La reforma eléctrica de julio 2013. 23 de julio de 2013

Hoy el grupo se ha reunido por primera vez para discutir sobre la reforma eléctrica recientemente aprobada. Aquí está el resumen:

1. Principales elementos de la presentación inicial
Se realiza una presentación inicial poniendo en contexto la reforma, su tramitación y describiendo sus principales elementos. La reforma consta de un Real Decreto-ley (ya convalidado), un Anteproyecto de Ley eléctrica (pendiente de trámite parlamentario), siete propuestas reales decretos (en consulta pública), una orden ministerial de peajes, y 3 órdenes ministeriales adicionales para desarrollar aspectos regulatorios concretos.
El objetivo de la reforma es la eliminación del déficit tarifario estructural en el año 2014 y a futuro.
El Real Decreto-ley da soporte legal a la nueva regulación, incluyendo rasgos generales de: nuevos regímenes retributivos para actividades reguladas, las aportaciones de los PGE a la solución, regulación básica del bono social, las novedades en materia de diseño y actualización de peajes,…
El Anteproyecto de Ley (que inicia su tramitación ordinaria en el parlamento) se constituirá como la nueva Ley del Sector Eléctrico e incluye los siguientes elementos:

• Establece mecanismos que aseguran el control del déficit tarifario a futuro (sostenibilidad económica del sistema).
• Fija que la financiación de déficits futuros (a partir de 2014) se realice por todas las actividades reguladas.
• Dará soporte legal al nuevo sistema de retribución de las actividades reguladas. Aspectos generales:

o Introduce el concepto “empresa eficiente y bien gestionada”
o Introduce el carácter de “criterios homogéneos en todo el territorio español”.
o Se elimina referencias al WACC y se liga la retribución a las obligaciones del tesoro + diferencial.
o Desarrollo mediante costes estándares.

• Nuevas obligaciones a comercializadores: servicio de atención quejas y teléfono gratuito, desaparición de la OSCUM…
• Posibilidad de hibernación de instalaciones de generación.
• No hay modificaciones sustanciales del mercado de producción, sistema de ofertas,…

• Regula autoconsumo.
• Regula suplemento territorial (no indica a quién va el dinero recaudado…).
• Otros temas: revisión normativa conexión y acceso, régimen sancionador, suspensión del suministro… Nueva normativa prescripción derechos y obligaciones del sistema

A continuación se muestran los principales elementos de los Reales Decretos sometidos a consulta pública.
En relación al marco de las energías renovables y la cogeneración, es destacable que se deroga el Real Decreto 661/2007, y se establece un marco retributivo nuevo, en el que la retribución básicamente se basa en los ingresos que las instalaciones obtengan del mercado más un complemento retributivo a la inversión (en €/MW). El marco debe garantizar una rentabilidad del proyecto antes de impuestos asimilable a las obligaciones del Estado a 10 años más 300 p.b., equivalente a un 7,5%.
El RD de distribución establece los principales elementos del marco retributivo de esta actividad, partiendo de una metodología provisional en base al RAB implícito calculado por la CNE y una tasa de retribución del bono a 10 años + 200 p.b. en 2014 (+100 p.b. en el segundo semestre de 2013). A su vez, se establecen los principios generales del marco para el periodo posterior a 2015 (retribución basada en costes estándares unitarios de inversión y explotación, límites a la cuantía máxima de los planes de inversión, periodos regulatorios de 6 años…).
El Real Decreto de mecanismos de capacidad e hibernación y la OM de interrumpibilidad introducen importantes novedades, entre ellas, se destacan:

• Se reduce el incentivo a la inversión de 26.000 €/MW/año a 10.000 (pasándose a percibir de 10 a 20 años).
• Se limita la hibernación a los ciclos combinados, que se establecerá en base a subastas anuales.
• La financiación de los mecanismos de capacidad se realizará por la demanda y por la generación (en función de la firmeza).
• Se introducen modificaciones en el mecanismo de resolución de restricciones técnicas.
• El coste del esquema de interrumpibilidad pasará a ser financiado un 50% por la demanda y otro 50% por los agentes que se desvíen a la baja.
Otros aspectos destacados de la reforma son:
• Incremento de términos fijos de los peajes y disminución de los variables.
• Se sustituye la actual TUR por el Precio Voluntario Pequeño Consumidor (PREVO). Los nuevos precios TUR pasarán a aplicarse exclusivamente a consumidores vulnerables (beneficiarios del bono social).
• Se restablece la financiación del bono social por las empresas (a aquellos grupos integrados verticalmente).

