A solicitud de la Secretaria de Estado de Energía, la CNE, de forma no vinculante,  ha propuesto un paquete de medidas de ajuste regulatorio para atajar la creciente evolución del déficit tarifario del Sector Eléctrico a consecuencia de que los costes reconocidos de las actividades reguladas han sido y son superiores a los ingresos obtenidos por los precios regulados que pagan los consumidores. En esta oportunidad es Javier Olmos Parés. Socio. Rousaud Costas Durán S.L.P, quien analiza estas medidas

 Como medidas relevantes con impacto a corto plazo sobre costes y actividades reguladas, la CNE propone revisar la retribución de la actividad de Transporte y de Distribución mediante el criterio de amortización de activos y retribución a valor neto.

 Asimismo, sugiere el aplazamiento de las inversiones de transporte previstas en la Planificación 2.008-2.016 que fue elaborada y aprobada en un entorno económicamente diferente (el record de demanda de potencia se produjo en diciembre 2.007). En concreto, se propone el aplazamiento de las instalaciones que no dispongan de autorización administrativa y que no sean consideradas imprescindibles. Asimismo, debería revisarse la Planificación 2.012-2.020.

 Respecto a la actualización de las tarifas y primas a las energías renovables, la CNE propone que el IPC esperado del 2% se corrija por un factor de eficiencia de 175 puntos básicos en lugar de en 25 para el 2.012 y 50 a partir de entonces, para que de esta forma se actualiza únicamente el 15% del valor de las tarifas y primas, toda vez que se estima que el 85% de las mismas se destina a cubrir costes de inversión. Propone asimismo revisar las primas y tarifas a partir de abril del 2.012 en el mismo porcentaje que fue estimado en el 2.011 para actualizarlas (3.01%). Todo ello, sin perjuicio de que se mantenga la indexación a los precios de los combustibles en el caso de la cogeneración o residuos.

 En cuanto a la energía solar termoeléctrica, la CNE plantea la reducción en un 12% la prima correspondiente a las plantas ya pre-registradas, para así equiparar la tarifa y la prima teniendo en cuenta un precio medio del mercado de 50€/MWh.

 En cuanto a los porcentajes máximos admisibles para la utilización de combustibles fósiles en instalaciones de biomasa, solar termoeléctrica y residuos, se plantea una limitación única del 5%. Los excesos por encima del 5% no serían objeto de retribución primada, pero sí se permitiría su venta a precio de mercado.

 En cuanto a la deuda relativa al déficit tarifario pendiente de financiación a través del FADE, para evitar los costes de financiación, estructuración y colocación, se propone una cesión directa por parte de sus titulares en términos similares a la cesión del déficit del 2.003 y del 2.005.

Medidas a corto plazo 

Como medidas con impacto a corto plazo que trasladan costes de acceso a costes de energía, se plantea trasladar el coste de interrumpibilidad y el de operación del sistema de la parte regulada de los peajes a coste de la energía.

 Como medidas con impacto a corto plazo sobre actividades no reguladas, en cuanto a la resolución de restricciones por garantía de suministro (RGS) por el que las empresas eléctricas se comprometen a adquirir carbón autóctono recibiendo como contrapartida una retribución regulada que compensa los costes por dicha compra de carbón, la CNE propone su eliminación o, alternativamente, reducir el volumen de carbón nacional a consumir o bien que las centrales que participen en el RGS sean oferentes precio aceptantes en las subastas CESUR alcanzando acuerdos bilaterales con los CUR al precio resultante y, de esta forma, las centrales de carbón autóctonas saldrían del proceso de formación de precios en el mercado diario.

 Por lo que respecta a los pagos por capacidad, de forma transitoria se propone volver a los incentivos a la inversión eliminándose los pagos por disponibilidad toda vez que el riesgo de déficit de capacidad es reducido.

 Como medidas de externalización de costes con impacto a corto plazo, en relación con la compensación por los extracostes de generación de los sistemas insulares y extrapeninsulares, se propone el cumplimiento del RDL 6/2009 por el que gradualmente los referidos costes iban siendo asumidos por los Presupuestos Generales del Estado hasta el 100% a partir del 2.013.

 La CNE propone asimismo externalizar parte del coste de las primas del régimen especial con diferentes alternativas:

–              Destinar el 50% de los ingresos percibidos por las subastas de los derechos de emisión de CO2, tal como prevé la normativa de la UE.

–              Financiación con cargo a sectores responsables del consumo de combustibles fósiles, es decir, un impuesto de 0,07€/l por ventas de gasolina y Gasóleo A.

