asimismo a la CNE analizar y supervisar la relación entre la evolución de precios minoristas y precios mayoristas de contratos a plazo (por ejemplo, con vencimientos anuales). Este tipo de análisis permitiría dar mayor transparencia43 sobre la evolución de precios minoristas.

1.3. Ampliar las competencias de la CNE para mejorar la supervisión de la CNE y de posibilidad de dar instrucciones a OCSUM y sobre los procedimientos de cambio de suministrador

Tipo de actuación: modificación de ley y del Real Decreto 1011/2009.

Como consideración de fondo de la regulación actual de OCSUM, se consideraría más adecuado que OCSUM se configurara como una entidad independiente de las empresas comercializadoras y distribuidoras a las que debe supervisar, en lugar de estar constituida como una sociedad mercantil participada por estos agentes.

En este contexto, a efectos de garantizar una mayor independencia de OCSUM y una supervisión más proactiva de la CNE se han propuesto los siguientes cambios en la regulación vigente:

Atribuir a la CNE la capacidad de dictar instrucciones a OCSUM, encaminadas a orientar a priori el correcto desempeño de las actividades de este organismo, como modificación a introducir en la LSE y en la LSH. Si no se permitiese esta ampliación de competencias de la CNE, se propone que, por lo menos, antes del 30 de octubre de cada año, OCSUM presente para su aprobación a la Comisión Nacional de Energía, un plan de trabajo que incluya las actividades previstas para el año siguiente en cumplimiento de las funciones.

Mejorar la representatividad y transparencia del Consejo de Administración de OCSUM, a través de una modificación de los criterios de nombramiento de los consejeros en representación de los socios minoritarios, contemplados en artículo 8 del Real Decreto 1011/2009, para garantizar la presencia en dicho consejo de comercializadores y distribuidores independientes.

Garantizar el acceso directo incondicionado desde la CNE a todos los datos que OCSUM solicite a distribuidores y comercializadores en referencia a los cambios de suministrador, según lo indicado por el artículo 3 del Real Decreto 1011/2009. A este respecto, se propone también que la CNE pueda acceder directamente al Sistema de Información de Puntos de Suministro de los distribuidores, de gas y electricidad, cuya regulación se modificó por el Real Decreto 1011/2009. Esta información puede ser útil para contrastar la que la

43

A modo ilustrativo cabe mencionar los informes públicos elaborados por Ofgem sobre la evolución de la liquidez de los mercados mayoristas y su influencia sobre el desarrollo de la competencia en el segmento minorista, véase, “GB wholesale electricity market liquidity: summer 2011 assessment”, junio 2011), así como los informes de seguimiento de la relación entre precios mayoristas a plazo y precios minoristas de electricidad (ver “Electricity and gas supply market report”, diciembre 2011, Ofgem. En este mismo sentido, de supervisión de la evolución de precios mayoristas y precios minoristas, al objeto de estimar el comportamiento de los márgenes, en segmentos del mercado minorista con menor presión competitiva cabe destacar las citadas experiencias del regulador danés y del regulador holandés, véase los correspondientes “National Report to the European Commission” disponibles en el sitio web de ERGEG.

34

CNE recibe a través de circulares y otras fuentes en el contexto de expedientes informativos y sancionadores.

Incorporar la obligación de remitir a la CNE informes con periodicidad anual, acerca de las posibles incidencias detectadas a nivel de cada empresa y de los mercados de gas y electricidad, con el fin de garantizar la realización efectiva por parte de OCSUM de la función de verificación del consentimiento del consumidor en los procesos de cambio de suministrador (artículo 3, función q, del Real Decreto 1011/2009).

2. Medidas para mejorar la competencia

2.1. Obligación de no crear confusión de marca entre las empresas distribuidoras y comercializadoras de un grupo integrado verticalmente

Tipo de actuación: Ley.

El derecho a la información clara de la marca, según se establece en la Directiva 2009/73/CE y en la Directiva 2009/72/CE, que obliga a los gestores de red de distribución integrados verticalmente, a no crear confusión respecto a la información y a la presentación de la marca.

Cabe señalar que a día de hoy la mayoría de las empresas españolas de gas y electricidad integradas verticalmente todavía no se han adaptado a este requisito, y mantienen un nombre e imagen de marca básicamente iguales, que puede inducir a confusión a los consumidores (éstos pueden no ser capaces de distinguir si un escrito o información ha sido enviado por una sociedad distribuidora o comercializadora).

La diferenciación de marca entre el distribuidor y el comercializador puede contribuir a clarificar responsabilidades en el tratamiento de las altas a los consumidores Adicionalmente, a efectos de no confundir a los consumidores en relación con la empresa con la que contactan, se considera oportuno establecer la obligación de que los suministradores de último recurso tengan un medio de contacto (teléfono, e-mail, pestaña dentro de la web corporativa) diferenciado del resto de compañías comercializadoras del mismo grupo empresarial.

2.2. Realizar la transposición del Tercer Paquete en relación con la asignación a la CNE de la función de realizar, en su caso, propuesta de programas de cesión de energía, incluidas las subastas de capacidad virtual

Tipo de actuación: rango de Ley.

La Directiva 2009/72/CE (Directiva 2009/73/CE) establece en su artículo 37 (artículo 41) las obligaciones y competencias de la autoridad reguladora. En este sentido, entre las obligaciones se encuentra “controlar el grado y la efectividad de apertura del mercado y de competencia, tanto en el mercado mayorista como minorista, incluidos los intercambios de electricidad, los precios domésticos,…”. La Directiva dota asimismo a la autoridad reguladora de las competencias necesarias para llevar a cabo sus funciones. En este sentido el art. 37.4.b (art.41.4.b) establece entre dichas funciones “efectuar investigaciones sobre el funcionamiento de los mercados eléctricos, y decidir e imponer cualquier medida necesaria y proporcionada para

35

promover la competencia efectiva y asegurar el adecuado funcionamiento del mercado”. Cabe señalar que el considerando 37 de la Directiva 2009/72/CE establece que “los reguladores de la energía deben estar facultados para aprobar decisiones que vincules a las empresas eléctricas (…). Debe estarlo asimismo para decidir, independientemente de la aplicación de las normas de competencia, medidas oportunas para garantizar beneficios para el cliente mediante el fomento de la competencia efectiva necesaria para el adecuado funcionamiento del mercado interior de la electricidad. Las centrales eléctricas virtuales (…), son una de las posibles medidas para fomentar una competencia eficaz y garantizar el correcto funcionamiento del mercado.” En un sentido similar se expresa el considerando 33 de la Directiva 2009/73/CE en el caso de los programas de cesión de gas. Finalmente, debe señalarse que la nota interpretativa44 de la Comisión Europea, indica explícitamente, en lo que se refiere a los poderes de investigación de las autoridades reguladoras, y en particular en lo relacionado con las medidas necesarias para promover la competencia efectiva que “las centrales eléctricas virtuales o los programas de cesión de gas son una de las posibles medidas que pueden utilizar los reguladores para fomentar una competencia eficaz y garantizar el correcto funcionamiento del mercado”. Por tanto, teniendo en cuenta lo establecido en las Directivas y refrendado en las notas interpretativas de la Comisión, se propone que se realice la transposición de la Directiva, asignando a la CNE la capacidad de realizar propuesta de subastas virtuales de capacidad así como del diseño del producto subyacente, así como de programas de cesión de gas. En el caso del desarrollo y funcionamiento de los mercados de energía eléctrica cabe recordar la importancia de la relación entre el término coste de la energía en las ofertas comerciales del mercado minorista y la evolución de los precios mayoristas, así como el nivel de competencia, liquidez y profundidad de los mercados mayoristas, especialmente en el caso del mercado mayorista a plazo. El desarrollo de la competencia en la comercialización de electricidad, especialmente en el segmento de mercado de alta tensión45, está estrechamente relacionado con la capacidad de los nuevos entrantes de contratar energía a plazo en condiciones simétricas con respecto a las empresas incumbentes, verticalmente integradas. A este desarrollo está contribuyendo el importante aumento de los volúmenes de contratos derivados de electricidad que, desde 2007, se están negociando en los mercados a plazo OTC. En este sentido si bien el volumen de negociación total en el mercado OTC ha aumentado, el elemento de mayor relevancia para comercializadores no integrados, o para los propios consumidores industriales, es la liquidez y profundidad del mercado a plazo en el segmento de contratos anuales con vencimiento al año siguiente y años posteriores.

44 Véase “Interpretative note on Directive 2009/72/EC concerning common rules for the internal

market in electricity and Directive 2009/73/EC concerning common rules for the internal market in natural gas” sobre las autoridades reguladoras.

45 En el segmento de mercado de baja tensión la problemática tiende a ser más compleja,

existiendo más obstáculos, de carácter regulatorio y estructural, al desarrollo pleno de la competencia.

