¿Qué está pasando en

el Sector Eléctrico?

Natalia Fabra

Universidad Carlos III de Madrid y

miembro de Economistas Frente a la Crisis

Madrid, Febrero 2014

Aumentos del precio de la electricidad en España

70% desde 2006 para los hogares

26% desde 2008 para la industria

El precio de la electricidad en Europa

(antes de impuestos)

:

0,050

0,100

0,150

0,200

0,250

CY

IE

ES

UK

MT

BE

IT

DE

LU

AT

SK

EU

-27

NO

EU

-28

EA

SE

NL

DK

CZ

PT

SI

EL

PL

LV

LT

FI

HR

HU

FR

EE

AL

RO

ME

IS

BG

BA

MK

España

27% superior

a media UE27

Media UE27

Fuente de Datos: Eurostat

EUR/kWh antes de impuestos

2013 Q1; Consumidores domésticos

El precio de la electricidad en Europa

(después de impuestos)

:

0,050

0,100

0,150

0,200

0,250

0,300

0,350

DK

DE

CY

IE

IT

ES

BE

EA

SE

AT

PT

EU

-27

EU

-28

NL

NO

UK

MT

SK

LU

SI

FI

EL

CZ

PL

FR

HU

LV

HR

LT

EE

RO

AL

IS

ME

BG

MK

BA

Media UE27

España

11% superior

a media UE27

Fuente de Datos: Eurostat

EUR/kWh después de impuestos

2013 Q1; Consumidores domésticos

Déficit Tarifario en España (M€)

250

1297

182

4089

2946

6287

5609

3600

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

30.000M€

Déficit acumulado

¿Qué es el Déficit Tarifario?

Déficit Tarifario: diferencia entre los costes del suministro

eléctrico y la tarifa que pagan los consumidores

Déficit Tarifario: diferencia entre los costes reconocidos del

suministro eléctrico y la tarifa que pagan los consumidores

¿Qué es el Déficit Tarifario?

Déficit Tarifario (CNE): diferencia entre los costes

reconocidos a las actividades reguladas y la tarifa que pagan los

consumidores

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008 2.009 2.010

Otros Costes

Interrumpibilidad

CTC's

Prima Régimen Especial

Anualidades déficit

Compensaciones

Extrapeninsulares

Distrib., Gestión Com. y calidad

serv.

Transporte

Origen del Déficit Tarifario

Los ingresos del sistema no cubren los costes reconocidos

1. ¿Los consumidores pagan menos del coste del suministro?

2. ¿Los costes reconocidos superan los costes reales?

3. ¿El suministro eléctrico incorpora partidas de costes ineficientes?

Nuestro diagnóstico:

Sobre-retribución de la producción nuclear e hidroeléctrica

Problemas de competencia

Regulación eléctrica inadecuada

Fuerte inversión en energías renovables

Caída de la demanda

“Una competencia insuficiente en el sector energético ha

contribuido, al menos en parte, a la constitución del déficit

tarifario al favorecer una compensación excesiva de algunas

infraestructuras, tales como centrales nucleares y grandes

centrales hidroeléctricas, ya amortizadas.”

Comisión Europea (Julio 2012), Evaluación del programa nacional

de reforma y del programa de estabilidad de España para 2012

Origen del Déficit Tarifario

Sobre-retribución de nucleares e hidroeléctricas

Tecnología

Energía

Producible

media (GWh)

Retribución

media

(€/MWh)

Coste variable

(€/MWh)

Beneficios

Regulatorios

(mill. €)

Total

Beneficios

Regulatorios

(mill €)

Hidroeléctrica 30.007 66 11 1.670 3.361

Nuclear 59.888 50 22 1.692

Hidroeléctrica 59 1.452 2.830

Nuclear 45 1.377

Hidroeléctrica 53 1.257 2.335

Nuclear 40 1.078

* Para hidroeléctrica corresponde al producible medio 1920-2009 (Datos REE).