–              Con cargo a los Presupuestos Generales del Estado.

 Según cálculos de la propia CNE, adoptando todas las medidas propuestas y, aumentando los peajes de acceso entorno a un 2% o 3%, los ingresos y costes de acceso convergerían entre el 2.015 o 2.016. Respecto a los desajustes temporales que se produzcan transitoriamente, propone laminar las primas que reciban las centrales termoeléctricas inscritas en el registro de pre-asignación pero sin acta definitiva de puesta en servicio, de forma que, coincidiendo con la situación deficitaria actual, se suavice su retribución y que se compense con unos mayores ingresos en el futuro.

Plantea también la posibilidad de una compensación por los costes de inversión, incluida una rentabilidad razonable, a cambio de renunciar al régimen retributivo primado.

 Asimismo, podrían ser planteables, de forma transitoria, impuestos a la generación nuclear o hidráulica,  impuestos sobre emisiones de CO2 o impuestos sobre sociedades que desarrollen actividades energéticas.

 Como medidas destacables con impacto a medio plazo, la CNE hace especial hincapié en el régimen especial. En cuanto a los efectos del RDL 1/2012 por el que se suspenden temporalmente los incentivos económicos a la producción de instalaciones en régimen especial no objeto de preasignación y, al cumplimiento obligatorio de que en el año 2.020 el 20% del consumo final bruto de energía proceda de fuentes renovables, la CNE calcula que para alcanzar dicho objetivo, debería incrementarse la potencia instalada en 20.000MW de energías renovables y cogeneración.

Para conseguir dicho objetivo al menor coste posible, de entre varios escenarios, parece que el más óptimo sería retrasar a los últimos años la reactivación de la promoción con especial atención a la eólica terrestre la cual apenas requiere apoyo financiero para ser viable.

 Como alternativas al régimen económico especial de primas y tarifas, plantea para la energía fotovoltaica en suelo, eólica, solar termoeléctrica y minihidraulica, el mecanismo de subastas para la determinación de la prima lo que permitiría introducir elementos de competencia.

 Respecto a la solar fotovoltaica en cubierta, cogeneración, residuos y biomasa, sugiere el régimen de primas basado en los costes afrontados por los promotores, mediante un sistema que permitiera un acceso, seguimiento y revisión de dicha información de costes.

 En cuanto al autoconsumo, lo condiciona a la existencia de un adecuado marco legal por el que los peajes reflejen fielmente los costes de acceso a la red y una regulación jurídica y técnica respecto a los contratos de acceso y compraventa de energía.

 Como propuestas en cuanto a la retribución de las instalaciones existentes, la CNE propone:

–              Establecer un precio mínimo para las garantías o certificados de origen en las transferencias entre productores y comercializadores.

–              La CNE considera que mantener las primas y tarifas más allá de la vida útil de la instalación podría ser constitutivo de un ingreso adicional que supera la rentabilidad razonable. Se propone por tanto suprimir la percepción de incentivos una vez finalizada la vida económica de las instalaciones coincidente con el primer tramo temporal tarifario. Para la cogeneración y la biomasa el plazo quedaría en 20 años.

–              Respecto a las tecnologías con opción a mercado más prima, se establece un cap y un floor, no obstante, si bien con precios de mercado bajos, la prima complementa al precio hasta alcanzar el floor, cuando los precios de mercado son muy elevados que superen el cap, no hay devolución del exceso. Se plantea por tanto la devolución de las cantidades que superen el cap.

–              El sistema de cap y floor en la opción mercado más prima debería también ser aplicable a la cogeneración y residuos.

–              En tecnologías gestionables retribuidas mediante tarifa, introducir una progresiva discriminación horaria en la tarifa.

–              Para los supuestos de instalaciones de cogeneración que incumplan el rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigible, penalizarlos en la producción primada pero no aplicar la expulsión del régimen especial, toda vez que es una tecnología ligada al sector industrial afectado por la actual coyuntura económica.

Por último, como una de las mejoras del mercado minorista de electricidad, merece especial mención la consideración de que el sector debe ir hacía la desaparición de los precios finales regulados, es decir, la eliminación de la TUR y el paso de consumidores al mercado libre, siempre que se implementen una serie de medidas de supervisión efectiva, funcionamiento eficiente de mecanismos de contratación y switching y de participación efectiva de los consumidores.

Toda una batería de medidas  que propone la CNE que, aunque no vinculante, nos puede dar alguna pista de por dónde puede ir la Secretaria de Estado de Energía a la hora de adoptar la reforma del sector eléctrico que está desarrollando.

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