36

En el ámbito de la consulta pública de la CNE, se ha puesto de manifiesto por los agentes entrantes la importancia de disponer de mercados a plazo suficientemente líquidos y que, en caso de realizar un nuevo programa de subastas de capacidad virtuales, éste debería estar especialmente orientado a la oferta de productos de largo plazo.

En relación con los mercados a plazo, el análisis detallado de la liquidez por tipología de contratos (especialmente en función de su horizonte de vencimiento), y el análisis de los índices de concentración globales del mercado OTC y, en particular, de los contratos con mayores vencimientos, son dos elementos relevantes46 para analizar la existencia de posibles barreras para el desarrollo de coberturas directas por parte de los consumidores (de alta tensión) y/o para facilitar el desarrollo de nuevos agentes (con y sin activos propios de generación) que deseen desarrollar actividades de comercialización. Por ello, y tomando en consideración las potestades que la citada Directiva atribuye a las autoridades reguladoras nacionales, se propone realizar la transposición de la Directiva en relación con la asignación a la CNE de la función de posibilidad de propuesta de las subastas de capacidad virtual y del diseño del producto subyacente. Por simetría con el caso eléctrico, dado que la Directiva 2009/73/CE se expresa en términos similares a la Directiva 2009/72/CE, y dado el menor desarrollo del mercado mayorista de gas natural en España, se considera que debe asimismo, realizarse la transposición de la Directiva 2009/73/CE en relación a la capacidad de propuesta de la CNE de programas de cesión de gas.

46 En este mismo sentido cabe destacar la iniciativa del regulador británico Ofgem en relación

al papel de la liquidez del mercado mayorista a plazo como elemento con influencia sobre el nivel de competencia en el mercado minorista (véase “GB wholesale electricity market liquidity: summer 2011 assessment”, junio 2011, Ofgem; “Electricity and gas supply market report”, diciembre 2011 (y anteriores), Ofgem).

Página 1 de 23

VOTO PARTICULAR QUE EMITE EL PRESIDENTE DE LA COMISIÓN

NACIONAL DE ENERGÍA, D. ALBERTO LAFUENTE FÉLEZ,

JUSTIFICANDO SU ABSTENCIÓN EN LA VOTACIÓN DEL

INFORME SOBRE EL SECTOR ENERGÉTICO ESPAÑOL, APROBADO

POR EL CONSEJO DE LA CNE (SESIÓN DE 7 DE MARZO DE 2012)

Este voto particular responde al propósito de mostrar las limitaciones que, a juicio de

quien lo suscribe, presenta el Informe sobre el Sector Energético Español (en adelante,

Informe). Con carácter general, el voto particular no supone el cuestionamiento de

todas las medidas de reforma regulatoria contempladas en el Informe. Es más, cabe

registrar su acuerdo respecto de muchas de ellas, en particular, las que se refieren a

algunas revisiones de los costes regulados. Sin embargo, el Informe propone un

conjunto de soluciones que, por sí mismas, no bastarán para resolver el problema del

déficit tarifario eléctrico, remitiendo una parte significativa de su solución a la

financiación de determinados costes por parte de los Presupuestos Generales del

Estado. No parece que en estos momentos ello se ajuste a las actuales dificultades

presupuestarias. Por otra parte, el Informe debería haber hecho más hincapié en los

problemas de competitividad asociados a los precios finales de la energía. Finalmente,

el Informe no propone un reparto equitativo de las cargas asociadas al déficit tarifario,

lo que dificultará la adopción de las medidas propuestas. Así, si los Presupuestos

Generales del Estado no pudieran atender el déficit tarifario no cubierto por las

medidas propuestas en el Informe, el incremento de peajes necesario para alcanzar

el equilibrio entre ingresos y costes en el año 2012 sería aproximadamente del

30,7%, lo que no parece aceptable.

Como es sabido, la apertura de los sectores energéticos a las reglas de la competencia

se inició, en España, en los años 80 en el sector del petróleo. Posteriormente, las

primeras Directivas de liberalización de la electricidad y del gas vieron la luz a

mediados de los años 90. Las técnicas de liberalización en los tres sectores han sido

relativamente similares: apertura a la competencia de los mercados mayoristas y

minoristas y acceso de terceros regulado o negociado a los activos que constituyen

monopolios naturales o activos esenciales. La complejidad técnica de estos sectores y

el carácter esencial de los servicios proporcionados por los mismos han dado lugar, sin

embargo, a una cierta yuxtaposición de los modelos de regulación previos a la

liberalización con las nuevas reglas de competencia, de suerte que el modelo vigente

Página 2 de 23

suma los problemas derivados de la intervención pública de los mercados a unos

niveles insuficientes de competencia efectiva. A lo anterior hay que añadir el impacto

de las restricciones medioambientales y las garantías de suministro. Desde el inicio de

la liberalización, las primeras han adquirido un peso determinante en la configuración

de la regulación energética. Todo ello ha dado lugar a una regulación extremadamente

compleja y no siempre consistente con los objetivos previstos al inicio de los procesos

de liberalización.

Conviene recordar que el propósito principal de los procesos de liberalización era la

consecución de mayores niveles de eficiencia, a través de los incentivos de mercado.

La competencia asegura que al menos una parte de las ganancias de eficiencia se

trasladen, a través de los precios finales, a los consumidores.

La elaboración del Informe constituía una magnífica oportunidad para proceder a una

revisión profunda tanto de los mecanismos regulatorios, como de los obstáculos que

limitan la competencia efectiva en los mercados mayoristas y, especialmente,

minoristas. Además, es indudable que debería existir una cierta convergencia

regulatoria de los tres sectores energéticos básicos, es decir, la electricidad, el gas y el

petróleo. Con independencia de sus peculiaridades, se trata de mercados donde hay

agentes y consumidores comunes, y una sustitución imperfecta a largo plazo de los

productos y servicios. La omisión en el Informe de análisis relativos al sector de los

hidrocarburos líquidos, que representa el 47% del mix de energías primarias (incluida

la energía renovable) de nuestro país, carece de justificación.

Este voto, que se apoya en un compendio de los trabajos técnicos realizados para la

elaboración del Informe, pretende hacer unos apuntes sobre la eficiencia, seguridad de

suministro e impacto medioambiental del sector energético español, al tiempo que

recoge algunas consideraciones respecto de las reformas propuestas.

Competitividad

El coste final del input energético de un país condiciona notablemente la

competitividad externa de su economía, a la vez que constituye una porción no

despreciable de los presupuestos familiares. Las evidencias empíricas disponibles

muestran, a través de los cuadros iniciales adjuntos en el Anexo a esta nota, que, en el

caso de la electricidad, los precios finales antes de impuestos que debe pagar el

consumidor doméstico se sitúan, según Eurostat, en niveles sólo inferiores a los de

Página 3 de 23

Malta y Chipre. Si añadimos a los precios finales publicados por Eurostat el desajuste

temporal originado por el déficit tarifario anual, que no es sino un sobreprecio

diferido en el tiempo (a través de las anualidades que se incluyen en los peajes de

acceso), resultante de la no traslación a peajes eléctricos de los costes reconocidos,

entonces los precios españoles sin impuestos se situarían en el lugar más desventajoso

para el consumidor doméstico de los sistemas eléctricos de la Unión Europea. En el

ámbito empresarial, las posiciones y el ranking de competitividad eléctrica ocupan

niveles intermedios, más ventajosos, para los grandes consumidores industriales de

electricidad que para los consumidores industriales. Lo más preocupante, sin embargo,

es que la evolución registrada en los últimos años refleja un deterioro permanente

de los indicadores de competitividad, medidos en términos de precios antes de

impuestos de la electricidad. Las proyecciones a largo plazo del déficit tarifario invitan

a concluir que la electricidad va a ser un lastre considerable de la competitividad de la

empresa española, siempre que los ajustes necesarios para eliminar el déficit se

trasladen a precios.

En particular, según las medidas propuestas en el Informe, a la gran industria se le

exigiría un esfuerzo significativo en términos de incremento de los peajes. La reducción

propuesta del descuento por interrumpibilidad se traduciría en un incremento

inmediato en sus precios finales en torno al 8,9% anual.

En el caso del petróleo, las evidencias existentes apuntan a que los precios finales

antes de impuestos en España se sitúan sistemáticamente por encima de la media

europea. Es más, si se proyectara a la actualidad la aplicación del régimen de precios

máximos sobre gasolinas y gasóleos vigente hasta 1997, comprobaríamos cómo los

precios actuales están por encima de aquellos precios máximos. Recuérdese que la

decisión de liberalización completa de los precios se adoptó en aquella fecha bajo la

creencia de que podría haber suficiente competencia efectiva en los mercados finales

de productos petrolíferos. Conviene señalar, sin embargo, que en algunos segmentos

del mercado de producto final (básicamente fuelóleos y gasóleo C), los precios antes

de impuestos se sitúan, respectivamente, en niveles medios y bajos, en relación a la

Unión Europea, como apunta el cuadro 5 del Anexo, lo cual invitaba a hacer un análisis

sobre la estructura y el nivel de competencia en estos mercados.