Por último, se cierra la presentación de la reforma con el gráfico de esfuerzos realizados desde 2012 por los distintos agentes como solución a un déficit de tarifa estructural, en el que se pone de manifiesto que las empresas ha contribuido en un 72%, frente al 19% de los consumidores y al 9% de la administración.

2. Visión general sobre la reforma del sector eléctrico
La visión general de los asistentes sobre la reforma es negativa. Si bien, un grupo amplio de los asistentes considera que el objetivo de acabar con el déficit tarifario se ha conseguido.
Como elementos positivos señalados por algunos integrantes se señala que esta reforma sí puede resolver el déficit de tarifa y que otorga prioridad a la competitividad del suministro eléctrico, elemento básico en un contexto económico como el actual. Alguien menciona también como elemento positivo el hecho de que la financiación de los mecanismos de capacidad se realice en parte por los generadores en función de su firmeza, mientras que otro asistente lo considera un grave error.
Realizando un diagnóstico de la situación que ha propiciado esta reforma, un par de asistentes indican que esta reforma era lo único que se podía hacer ante la situación financiera del sector. Cargar a los PGE con gran parte de coste o incrementar precios de la electricidad es muy difícil en la situación actual.
Entre los elementos negativos sobre los que existe un amplio acuerdo pueden destacarse:

• La reforma no se enmarca en un planteamiento concreto de política energética, restringiéndose a un mero ajuste en las partidas de coste.
• Es difícil el análisis de muchos de los elementos al quedarse abierta la definición de estándares, que son básicos para la cuantificación de los marcos retributivos.
• Desde el punto de vista de la ortodoxia en el procedimiento, la aprobación de un gran volumen de normativa de una vez, tras un proceso de elaboración opaco y no abierto los agentes, no sólo dificulta el análisis de la misma y sino que no permite un nivel adecuado de participación pública.

Algunas valoraciones negativas más particulares:

• La reforma pone de manifiesto la falta de dirección en un proceso de transición energética, abriendo dudas sobre cuáles son las apuestas a futuro.
• La reforma es un mero reparto de costes y realiza un ejercicio de revisionismo del pasado, especialmente intenso en el caso del marco retributivo de las energías renovables.
• Se debería elaborar una Ley general de la energía, aportando soluciones desde la política energética yendo más allá de la visión del sector eléctrico.
• La reforma “sacraliza” el precio del mercado eléctrico al introducirlo como referencia de gran parte de las fórmulas retributivas. Es incoherente basar retribuciones de actividades reguladas en referencias del mercado eléctrico.
• El Anteproyecto de Ley se limita a recoger modificaciones del RD-ley y no es propiamente una ley marco que suponga una reforma de gran envergadura.
• En el caso de la eólica, el ahorro que se buscaba se podría haber conseguido bajando con el sistema existente el suelo a 50 y la prima de referencia a 25. O se podría haber fijado un número de horas máximo con derecho a percepción de apoyos.
• No se incluye ningún elemento de sostenibilidad ambiental en la reforma.
• Se destaca el carácter discriminatorio de la reforma, al incluirse una revisión de la rentabilidad “razonable”, pero sólo para las energías renovables y no para otras tecnologías. Y lo mismo aplica a la hibernación (“¿por qué unos sí y otros no?”) o a los pagos por capacidad.
• La reforma contiene muchas excepciones, casos particulares, y regímenes temporales, lo que no se corresponde con una regulación ortodoxa.

Un integrante del grupo realiza una reflexión general sobre el hecho de que esta reforma probablemente ponga de manifiesto que no se hayan alcanzado los objetivos en términos de liberalización de la ley del sector eléctrico de 1997. Señala que probablemente habrá que reformular muchas cuestiones del sector. Y destaca que un indicador del mayor o menor éxito en la liberalización de un sector es el número de páginas de BOE. Atendiendo a este indicador, al sector eléctrico todavía le queda mucho camino por recorrer.