Retribución media de nucleares e hidroeléctricas

en el mercado diario

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

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

Nuclear (€/MWh)

Hidro (€/MWh)

Promedio anual 2006-2011:

46 €/MWh Nuclear; 60 €/MWh Hidro

Generación: datos en el Informe Anual de REE

Retribución media: la Nuclear percibe el precio medio anual del mercado diario ( OMIE), y la Hidráulica un 29% más

Mismos supuestos que los realizados por la CNE en su informe de 20 de Mayo de 2008

€/M

Wh

Las diferencias en la

retribución se deben

principalmente a que la

nuclear opera en base

(todas las horas del año)

mientras que la hidráulica

“afeita las puntas”

(produce cuando la

demanda es mayor para

percibir los mayores

precios)

Márgenes de nucleares e hidroeléctricas

sobre costes variables

Coste variable Nuclear: 18 €/MWh; Hidro: 6€/MWh

Mismos supuestos que los realizados por la CNE en su informe de 20 de Mayo de 2008, con la excepción

del coste variable Hidráulico, que se ha supuesto el doble del supuesto por la CNE

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

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

Hidro (M €)

Nuclear (M€)

Promedio anual 2006-2011:

1600 M€ Nuclear; 1400 M€ Hidro

M€

Pagos regulados para el Régimen Ordinario 1998-2011 (M€)

-

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

Pagos Capacidad CTCs

Prima al carbón Compensaciones extrapeninsulares

Margen comercial regulado distribución Margen comercial regulado comercialización

Prima de riesgo por cantidad CUR Prima de riesgo TUR

Derechos de emisión gratuitos

M€

Sólo en concepto de Costes de

Transición a la Competencia, las

empresas eléctricas han ingresado más

de 12.000 M€ hasta 2006

¿Son las renovables las culpables?

2005-2010: fuerte esfuerzo inversor en energías renovables

El aumento de costes generado es de muy distinta naturaleza:

Las normas retributivas no eran sobre-venidas

Fuertes externalidades: medioambientales y económicas

Reducción de emisiones

Creación de empleo y tejido industrial

Fomento del I&D

Reducción de la dependencia energética

Curva de aprendizaje

Energías Renovables Evolución de los costes de inversión

•c€

20

10

/ kW

h

35

5

30

25

20

15

10

0

Año de puesta en marcha

20302025202020152010

FV Tejado

FV Suelo

Eólica offshore2

Eólica onshore

Solar termoeléctrica

Fuente: MITyC

Energías Renovables Evolución de los costes de inversión

•c€

20

10

/ kW

h

35

5

30

25

20

15

10

0

Año de puesta en marcha

20302025202020152010

FV Tejado

FV Suelo

Eólica offshore2

Eólica onshore

Solar termoeléctrica

Fuente: MITyC

El que los costes de las nuevas inversiones en renovables

sea muy inferior no implica

que la primera generación esté sobre-retribuida

Revisión de otras partidas

Subastas CESUR con efectos inflacionistas

Compensaciones extra-peninsulares no auditadas

Pagos por capacidad

Resolución de restricciones técnicas

Costes de financiación del Déficit Tarifario

Estado de las concesiones hidroeléctricas

¿Extensión de la vida útil de las centrales nucleares?

Posible ahorros anuales para el sistema

Restitución del marco retributivo de nucleares e

hidroeléctricas

2.500-3.000M€

Eliminación de la TUR y Subastas CESUR 1.000 M€

Revisión de los procesos de Servicios de Ajuste 600 M€

Costes extra-peninsulares no auditados 400 M€

TOTAL

4.500-5.000 M€

Hay hueco para evitar el déficit tarifario sin elevar los precios a

los consumidores y sin aplicar recortes retroactivos a las

actividades reguladas

¿Qué ha hecho el Gobierno para

solucionar el Déficit Tarifario?