El caso del gas natural es algo distinto. Dada la naturaleza de los mercados mayoristas

en España, no es fácil analizar la formación de precios en los mercados minoristas, y

por tanto la realización de comparaciones internacionales robustas sobre precios. en.

Esta es una de las razones por las que urge, entre otras reformas, la creación de

Página 4 de 23

mercados estructurados del gas natural. De esta manera, los precios serían más

transparentes y su análisis posible.

Seguridad de suministro

La existencia de excesos de capacidad en el sector energético suele plantear

problemas de competitividad y de suficiencia financiera. Este es el caso, ciertamente,

de las infraestructuras de los sistemas eléctricos y gasistas, pero también lo es de la

generación de electricidad, sujeta a un régimen liberalizado. A este respecto, cabe

resaltar que el índice de cobertura, que mide el exceso de capacidad de la generación

de electricidad se sitúa en niveles muy superiores a los requeridos por la prudencia

regulatoria, según muestra el cuadro 6. Este epígrafe ofrece un conjunto de evidencias

selectivas de la situación actual.

Uno de los tres vectores que permiten valorar los sistemas energéticos nacionales es,

efectivamente, la seguridad de suministro. España mantiene un nivel de dependencia

energética muy elevado y, en consecuencia, esta valoración es determinante en

nuestro país. Como cualquier otro bien público, la seguridad de suministro debe ser

enjuiciada desde la perspectiva de los niveles razonables que debe alcanzar y también

desde el punto de vista de los costes incurridos.

Con carácter general, la seguridad de suministro para el cliente final se apoya en la

existencia de unas infraestructuras de transporte y distribución de electricidad, gas y

petróleo suficientes. Al mismo tiempo, hay que considerar que por tratarse de

monopolios naturales, la regulación económica de estas actividades generalmente se

hace a través de fórmulas de reconocimiento de costes, lo que tiene implicaciones

económicas notables pues tales costes se trasladan a los precios finales. Dada la

naturaleza esencial de los servicios energéticos, es habitual que la inversión en

infraestructuras de transporte, distribución y almacenamiento sea objeto de una

planificación vinculante para los operadores.

En los últimos años, el ritmo inversor en este tipo de activos ha sido considerable,

poco ajustado a la evolución reciente y prevista de la demanda. Todo ello ha dado

lugar a excesos de capacidad muy notables. Los cuadros 6, 7, 8, 9, 10 y 11 del Anexo

evidencian de manera clara el alcance de tales excesos de capacidad, que no se

absorberán en el medio plazo si se cumplen las previsiones más razonables de

Página 5 de 23

evolución de la demanda. Naturalmente, el coste de esos excesos de capacidad se

traslada, vía regulación, a los precios finales.

Mención especial merece el modelo regulatorio de reconocimiento de costes en

electricidad y gas natural. Es sabido, y ampliamente estudiado en la literatura

académica y profesional, que este modelo propicia sobreinversiones por parte de los

operadores de redes. La razón es que, en gran medida, el beneficio viene determinado

por el volumen de inversión, cualquiera que vaya a ser el grado de utilización de las

infraestructuras. Además, debe apreciarse que la retribución de las infraestructuras de

transporte y distribución, eléctricas y gasistas, en nuestro país ha sido excesivamente

generosa, al retribuir el activo bruto y no el neto, al fijar primas de riesgo nada acordes

con el riesgo específico de estas actividades, y a la aplicación de procedimientos de

actualización no acordes, probablemente, con las ganancias de eficiencia. El Informe

no considera de manera suficiente la corrección de las sobrerremuneraciones de este

tipo de inversiones.

Por todo lo anterior, el Informe acierta cuando plantea la conveniencia de revisar las

inversiones previstas en transporte y distribución y la retribución de las actividades,

aunque probablemente se debería haber ido más allá planteando una revisión a fondo

del modelo regulatorio, de los procesos de planificación y, en general, de las

metodologías para la fijación de la retribución de actividades reguladas y su asignación

para determinar los peajes.

Impacto medioambiental

La restricción medioambiental ha adquirido un peso creciente en las decisiones de

política y regulación energética. Nuestro país ha hecho un esfuerzo considerable para

dotarse de un stock de generación eléctrica a través de energías renovables, a la vez

que se han dado pasos importantes en, por ejemplo, el uso de biocarburantes.

Naturalmente, ello no ha sido gratuito. Como muestra el cuadro 12, España es uno de

los países de la Unión Europea con una mayor penetración de las energías

renovables en la cobertura de la demanda eléctrica. Además, es el país que ha

prestado mayor apoyo financiero a dichas energías, tanto en términos unitarios

(euros/MWh) como en términos del monto total desembolsado. La propia

ralentización de la demanda final ha dificultado y dificultará la absorción del coste de

la producción mediante energías renovables durante bastantes años.

El Gobierno ha aprobado recientemente el Real Decreto-Ley 1/2012, que contempla

una moratoria para las nuevas instalaciones de energías renovables. Lo señalado

Página 6 de 23

anteriormente invita a hacer una valoración positiva del Decreto-Ley, puesto que las

primas a las renovables tienen un peso muy significativo en los peajes facturados a los

consumidores. Sin embargo, ello no librará al consumidor final de hacer frente, vía

precios, al crecimiento experimentado por las energías renovables en nuestro país en

estos últimos años y en el medio plazo (por las instalaciones incluidas en el registro de

preasignación). Ello, sin duda, es una de las razones del actual y futuro déficit tarifario.

Conviene añadir, además, que una parte de la inversión realizada se ha concentrado en

tecnologías inmaduras que generarán en el futuro sobrecostes notables para los

consumidores.

Ciertamente, no cabe demonizar a las energías renovables. Nadie duda de que, más

allá de los compromisos internacionales contraídos por nuestro país, las energías

renovables constituirán en el futuro una parte imprescindible del mix de energías

primarias. Sucede, sin embargo, que su ritmo de implantación en España no debería

ser ajeno a la evolución a medio plazo de la demanda, a la recuperación de niveles

razonables de competitividad de los precios finales de la energía, y a la absorción del

déficit tarifario eléctrico.

Sostenibilidad a largo plazo de la regulación eléctrica y gasista

El Informe contempla una senda de la evolución del déficit tarifario a medio plazo

(2012-2016), de suerte que, aparentemente, el déficit tarifario originado en cada

ejercicio tendería a desaparecer, a mediados de este decenio. A mi juicio, el análisis

debería ser realizado en un contexto de más largo plazo, puesto que éste es el

horizonte habitualmente empleado para examinar los efectos de la planificación

energética y de la propia regulación. En efecto, si se cumplieran las previsiones

contenidas en el Informe, el problema no sería tan grave, pero se olvida que la

financiación diferida del déficit tarifario acumulado hasta la fecha y próximo

repercutirá en los peajes eléctricos durante bastantes años, lo que convendrá tener

presente cuando se diseñen nuevas acciones de política energética para un horizonte a

largo plazo.

Conviene señalar a este respecto que existe una cierta confusión social entre

financiación y gasto asociado al déficit tarifario del sistema eléctrico. Es cierto que las

compañías eléctricas financian en la actualidad el 24% del déficit tarifario incurrido

hasta la fecha, pero lo es igualmente que la traslación a los precios finales neutraliza el

efecto del déficit sobre las cuentas de resultados de las compañías. Es decir, el sector

eléctrico financia (esto es, se endeuda temporalmente mientras financia en primera

instancia el déficit del sistema hasta que lo cede a FADE), pero quien paga todos los

Página 7 de 23

costes, también los gastos financieros de la deuda financiada temporalmente por las

empresas eléctricas, es el consumidor final.

El Informe contempla un conjunto de medidas orientadas a reducir y finalmente

controlar el déficit tarifario eléctrico. En términos generales, las medidas afectan a los

costes sujetos a regulación, lo que incluye las primas asignadas a las energías

renovables. A mi juicio, es determinante para una adopción correcta de decisiones de

reforma que los esfuerzos de los diferentes agentes y consumidores sean equitativos,

lo que no quiere decir necesariamente iguales, dadas las diferencias de las situaciones

de partida y los efectos de la regulación que haya sido aplicada en cada caso.