3. Marco retributivo para las actividades reguladas: redes, energías renovables y cogeneración
Para muchos de los asistentes la eliminación del WACC como referencia para la retribución de las actividades reguladas supone: regular un esquema retributivo de forma ajena a la más esencial ortodoxia regulatoria, muestra un desconocimiento de la actividad de las empresas, al no reflejar la gestión real de los capitales empleados, y no encaja con la experiencia internacional.
La utilización del bono como referencia elimina completamente la señal necesaria para garantizar una rentabilidad razonable y desincentiva inversiones en actividades como distribución (especialmente nocivo para el despliegue de las redes inteligentes) o energías renovables.
Un asistente profundiza más en esta idea señalando no será posible alcanzar los objetivos que se habían planteado en términos de mix energético y de despliegue de redes inteligentes. Cuando se fija en la actividad de distribución un diferencial sobre el bono de 200 p.b., la señal para nuevas inversiones no existe. Se destruye valor. Ninguna compañía eléctrica va a invertir a esa rentabilidad en redes inteligentes.
Por el contrario, dos asistentes ven positivo establecer el bono español a 10 años como referencia para las rentabilidades al capital invertido:

• Uno de ellos comenta que si inviertes en España lo lógico es que sea una retribución de referencia de carácter nacional, como es el caso del bono español;
• Otro señala que en actividades reguladas que son un monopolio de facto, las empresas pueden tener incentivos a apalancarse demasiado, incrementando mucho su WACC. Esto es un problema porque introduce un sobrecoste para el sistema. Utilizándose como referencia el bono, las empresas desarrollarán políticas más rigurosas de financiación y de reparto de dividendos.

Otras reflexiones particulares en torno a la rentabilidad que ofrece el nuevo marco para las actividades reguladas:

• No se entiende la metodología que se ha utilizado para las actividades reguladas. Por ejemplo, en el caso de la distribución no tenía mucho sentido realizar modificaciones en su regulación teniendo en cuenta que existía un mecanismo eficiente (el modelo de red de referencia) para esta actividad.
• En el ámbito de las renovables hay muchas dudas derivadas del hecho de que se establece una rentabilidad del 7,5% antes de impuestos, para después a partir de esta restricción definir los estándares que marcarán la regulación de esta actividad.
• El ejercicio de fijar rentabilidades razonables se podría haber hecho para cualquier actividad no solamente para las renovables.
• Es discriminatorio que la hibernación se restrinja sólo para una tecnología.

4. Modificaciones tarifarias e impacto
En relación al cambio en las tarifas que incrementa el pago fijo y reduce el variable, existe cierto consenso sobre su impacto negativo sobre la eficiencia energética. Un asistente va incluso más allá indicando que esto irá en contra de la electrificación del consumo energético, ya que favorecerá sistemas de climatización con mayor coste variable (ej. aquellos basados en productos petrolíferos).
Varios asistentes señalan que es muy probable que ante este cambio los clientes acaben optimizando el término de potencia. De hecho uno de ellos comenta que la potencia punta en España apenas está entre el 20-30% de la potencia contratada, por lo que el ajuste puede ser importante y reducir los ingresos de las eléctricas por este concepto.
Varios agentes se posicionan a favor de este cambio. Uno de ellos matiza este aspecto comentando que es adecuado que el término fijo sirva para pagar los costes de redes. Sin embargo, los apoyos a las energías renovables se deberían financiar parcialmente con un cargo sobre el precio de los hidrocarburos, ya que se derivan de un compromiso del conjunto del sector energético.

5. Autoconsumo y balance neto
Existe un acuerdo generalizado sobre el hecho de que la normativa aprobada no favorece el desarrollo del autoconsumo ni permite realizar el balance neto. Sobre esta idea se establecen distintos matices por los asistentes:

• Varios asistentes señalan que la reforma ha tenido un “ensañamiento” con el autoconsumo, introduciendo elementos regulatorios que impiden su despliegue.
• Uno de los asistentes profundiza más en esta idea y comenta que el peaje de respaldo desincentiva el autoconsumo porque es superior al peaje que asume cualquier consumidor. Entre las dos opciones que plantea la normativa es más rentable la de “autogenerador” que la de “autoconsumidor”, lo que va en contra de la eficiencia energética.

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