Impuestos a la producción eléctrica

2.500M€

Recortes a las renovables 1.750 M€

Recorte a la interrumpibilidad y a los pagos por

capacidad

396 M€

Recorte al transporte y distribución 214 M€

TOTAL

4.860 M€

Déficit previsto para 2014: 1.100M€

La NO-Reforma del Gobierno

Enero 2013: Impuestos a la generación eléctrica

Impuesto general del 7% sobre la facturación de la energía eléctrica, aplica a

todas las tecnologías

Impuestos sobre el consumo de combustible fósiles para la generación eléctrica

(gas, carbón y fuel-oil)

Impuestos sobre la producción en centrales nucleares

Canon sobre la facturación de las plantas hidroeléctricas

Efectos:

•Traslado del 100% a los

precios de la electricidad

•Efecto menor sobre los

ingresos de las centrales

convencionales

•Recorte en la retribución

de las renovables, que no

pueden traspasar el

impuesto a precios

P1

Potencia

Precio

P0

Incremento de ingresos para todas las

tecnologías como consecuencia del impuesto

sobre las centrales marginales

Carbón CCGT Hidráulica RE Nuclear

Impacto de los nuevos impuestos eléctricos

Al trasladar al precio la mayoría de las tasas, el 73% del

esfuerzo recae sobre consumidores y el 22% sobre renovables

(aprox. 2.300 M€ y 690 M€)

Impacto de los nuevos impuestos eléctricos

6,0%

73,0%

22,0%

Régimen Ordinario

Consumidores

Régimen Especial

Cotización Futuros de Electricidad 2003

(€/MWh)

45

47

49

51

53

55

ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 Alemania 2013 España 2013

La NO-Reforma del Gobierno

Julio 2013: RD 9/2013

Recortes retroactivos a las actividades reguladas: transporte, distribución,

renovables y cogeneración

Reducción pagos por capacidad a las centrales de gas

Penalización del auto-consumo

La generación con fuentes convencionales queda indemne

Diciembre 2013: Ley 24/2013

Febrero 2014: Propuesta de Orden Ministerial: retribución de renovables

Nueva Regulación para las Renovables ¿Rentabilidad razonable?

Fuente: Propuesta de Orden Ministerial por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables…

Subasta CESUR Diciembre 2013

Aumento del precio de la Subasta CESUR: 26,5%

Repercusión sobre la tarifa eléctrica: 10,5%

Subastas CESUR

Fijación del precio de la Tarifa de Último Recurso (TUR) desde Julio 2009

Periodicidad trimestral

Compradores: comercializadores de último recurso

Integrados verticalmente con la generación, y horizontalmente con los

comercializadores del mercado libre

Vendedores: cualquier compañía que haya cumplido los requisitos de

calificación (no necesariamente generadores)

Los Derechos de Cobro u Obligaciones de Pago se liquidan por diferencias

entre los precios de la subasta CESUR y los del mercado diario

Subastas CESUR y Mercado Diario (€/MWh)

20

30

40

50

60

70

Q4

2008

Q1

2009

Q2

2009

Q3

2009

Q4

2009

Q1

2010

Q2

2010

Q3

2010

Q4

2010

Q1

2011

Q2

2011

Q3

2011

Q4

2011

Q1

2012

Q2

2012

Q3

2012

Q4

2012

Q1

2013

Q2

2013

Q3

2013

Q4

2013

Mercado Diario

Las Subastas CESUR han encarecido el

precio de la energía en un 15,3%

Fuente: OMIE CESUR

¿Por qué el efecto inflacionista?

Problema de gestión de riesgos: primas de riesgo

Exógenas: volatilidad de los precios del mercado eléctrico

Endógenas: posibilidad de alteración de los precios del mercado eléctrico

Problema de integración vertical:

Ofertas de los comercializadores libres referenciadas a la TUR

Las empresas pueden afectar los resultados de la subasta CESUR:

Retirándose de la subastas

Actuando sobre mercados a plazo

Elevando la volatilidad del mercado diario

Ofertas de comercializadores en el Mercado Libre

indexadas a la TUR

Fuente: Comparador de Ofertas CNE.

Características de consumidores con

dcho. a TUR y sin dcho. a Bono social

Indexación a los precios TUR

La reforma eléctrica sigue pendiente

El problema eléctrico es de primera magnitud

La reforma del Gobierno no mejora sino que

empeora las cosas

El Déficit Tarifario es la manifestación de los

problemas de fondo del sector

Muchas Gracias.