A juicio de quien suscribe este voto, las reformas contempladas en el texto principal

del Informe son notoriamente insuficientes. Su adopción no ofrecería una solución

razonable al problema del déficit tarifario a medio plazo. Por otra parte, la evolución

del mismo déficit tarifario es sensible a las hipótesis del escenario básico,

especialmente en lo que se refiere al crecimiento de la demanda final. No parece

ajustado a la realidad que una parte significativa de los costes del sistema, por

ejemplo, la compensación extrapeninsular, vaya a ser financiada mediante la traslación

a los presupuestos públicos de costes alojados hoy en los peajes de acceso eléctricos,

lo que, sin contrapartida de ingresos, tendría un impacto notable sobre el déficit

público. El Informe no ofrece una solución suficiente desde la regulación ni cierra el

problema del déficit tarifario, por lo que podría entenderse que, de nuevo, una porción

significativa de los esfuerzos necesarios deberá ser asumida por los consumidores

finales de energía. De hecho, el impacto inmediato de las reformas propuestas,

eliminados los traslados de componentes de los peajes al componente de energía de

los precios finales, apenas alcanza los 1600 millones de euros en 2012, cifra que hay

que poner en relación con los cerca de 4800 millones de euros que alcanzará el

déficit tarifario en 2012, por encima del límite legal permitido (1.500 M€) para dicho

ejercicio, si no se aplicara ninguna medida regulatoria, no se incrementaran los peajes

de acceso y se financiara la compensación extrapeninsular por el sistema eléctrico. Es

cierto que la adopción de un esquema de primas crecientes en el tiempo de la energía

termosolar puede incrementar de forma significativa el impacto inmediato, como

propone el Informe, pero supone trasladar al futuro déficits tarifarios, lo que por cierto

invita de nuevo a examinar la solución del problema con un horizonte temporal

amplio.

El cuadro 15 del Anexo muestra el impacto en los peajes y en el déficit anual en el caso

de aplicar todas las medidas propuestas en el Informe, considerando además el pago

Página 8 de 23

de la compensación extrapeninsular con cargo a los peajes de acceso. Si fuera preciso

alcanzar de manera inmediata el equilibrio del déficit tarifario originado, entonces

habría que aumentar los peajes, en el ejercicio 2012, un 30,7%. Si, por el contrario, se

aceptara una nueva senda de déficits tarifarios originados, pongamos hasta el año

2015, entonces serían precisos incrementos de los peajes del orden de un 4,9% anual

en términos nominales. Sin embargo, los desajustes temporales entre ingresos y costes

hasta esa fecha alcanzarían acumuladamente la cifra de 5.301 millones de euros, que

sería preciso absorber con cargo a esfuerzos no contemplados explícitamente en el

Informe, es decir, alojando en los Presupuestos Generales del Estado partidas situadas

hoy en los peajes, o a través de la adopción de las medidas fiscales contempladas en el

Anexo 7 del Informe. De nuevo, cabe recordar que la absorción definitiva del déficit

tarifario irá, en todo caso, mucho más allá de 2016, como consecuencia del pago de

anualidades correspondientes a su financiación.

Conviene prestar atención a la propuesta de corrección de déficit tarifario eléctrico

contenida en el Informe y que está contemplada en el cuadro 16 del Anexo. La

segunda columna, muestra el peso de la minoración de ingresos sobre los ingresos

percibidos en la actualidad por diferentes agentes. Obsérvese que, en términos

generales, el impacto tiende a situarse por debajo del 5%., excepto el sufrido por los

consumidores industriales que se situaría cerca del 9%. La generación de electricidad

en régimen ordinario contribuiría a la solución del déficit eléctrico si se adoptara la

medida de la modulación de los pagos por capacidad, lo que en términos previstos en

el Informe no supondría más de un 2,9% del importe neto de la cifra de negocios de los

principales grupos de generación eléctrica ordinaria en 2010.

El Anexo 7 de la parte I del Informe sobre el Sector Energético Español da cuenta del

debate que sobre la fiscalidad energética se está produciendo en los países europeos

centrales. A juicio de quien suscribe este voto, la fiscalidad no es una opción para

resolver el problema del déficit tarifario eléctrico, es una necesidad para que no se

trasladen adicionalmente al consumidor final ni los déficits temporales, ni el coste

derivado de su financiación, por lo que debería formar parte del texto principal del

Informe. Corresponderá al Gobierno adoptar las medidas fiscales oportunas, eligiendo

entre el abanico de las opciones dibujadas en el Anexo 7 del Informe. Conviene

señalar, a este respecto, que la concreción de las fórmulas fiscales que se pudieran

adoptar no deberían trasladar a los precios finales de la energía los costes de las

mismas. Ello es posible, ciertamente, en los sectores energéticos a través de la

adopción de determinados impuestos, evitando en el caso particular del sector

eléctrico que dicho coste se traslade al precio mayorista, con un diseño que procure la

Página 9 de 23

menor distorsión posible en la asignación de recursos y con un impacto limitado en el

tiempo y por un importe total determinado a priori.

De acuerdo con el criterio de quien suscribe, el Informe no presta una atención

explícita a la valoración de las líneas de reforma previstas o anticipadas por los

analistas de los mercados de capitales. Ello, a mi juicio, es un error, por cuanto, en

estos momentos, no conviene separarse demasiado de las expectativas y exigencias de

los mercados. En los últimos meses, los informes de los analistas han abundado en la

necesidad de resolver el problema del déficit tarifario, anticipando determinadas

reformas y decisiones empresariales, no muy alejadas de las soluciones fiscales

referidas anteriormente. Las previsiones de los analistas sobre las reformas

regulatorias futuras, en alguna medida, están descontadas ya en los niveles actuales de

las cotizaciones bursátiles, lo que contribuiría a acotar las soluciones regulatorias

fiscales del problema del déficit tarifario eléctrico.

El déficit tarifario gasista presenta, en la actualidad, una gravedad menor, si bien es

cierto que en términos relativos supone ya una proporción significativa del total de los

ingresos del sistema gasista. Por ello, las reformas no presentan el mismo calado que

las necesarias en el sector eléctrico. Sin embargo, no convendría que la regulación

económica de determinadas actividades de ese sector se hiciera con criterios distintos

a los propuestos para la reforma de la regulación eléctrica, simplemente por razones

de simetría en la regulación de las actividades de transporte y distribución y, también,

por razones de equidad.

Proceso de reforma

La articulación jurídica de las reformas necesarias para retornar a la senda de la

sostenibilidad financiera del sector eléctrico y gasista y para mejorar el funcionamiento

de los mecanismos competitivos del sector energético español es de una complejidad

considerable. Además, la regulación de estos sectores condiciona de manera muy

apreciable la competitividad de la economía española. Por otra parte, concurren

circunstancias tales como la no retroactividad, el carácter hundido de algunas

decisiones, el hecho de que una buena parte del sector cotice en el mercado de

valores, la asimilación progresiva de la deuda tarifaria a deuda pública, en cuanto la

deuda titulizada por FADE tiene aval del Estado, etc. Ello condiciona la naturaleza del

proceso de reforma, de tal manera que parece inevitable y conveniente desarrollar

un proceso de reforma transparente para los sectores afectados, entre los que

deberían figurar, claro está, los consumidores.

Página 10 de 23

El Gobierno debería formular un método de trabajo que permitiera alcanzar equilibrios

entre los diferentes grupos de interés, que en todo caso, comparten una

preocupación, que es la sostenibilidad financiera de las actividades eléctricas y gasistas

en España.

Conviene recordar a este respecto algunos de los principios de la regulación eficiente

establecidos por la OCDE y recogidos en España por la Comisión Nacional de la

Competencia (CNC). Los más relevantes a estos efectos son los de transparencia y

predecibilidad. La transparencia debe ser un principio que impregne el marco

normativo y los procesos de elaboración del mismo. Sugiere la CNC que debe

considerarse como una buena práctica la publicación de borradores de normas para

consulta, al objeto de favorecer el debate público. Esta propuesta de proceso de

consulta y diálogo no se debe confundir con el recurso a pactar y consensuar con

representantes del sector las medidas de reforma, de manera colectiva, pues tal

tendencia a la negociación colectiva de las reformas suele relajar las condiciones de

competencia, facilita la captura del regulador y promueve la coordinación de

comportamientos competitivos.

El principio de predecibilidad establece que la actividad económica debe disponer de

un marco normativo fundamentado y estable. Cuando esto no sucede, la regulación

es causa de incertidumbre, lo que perjudica las decisiones de inversión de las

empresas y desincentiva la entrada de nuevos operadores. Por ello, la adopción de

reformas regulatorias del sector energético debería basarse en una previsión de

calendario, de tal forma que se genere confianza en el propio proceso regulador.

Señala, igualmente, la CNC que hay que huir de las “normas a traición”, de forma que

medidas relevantes, con un claro impacto en la cuenta de resultados de empresas,

sean introducidas de manera inesperada, sorprendiendo a los inversores y generando

una desconfianza innecesaria de los mercados de capitales.

Página 11 de 23

ANEXO AL VOTO PARTICULAR QUE EMITE EL PRESIDENTE DE LA CNE EN RELACIÓN CON EL INFORME SOBRE EL SECTOR ENERGÉTICO ESPAÑOL: GRÁFICOS Y CUADROS

I. COMPETITIVIDAD

I.1. PRECIOS EUROPEOS DE ELECTRICIDAD DEL CONSUMIDOR FINAL SIN IMPUESTOS

Las estadísticas de Eurostat sobre precios finales de la electricidad recogen, tanto para consumidores tipo domésticos, como para consumidores tipo industriales, los precios medios de electricidad según la caracterización de consumidores en distintos intervalos de consumo anual de electricidad. Se han seleccionado a efectos de realizar una comparación internacional, los precios finales excluyendo impuestos del consumidor tipo doméstico, industrial de bajo consumo e industrial de gran consumo, dentro del rango de precios de Eurostat, en función del consumo medio de España de los tres tipos de consumidores indicados123.

Analizando la evolución en los precios de la electricidad sin impuestos de los consumidores seleccionados en los últimos 5 años, se observa que tanto el precio de la electricidad pagado por los consumidores domésticos como el de industriales ha escalado puestos en el ranking de países europeos con precios más elevados, situándose especialmente para consumidores domésticos e industriales de bajo consumo, entre los países con precios más elevados del entorno europeo.

1 El tamaño medio de los consumidores domésticos con potencia contratada inferior o igual a 10 kW en

España fue de 2.800 kWh/año en el periodo comprendido entre octubre de 2010 y septiembre de 2011. 2 El consumo anual medio del colectivo de consumidores acogidos a los peajes de acceso 3.0 y 3.1 (en su

mayoría, pequeñas y medianas empresas) fue de 64 MWh/año en el periodo comprendido entre octubre de 2010 y septiembre de 2011. 3 El consumo anual medio del colectivo de consumidores acogidos a los peajes de acceso 6.1, 6.2, 6.3 y

6.4 fue de 5.059 MWh/año en el periodo comprendido entre octubre de 2010 y septiembre de 2011.

Página 12 de 23

Cuadro 1. Ranking de precios de la electricidad en Europa del consumidor-tipo doméstico Dc(c€/kWh). Años 2007-2011. Se excluyen impuestos.

Bulgaria 6,03 Estonia 6,70 Bulgaria 6,85 Bulgaria 6,92 Bulgaria 6,88

Estonia 6,52 Bulgaria 6,85 Estonia 6,96 Estonia 7,11 Bosnia 6,39

Letonia 6,94 Lituania 7,32 Lituania 7,68 Rumanía 8,39 Estonia 7,04

Lituania 7,37 Eslovenia 9,19 Rumanía 8,15 Croacia 9,30 Rumanía 8,48

Croacia 7,93 Rumanía 9,20 Francia 9,23 Letonia 9,53 Croacia 9,18

Eslovenia 8,61 Francia 9,31 Croacia 9,32 Grecia 9,59 Letonia 9,57

Finlandia 8,68 Finlandia 9,55 Turquia 9,36 Francia 9,71 Turquia 9,78

Rep. Checa 8,95 Letonia 9,56 Grecia 9,42 Lituania 10,05 Francia 9,94

Grecia 9,00 Croacia 9,61 Letonia 9,59 Finlandia 10,26 Grecia 10,01

Francia 9,14 Grecia 10,05 Finlandia 9,68 Eslovenia 10,58 Lituania 10,04

Malta 9,45 Polonia 10,05 Polonia 10,10 Portugal 10,61 Portugal 10,15

Rumanía 9,54 Portugal 10,66 Eslovenia 10,50 Polonia 10,82 Eslovenia 10,79

Hungría 9,57 Rep. Checa 10,80 Suecia 10,59 Turquia 10,92 Finlandia 10,81

Suecia 10,13 Suecia 11,37 Dinamarca 11,22 Rep. Checa 11,46 Polonia 11,45

Dinamarca 10,27 Noruega 12,37 Noruega 11,24 Dinamarca 11,99 Rep. Checa 12,32

Noruega 10,69 Austria 12,68 Rep. Checa 11,61 Hungría 12,47 Dinamarca 12,63

Polonia 10,69 España 12,77 Eslovaquia 13,11 Holanda 12,59 Holanda 13,00

España 11,52 Hungría 12,81 Hungría 13,20 Suecia 12,80 Hungría 13,35

Austria 12,55 Eslovaquia 12,83 Reino Unido 13,40 Alemania 13,70 Reino Unido 13,65

Eslovaquia 11,58 Holanda 13,20 Alemania 13,59 Eslovaquia 13,76 Eslovaquia 13,72

Alemania 12,79 Dinamarca 13,23 Austria 13,80 Reino Unido 13,80 Suecia 13,76

Bélgica 12,86 Alemania 13,41 España 13,81 Italia 13,87 Alemania 14,06

Holanda 12,90 Luxemburgo 13,70 Portugal 13,83 Noruega 13,88 Italia 14,15

Chipre 13,48 Malta 14,63 Holanda 13,90 Austria 13,96 Austria 14,42

Reino Unido 14,11 Reino Unido 15,30 Chipre 14,09 Luxemburgo 14,49 Luxemburgo 14,51

Luxemburgo 14,21 Bélgica 15,78 Malta 14,41 Bélgica 14,60 Noruega 15,63

Portugal 14,86 Chipre 17,54 Irlanda 16,35 España 14,92 Bélgica 15,72

Irlanda 16,90 Irlanda 17,91 Luxemburgo 16,53 Malta 16,15 Irlanda 15,84

Chipre 17,31 Irlanda 16,29 España 15,97

Chipre 16,90 Malta 16,15

Chipre 17,31

Media UE 10,62 11,728 11,68 12,05 12,15

España respecto

media UE8,5% 8,9% 18,2% 23,8% 31,4%

Dc: Consumo anual (2500 kWh - 5000 kWh)

2007 2008 2009 2010 2011

Fuente: Eurostat

Notas: 1) Algunos países del entorno europeo excluyen de los precios finales de consumidores sin impuestos, costes asociados a la financiación de energías renovables, cogeneración y autoridades regulatorias; 2) los datos de todos los años considerados se corresponden con el segundo semestre de cada año, a excepción de 2011 (primer semestre).

Página 13 de 23

Cuadro 2. Ranking de precios de la electricidad en Europa del consumidor-tipo industrial Ib (c€/kWh). Años 2007-2011. Se excluyen impuestos.

Estonia 5,62 Estonia 5,98 Estonia 6,22 Estonia 6,56 Estonia 6,39

Bulgaria 6,34 Francia 7,01 Noruega 6,72 Bulgaria 7,03 Bulgaria 7,10

Noruega 6,41 Bulgaria 7,26 Bulgaria 7,16 Finlandia 7,70 Finlandia 8,05

Finlandia 6,53 Finlandia 7,33 Francia 7,39 Francia 7,84 Turquia 8,28

Francia 6,64 Noruega 7,45 Finlandia 7,47 Noruega 8,14 Francia 8,85

Letonia 7,17 Portugal 8,31 Suecia 7,75 Portugal 9,20 Portugal 9,20

Suecia 7,53 Suecia 8,68 Turquia 7,98 Turquia 9,28 Dinamarca 9,48

Croacia 7,79 Letonia 9,08 Dinamarca 8,46 Dinamarca 9,32 Rumanía 9,87

Lituania 8,34 Lituania 9,51 Lituania 9,21 Suecia 9,39 Noruega 9,89

Dinamarca 8,35 Dinamarca 9,66 Letonia 9,67 Holanda 9,61 Hungría 9,97

Portugal 9,55 Croacia 9,89 Rumanía 9,70 Letonia 9,62 Suecia 10,05

Grecia 9,78 Polonia 10,05 Croacia 10,14 Rumanía 9,78 Holanda 10,26

Holanda 10,00 Holanda 10,30 Holanda 10,50 Hungría 10,28 Croacia 10,37

Polonia 10,03 Austria 10,44 Grecia 10,50 Croacia 10,31 Letonia 10,55

Austria 10,08 Rumanía 10,81 Portugal 10,62 Grecia 10,69 Eslovenia 10,58

Eslovenia 10,66 Luxemburgo 11,04 Polonia 10,68 Lituania 10,73 Luxemburgo 10,92

Rumanía 10,67 Reino Unido 11,26 Reino Unido 11,17 Eslovenia 10,94 Alemania 10,99

Bélgica 10,79 Grecia 11,32 Alemania 11,37 Luxemburgo 10,95 Reino Unido 11,07

Rep. Checa 10,92 Alemania 11,38 Hungría 12,05 Alemania 11,07 Grecia 11,08

Alemania 10,94 España 11,97 Eslovenia 12,38 Polonia 11,41 Lituania 11,36

España 11,02 Eslovenia 12,50 España 12,70 Reino Unido 11,45 Polonia 11,54

Luxemburgo 11,04 República Checa 13,35 Luxemburgo 12,71 Italia 11,45 Bélgica 12,69

Hungría 11,18 Hungría 13,44 República Checa 13,86 Bélgica 11,73 Irlanda 12,96

Reino Unido 11,59 Eslovaquia 15,14 Irlanda 14,01 España 13,16 España 13,11

Italia 12,05 Irlanda 15,49 Malta 14,25 Irlanda 13,44 Italia 13,55

Eslovaquia 12,54 Malta 17,65 Chipre 15,52 República Checa 13,79 República Checa 14,46

Malta 12,89 Chipre 19,05 Eslovaquia 16,66 Eslovaquia 14,61 Eslovaquia 14,60

Irlanda 13,85 Chipre 17,77 Chipre 18,49

Chipre 14,66 Malta 20,00 Malta 20,00

Media Europa 9,83 10,939 10,62 10,94 11,23

España respecto

media Europa12,1% 9,4% 19,5% 20,3% 16,7%

IB: Consumo anual (21 MWh - 500 MWh)

2007 2008 2009 2010 2011

Fuente: Eurostat

Notas: 1) Algunos países del entorno europeo excluyen de los precios finales de consumidores sin impuestos, costes asociados a la financiación de energías renovables, cogeneración y autoridades regulatorias; 2) los datos de todos los años considerados se corresponden con el segundo semestre de cada año, a excepción de 2011 (primer semestre).

Página 14 de 23

Cuadro 3. Ranking de precios de la electricidad en Europa del consumidor-tipo industrial Id (c€/kWh). Años 2007-2011. Se excluyen impuestos.

Estonia 4,35 Francia 4,72 Francia 5,01 Francia 5,70 Bulgaria 5,74

Francia 4,68 Finlandia 5,01 Turquia 5,46 Bulgaria 5,88 Estonia 6,16

Letonia 4,99 Portugal 5,54 Finlandia 5,60 Estonia 6,04 Francia 6,52

Bulgaria 5,01 Bulgaria 5,88 Bulgaria 5,78 Finlandia 6,41 Finlandia 6,63

Noruega 5,14 Noruega 6,16 Noruega 5,96 Noruega 6,52 Turquia 6,78

Finlandia 5,38 Suecia 6,81 Portugal 6,38 Rumanía 6,94 Rumanía 7,03

Suecia 5,77 Eslovenia 7,04 Suecia 6,66 Suecia 7,30 Luxemburgo 7,10

Croacia 6,15 Alemania 7,04 Eslovenia 6,96 Grecia 7,49 Holanda 7,54

Polonia 6,26 Croacia 7,11 Croacia 7,14 Portugal 7,61 Eslovenia 7,55

Lituania 6,27 Lituania 7,38 Alemania 7,31 Eslovenia 7,64 Croacia 7,68

Lituania 6,27 Grecia 7,70 Lituania 7,60 Luxemburgo 7,68 Grecia 7,73

Austria 6,55 Rumanía 7,94 Austria 7,67 Croacia 7,70 Suecia 7,83

Grecia 6,73 España 7,98 Letonia 7,93 Alemania 7,90 Alemania 7,91

Portugal 6,98 Holanda 8,13 Holanda 7,94 Holanda 7,92 Polonia 8,11

Eslovenia 7,09 Dinamarca 8,31 España 8,22 Polonia 8,09 Noruega 8,17

Bélgica 7,48 Polonia 8,31 Rumanía 8,33 Turquia 8,15 Portugal 8,41

Dinamarca 7,61 Eslovaquia 8,47 Dinamarca 8,35 Bélgica 8,36 Hungría 8,48

Alemania 7,76 Letonia 8,50 Polonia 8,60 Letonia 8,50 Reino Unido 8,56

República Checa 7,78 Austria 8,85 Grecia 8,66 España 8,53 Irlanda 8,58

Holanda 7,90 Irlanda 9,30 Eslovaquia 8,80 Reino Unido 8,53 Bélgica 8,60

Rumanía 7,90 Hungría 9,75 Hungría 8,89 Irlanda 8,60 Dinamarca 8,70

España 7,94 Chipre 10,64 Irlanda 9,18 Dinamarca 8,62 España 8,72

Hungría 8,62 Bélgica 11,64 Chipre 9,66 Hungría 9,19 Letonia 9,05

Reino Unido 9,06 República Checa 12,76 Bélgica 9,67 República Checa 9,57 República Checa 9,84

Malta 9,17 Italia 13,23 República Checa 11,25 Lituania 9,61 Lituania 10,17

Eslovaquia 9,57 Luxemburgo 16,94 Italia 12,56 Italia 10,07 Italia 10,29

Irlanda 10,86 Luxemburgo 13,40 Eslovaquia 10,73 Eslovaquia 11,13

Chipre 12,61 Chipre 15,47 Chipre 14,45

Malta 16,00 Malta 16,00

Media Europa 7,21 8,5054 8,11 8,51 8,60

España respecto

media Europa10,1% -6,2% 1,4% 0,3% 1,4%

ID: Consumo anual (2.000 MWh - 20.000 MWh)

2007 2008 2009 2010 2011

Fuente: Eurostat

Notas: 1) Algunos países del entorno europeo excluyen de los precios finales de consumidores sin impuestos, costes asociados a la financiación de energías renovables, cogeneración y autoridades regulatorias; 2) los datos de todos los años considerados se corresponden con el segundo semestre de cada año, a excepción de 2011 (primer semestre).

Página 15 de 23

I.2. PRECIOS EUROPEOS DE GASOLINAS Y GASÓLEOS

En España el nivel de precios antes de impuestos en gasolina y gasóleo A, según las cifras del Oil Bulletin Petrolier, se encontrarían en el rango superior de precios de la Unión Europea, en particular en el caso de la gasolina4.

Cuadro 4. Precios antes de impuestos (€/l) de los carburantes en países de la UE en 2011.

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8

AUSTRIA

REINO UNIDO

SUECIA

ALEMANIA

FRANCIA

HOLANDA

HUNGRÍA

IRLANDA

FINLANDIA

BELGICA

GRECIA

PORTUGAL

ESPAÑA

ITALIA

DINAMARCA

Gasolina 95

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80

REINO UNIDO

AUSTRIA

FRANCIA

ALEMANIA

IRLANDA

HOLANDA

SUECIA

BELGICA

HUNGRÍA

ESPAÑA

DINAMARCA

ITALIA

PORTUGAL

FINLANDIA

GRECIA

Gasóleo A

Fuente: Oil Bulletin Petrolier

En cuanto a las ventas directas, el nivel de precios del gasóleo C y el fuelóleo mostraría una situación muy diferente respecto a los carburantes de automoción. En este caso el precio de estos productos en España se encontraría entre los más bajos de la UE, en particular en el caso del gasóleo C.

4 Hay que señalar que los precios antes de impuestos de los distintos países miembros de la UE

publicados en el “Oil Bulletin Petrolier” no son completamente homogéneos, debido a las distintas metodologías de cálculo aplicadas. Las principales diferencias se relacionan con el tamaño de la muestra base, los diferentes días de reporte, la aplicación o no de los descuentos, la distinta imputación de algunos costes, entre otros. La Dirección General de Energía y Transporte de la UE en su documento “Survey on the Petroleum Product´s Price Data Collection published in the Weekly Oil Bulletin”, febrero de 2009, advierte sobre ello.

Página 16 de 23

Cuadro 5: Precios antes de impuestos del fuelóleo y el gasóleo C en países de la UE (€/l) en 2011.5

0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

HOLANDA

REINO UNIDO

SUECIA

ESPAÑA

BELGICA

ALEMANIA

AUSTRIA

GRECIA

FRANCIA

PORTUGAL

HUNGRÍA

ITALIA

FINLANDIA

DINAMARCA

IRLANDA

Gasóleo C

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8

DINAMARCA

HOLANDA

BELGICA

FRANCIA

HUNGRÍA

AUSTRIA

ESPAÑA

ITALIA

GRECIA

SUECIA

PORTUGAL

IRLANDA

Fuelóleo

Fuente: Oil Bulletin Petrolier

II.SEGURIDAD DE SUMINISTRO

II.1.INDICE DE COBERTURA DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

Existe una situación de exceso de capacidad de generación en el mercado eléctrico desde 2008, registrándose niveles de reserva de capacidad superiores al 30%6 desde esa fecha, motivado por la senda continua de incorporación de ciclos combinados y de energías renovables, en un contexto de disminución de la demanda.

El escenario previsto para el largo plazo, contempla una incorporación de nuevas centrales para los próximos años casi nula, si bien este escenario cuenta con un grado elevado de incertidumbre en cuanto a la evolución de la demanda, incluso las estimaciones más extremas parecen presentar una reserva de capacidad superior a la necesaria a 4-5 años vista. Este contexto, hace que la situación de la península sea muy diferente a la que registran muchos países europeos de nuestro entorno, que presentan problemas de cobertura tanto de corto como de largo plazo, especialmente ante condiciones climatológicas extremas7. En concreto, teniendo en cuenta el último escenario previsto de demanda punta realizado por el Operador del Sistema y considerando únicamente la potencia comprometida en los preregistros del

5 Para estos productos no existe un reporte de precio de todos los países de la UE.

6 El Operador del Sistema considera que para garantizar la seguridad de suministro es necesario un

índice de cobertura mínimo del 10%. 7 El día 9 de febrero, coincidiendo con la ola de frío en toda Europa, el precio en el mercado francés

alcanzó un precio en la hora punta de 1.938,5 €/MWh, ante un reducido margen de reserva.

Página 17 de 23

régimen especial en la actualidad, no sería necesaria potencia adicional para cumplir con los requisitos de seguridad de suministro hasta el invierno de 2016-2017.

Cuadro 6. Evolución del índice de cobertura de demanda en un escenario que contempla la baja de parte de las centrales de carbón y la baja de las centrales de fuel, y el alta del régimen especial incluido en los preregistros actuales. Años 2011-2016.

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Total potencia disponible R.Ordinario y R.Especial (MW) 56.602 56.686 56.462 56.271 55.788 55.111

Demanda de potencia prevista por el Operador del Sistema (MW) 44.000 45.320 46.640 47.960 49.280 50.600

Índice de cobertura - Invierno 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17

Escenario actual según REE 1,29 1,25 1,21 1,17 1,13 1,09

Fuente: CNE

Nota: Se ha considerado la baja prevista de las centrales de carbón acogidas a las 20.000 h de funcionamiento, y la baja progresiva de las centrales de fuel. La potencia del resto de las centrales de régimen ordinario permanece constante desde 2011.

En la previsión de la potencia disponible del régimen especial se ha tomado la referencia del operador del sistema, 0% de potencia instalada de fotovoltaica, 50% biomasa y biogás, 7% eólica, 50% residuos y el 70% cogeneración.

II.2. GRADO DE UTILIZACIÓN DE LOS CICLOS COMBINADOS DE GAS La situación de exceso de capacidad de generación con una evolución de demanda

decreciente, unido a la puesta en marcha del mecanismo de restricciones por garantía de

suministro, y a otros hechos externos, como el incremento de la demanda de gas por parte de

otros países (como Japón), ha motivado que los ciclos combinados hayan registrados unas

horas medias de utilización en 2011 inferiores a las 2.000 horas (3.920 en 2008, 3.371 en 2009,

2.641 en 2010, 1.953 en 2011). Esta situación también se ve reflejada en el siguiente gráfico

sobre la evolución del mix de generación.

Página 18 de 23

Cuadro 7. Evolución del mix de generación de electricidad en el PDBF y en el programa final.

21%24%

30% 32%

24%29%

15%23%

11%19%

25%25% 16%

16%

13%

13%

8%

8%

12%

15%

1%1%

1%1%

1%

1%

2%

1%

2%

1%

24%21%

25% 24%

33%30%

38%

34%41%

35%

9% 9% 7% 7% 10% 8%

15%12% 12%

9%

20% 19% 21% 20% 20% 19%23% 22% 22% 21%

0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

PBF Programa final

PBF Programa final

PBF Programa final

PBF Programa final

PBF Programa final

2007 2008 2009 2010 2011

Ciclo Combinado gas Carbón Bombeo turbinación Reg. Especial Hidráulica Nuclear Fuel

Fuente: OMEL, REE y CNE

II.3.GRADO DE UTILIZACIÓN DE LAS INFRAESTRUCTURAS DE IMPORTACIÓN DE GAS Cabe subrayar unas condiciones de disponibilidad y acceso a las infraestructuras comparativamente favorables con respecto a otros países europeos: entre 2011 y 2014 la capacidad disponible para contratar en las plantas de regasificación se sitúa en el entorno del 38-60% de la capacidad total y en los gasoductos es del 28-40% para el mismo periodo. Esta situación se muestra de manera detallada en los cuadros y gráficos siguientes. Cuadro 8.Capacidad de regasificación contratada y disponible del sistema gasista.

BBG SAGGAS REGANOSA

BCN CTG Huelva Musel Bilbao Sagunto Mugardos

Capacidad contratada* 27,0% 12,4% 26,2% 0,0% 12,3% 16,5% 5,5% 1.170,1 61,1%

Capacidad disponible 30,6% 31,0% 9,4% 0,0% 10,7% 11,5% 6,8% 745,3 38,9%

Capacidad total 28,4% 19,7% 19,7% 0,0% 11,7% 14,6% 6,0% 1.915,4 100,0%

Capacidad contratada* 22,6% 10,8% 25,5% 0,0% 15,0% 18,9% 7,2% 866,9 45,3%

Capacidad disponible 33,2% 27,0% 14,9% 0,0% 8,9% 10,9% 5,0% 1.048,5 54,7%

Capacidad total 28,4% 19,7% 19,7% 0,0% 11,7% 14,6% 6,0% 1.915,4 100,0%

Capacidad contratada* 21,4% 11,5% 26,7% 0,0% 14,1% 20,2% 6,1% 812,3 38,0%

Capacidad disponible 27,9% 21,4% 12,1% 16,8% 8,2% 8,7% 5,0% 1.326,4 62,0%

Capacidad total 25,4% 17,6% 17,6% 10,4% 10,4% 13,0% 5,4% 2.138,7 100,0%

Capacidad contratada* 20,4% 10,9% 32,3% 0,0% 13,4% 19,0% 4,0% 853,4 39,9%

Capacidad disponible 28,8% 22,0% 7,9% 17,4% 8,5% 9,1% 6,3% 1.285,3 60,1%

Capacidad total 25,4% 17,6% 17,6% 10,4% 10,4% 13,0% 5,4% 2.138,7 100,0%

ene-14

ene-11

ene-12

ene-13

% TOTALTOTAL

(GWh/día)

ENAGAS

Fuente: ENAGAS, BBG, SAGGAS, REGANOSA. *Nota: se incluye también la capacidad en negociación

Página 19 de 23

Cuadro 9. Capacidad contratada y disponible por planta de regasificación para enero de 2011 y enero 2014.

0

100

200

300

400

500

600

Barcelona Cartagena Huelva Musel Bilbao Sagunto Mugardos

GW

h/d

ía

Enero-2011

Capacidad contratada* (ene-2011) Capacidad disponible (ene-2011)

0

100

200

300

400

500

600

Barcelona Cartagena Huelva Musel Bilbao Sagunto Mugardos

GW

h/d

ía

Enero-2014

Capacidad contratada* (ene-2014) Capacidad disponible (ene-2014)

Fuente: ENAGAS, BBG, SAGGAS, REGANOSA

*Nota: se incluye también la capacidad en negociación

Cuadro 10.Capacidad de entrada contratada y disponible de las conexiones internacionales del sistema gasista.

MEDGAZ TOTAL

(GWh/día)

% TOTAL

Larrau Tarifa Tuy Badajoz Almeria

Capacidad contratada* 27,1% 72,3% 0,0% 0,6% 0,0% 352,2 62,0%

Capacidad disponible 2,1% 46,4% 5,6% 45,9% 0,0% 215,7 38,0%

Capacidad total 17,6% 62,5% 2,1% 17,8% 0,0% 567,8 100,0%

Capacidad contratada* 20,0% 55,7% 0,0% 1,8% 22,5% 453,9 58,1%

Capacidad disponible 2,9% 31,1% 7,6% 8,3% 50,1% 327,1 41,9%

Capacidad total 12,8% 45,4% 3,2% 4,5% 34,1% 781,0 100,0%

Capacidad contratada* 21,7% 55,0% 0,0% 1,1% 22,2% 460,3 58,9%

Capacidad disponible 0,0% 31,7% 7,8% 9,4% 51,1% 320,8 41,1%

Capacidad total 12,8% 45,4% 3,2% 4,5% 34,1% 781,0 100,0%

Capacidad contratada* 31,4% 48,2% 0,0% 1,0% 19,5% 525,3 59,6%

Capacidad disponible 0,0% 28,6% 7,0% 18,3% 46,1% 355,8 40,4%

Capacidad total 18,7% 40,3% 2,8% 7,9% 30,2% 881,0 100,0%

ENAGAS

ene-14

ene-13

ene-12

ene-11

Fuente: ENAGAS

*Nota: se incluye también la capacidad en negociación

Cuadro 11. Capacidad contratada y disponible por conexión internacional para enero de 2011 y enero 2014 .

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Larrau Tarifa Tuy Badajoz Almeria

GW

h/d

ía

Enero-2011

Capacidad contratada* (ene-2011) Capacidad disponible (ene-2011)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Larrau Tarifa Tuy Badajoz Almeria

GW

h/d

ía

Enero-2014

Capacidad contratada* (ene-2014) Capacidad disponible (ene-2014)

Fuente: ENAGAS

Página 20 de 23

III. IMPACTO MEDIOAMBIENTAL III.1. APOYO FINANCIERO A LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN EUROPA

En comparación con otros países europeos, España se configura como el que ha alcanzado una

mayor penetración de las renovables en la cobertura de la demanda y que ha prestado el

mayor apoyo financiero a dichas energías, tanto en términos unitarios (euros/MWh), como en

términos del monto total desembolsado.

Cuadro 12. Penetración de las energías renovables y apoyo financiero (en €/MWh) a las mismas en los distintos países de la Unión Europea.

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

0,00% 5,00% 10,00% 15,00% 20,00% 25,00% 30,00% 35,00%

Cost

e m

edio

del

esq

uem

a de

fina

ncia

ción

Porcentaje de la energía que recibe financiación

Financiación de energías renovables

Nota: Tamaño de la burbuja: Coste total de los esquemas de financiación (Spain= EUR 6 bn)

España

Alemania

Italia

Portugal

Dinamarca

Suecia

HolandaAustria

Bélgica

ReinoUnido

Hungría

Francia

Luxemburgo

Republica Checa

Lituania

Fuente: CEER Report on Renewable Energy Support in Europe, mayo 2011 (datos de 2009).

IV. SOSTENIBILIDAD A LARGO PLAZO DE LA REGULACIÓN ELÉCTRICA Y GASISTA

IV.1. EVOLUCIÓN DE LA SOSTENIBILIDAD FINANCIERA DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Los cuadros siguientes muestran la evolución tendencial creciente del déficit y del endeudamiento del sistema eléctrico, así como en aumento progresivo de las anualidades en los peajes de los consumidores por la financiación del déficit, en el caso de no aplicar medidas ni en los ingresos ni en los costes de las actividades reguladas, y financiar el déficit con cargo a peajes, bajo un escenario de previsión de largo plazo. Esta cifras empeorarían aún más bajo un escenario de evolución de la generación del régimen especial acorde con el mantenimiento de los objetivos de PER, así como bajo un escenario en el que se mantenga la financiación de la compensación extrapeninsular con cargo a los peajes de acceso.

Página 21 de 23

Cuadro 13. Evolución del ingreso y coste medio (€/MWh consumido) de actividades reguladas de electricidad, si no se incrementan los peajes de acceso ni se aplican medidas sobre los costes de actividades reguladas. Evolución del déficit de actividades reguladas (M€). Escenario base de ingresos y costes 2012-2020 con financiación del desajuste con cargo a los peajes. Precios corrientes.

-

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Ingresos de acceso (€/MWh) Costes de acceso (€/MWh)

5.0587.052

10.969

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Déficit de actividades reguladas (M€)

Fuente: CNE. Nota: Se mantienen desde 2012 a 2020 los peajes de acceso de la Orden IET 3586/2011. Se financia la compensación extrapeninsular según lo establecido en el RDL 6/2009.

Cuadro 14. Evolución de las anualidades para la financiación del déficit de liquidaciones y de la deuda viva del sistema si no se incrementan los peajes de acceso y no se aplican medidas en los costes de actividades reguladas. Escenario base de ingresos y costes 2012-2020 con financiación del desajuste (M€). Precios corrientes.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

Principal Intereses

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

20

16

20

18

20

20

Deuda viva

Fuente: CNE. Nota: Se mantienen desde 2012 a 2020 los peajes de acceso de la Orden IET 3586/2011. Se financia la compensación extrapeninsular según lo establecido en el RDL 6/2009.

Página 22 de 23

IV.2. VARIACIONES NECESARIAS EN LOS PEAJES DE ACCESO DESPUÉS DE LAS

MEDIDAS PROPUESTAS EN EL INFORME [está en el informe hasta 2016].

Cuadro 15. Impacto en los peajes y en el déficit anual en el caso de aplicar todas las medidas

propuestas en el Informe, considerando que el pago de la compensación extrapeninsular se financia

con cargo a los peajes de acceso. Escenario de previsión 2012-2020

2012 (1) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Variación de peajes igual al IPC previsto 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 1,2% -3,3% -3,2%

Déficit anual (M€) -2.838 -2.360 -2.455 -1.776 -1.057 -777 0 0 0

Déficit acumulado (M€) -2.838 -5.198 -7.653 -9.429 -10.487 -11.263 -11.263 -11.263 -11.263

Variación de peajes igual al IPC previsto 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 1,8% -3,5% -3,3% -3,2%

Déficit anual (M€) -2.739 -2.088 -2.030 -1.184 -283 0 0 0 0

Déficit acumulado (M€) -2.739 -4.827 -6.857 -8.041 -8.325 -8.325 -8.325 -8.325 -8.325

Variación de peajes igual al IPC previsto 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 0,8% 0,1% -3,5% -3,3% -3,2%

Déficit anual (M€) -2.640 -1.813 -1.597 -574 0 0 0 0 0

Déficit acumulado (M€) -2.640 -4.453 -6.050 -6.625 -6.625 -6.625 -6.625 -6.625 -6.625

Variación de peajes 4,9% 4,9% 4,9% 4,9% -2,7% 0,1% -3,5% -3,3% -3,2%

Déficit anual (M€) -2.550 -1.559 -1.193 0 0 0 0 0 0

Déficit acumulado (M€) -2.550 -4.108 -5.301 -5.301 -5.301 -5.301 -5.301 -5.301 -5.301

Variación de peajes 30,7% -6,8% 2,1% -2,6% -2,7% 0,1% -3,5% -3,3% -3,2%

Déficit anual (M€) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Déficit acumulado (M€) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar + Compensación Extrapeninsular + D

peajes constante del 3%

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar + Compensación Extrapeninsular

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar + Compensación Extrapeninsular + D

peajes constante del 4%

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar + Compensación Extrapeninsular + D

peajes constante para déficit 0 en 2015

ESCENARIO BASE + Aplicación Medidas + Laminación termosolar + Compensación Extrapeninsular + D

peajes necesario para equilibrio en cada ejercicio

Fuente: CNE

(1) En 2012 el aumento de peajes se aplica desde el 1 de abril.

En el cuadro anterior, se muestra que en el caso de que se incluya el coste de la compensación

extrapeninsular con cargo a los peajes (en lugar de seguir la senda de financiación con cargo a

los PGE establecida en el RDL 6/2009), e introducir todas las medidas regulatorias del Informe,

sería necesario adicionalmente un esfuerzo en los peajes de acceso de los consumidores para

alcanzar la senda de convergencia de los costes de acceso en 2015 (4,9% anual en términos

nominales) y no generar más déficit a partir de entonces. El volumen de déficit acumulado

pendiente de financiación externamente a los peajes de acceso ascendería a 5.301 M€.

Página 23 de 23

IV.3. EQUIDAD DEL AJUSTE NECESARIO: MEDIDAS PROPUESTAS EN EL INFORME

En el cuadro siguiente se identifica el impacto anual de la afectación de las medidas

propuestas por agente afectado.

La columna segunda muestra el impacto de la medida sobre el importe neto de cifra de

negocios de 2010 y sobre los ingresos previstos para 2011 en el régimen especial.

Para los consumidores, el impacto de las medidas propuestas se calcula en relación a la factura

eléctrica (sin impuestos), suponiendo un incremento anual del 4,9% de los peajes para lograr la

suficiencia en 2015 (escenario en el que los peajes de acceso financian la compensación

extrapeninsular, excepto 256 M€ que son financiados con cargo a PGE).

Cuadro 16. Impacto de las medidas propuestas sobre los distintos agentes afectados. Impacto anual.

Impacto

Anual (M€)

Impacto %

sobre

ingreso

Variable de ingreso comparada

Impacto sobre los agentes M€ %

1. Transporte 56 4,2% Importe neto cifra de negocios 2010

2. Distribución 352 6,1% Importe neto cifra de negocios 2010

3. Generadoras de Régimen especial 291 2,5% ingreso estimado 2011

4. Compensación extrapeninsular (GESA+UNELCO) 91 4,0% Importe neto cifra de negocios 2010

5. Generadoras de Régimen ordinario 505 2,9% Importe neto cifra de negocios 2010

6. Consumidores no interrumpibles 1.060 3,8% Factura eléctrica sin impuestos 2012

7. Consumidores interrumpibles 156 8,9% Factura eléctrica sin impuestos anual Fuente: CNE

Alberto Lafuente

Presidente de la CNE

Madrid, 7 de marzo de 2012