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Déficit de tarifa I – Visión de 2013

12 de agosto de 2018 0 Comentarios
Déficit de tarifa I – Visión de 2013 - Ingebau

Durante los años 2012 y 2013 trabajé en la comisión de energía del Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Andalucía Occidental.

Dentro de los grupos de trabajo se me encargó la redacción de un artículo sobre el Déficit de Tarifa.  Lo cierto es que nunca lo vi publicado y he decidido recuperarlo para el Blog.

Este artículo fue escrito en mayo de 2013 antes de la nueva ley del sector eléctrico, está desfasado. Si despierta interés podríamos escribir otro que continúe la historia. Si se quiere profundizar en el Déficit de Tarifa El informe Frankenstein de Iñaki de las Heras es muy recomendable.

El déficit de tarifa es la mayor amenaza que se cierne sobre el sistema eléctrico español. Aunque no es un problema a corto plazo, su magnitud, y la situación económica de España exigen que sea resuelto con urgencia.

Se han propuesto diferentes medidas para solucionar el problema desde muchos ámbitos. Sin embargo, estas propuestas suelen ir marcadas por los intereses de los agentes del sector. No olvidemos que se trata de un mercado muy regulado donde los ingresos vienen definidos por Real Decreto.

Para tratar de comprender qué es el déficit de tarifa hay que saber qué es, cuál fue su origen, qué partidas lo componen y cómo ha evolucionado en el tiempo. Sólo de esa forma se podrá tener una visión objetiva del problema y saber cuáles son sus posibles soluciones.

El déficit de tarifa es la diferencia entre los costes del sistema eléctrico y sus ingresos.

Cuando los costes superan a los ingresos las principales compañías eléctricas (Endesa, Iberdrola, Gas Natural, Hidroeléctrica del Cantábrico, y EON) están obligadas a cubrir esta diferencia. Estas compañías eléctricas tienen derecho a recuperar las aportaciones por este concepto, reconociéndose además un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado.

 

Historia

El origen del déficit de tarifa se remonta al RD 1432/2002, donde se fijaba una tasa de crecimiento máxima permitida a las tarifas eléctricas (hay que recordar que en ese año los consumidores cualificados podían escoger comprar la energía a tarifa o en mercado liberado)

Posteriormente, el RD 1634/2006, reconoció un déficit ex ante (déficit entre los ingresos y los costes previstos, habitualmente inferior al déficit real) hasta septiembre de 2007 de 1.500 M€. Este déficit se financiaría mediante subastas de derechos a percibir una retribución mensual a cargo de la tarifa eléctrica. De esta forma las compañías eléctricas sólo estarían obligadas a financiar la diferencia entre el déficit real y el déficit previsto. Lamentablemente estas subastas no tuvieron éxito por la situación financiera mundial.

En el RDL 6/2009, se establece la completa eliminación del déficit de tarifa para el año 2013. Para ello, se adecuarán las tarifas de acceso de forma que este déficit disminuyera progresivamente, fijando unos déficits máximos anuales.

Para financiar estos déficits y los pasados, se creó (RDL 6/2009 , RDL 6/2010 y RD 437/2010) el Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE) que compra el déficit tarifario a las compañías eléctricas y lo financia emitiendo deuda con aval del Tesoro Público. El dinero para pagar esta deuda procederá de la factura eléctrica, es decir, se añadirá a los costes del sistema eléctrico.

En el RDL 29/2012, de 28 de diciembre, de mejora de gestión y protección social en el Sistema Especial para Empleados de Hogar y otras medidas de carácter económico y social, se elimina la obligación de déficit ex ante cero para 2013 y se fija el límite máximo de déficit de 2012 en el que resulte.

Componentes

Como se ha expuesto antes el déficit de tarifa es la diferencia entre los ingresos del sistema y sus costes reconocidos.

Los ingresos del sistema provienen del pago de los peajes de acceso a la red, los peajes de generación, y los nuevos impuestos introducidos en Ley 15/2012 de 27 de diciembre (nuevas tasas de generación, impuesto por producción y almacenamiento de combustible nuclear gastado, tasa a la producción hidroeléctrica, y tasa al gas natural)

Los peajes de acceso a red constituyen una cuota que todos los consumidores pagamos en nuestra factura eléctrica. Esta se descompone en un término de potencia y otro de energía regulado por el estado. Estos ingresos dependen del consumo. Después de una tendencia alcista ininterrumpida en el consumo eléctrico, a partir de 2008 los efectos de la crisis económica y la mejora en la eficiencia energética hacen que la demanda baje. Lo que podría ser una buena noticia se convierte en mala por reducción de ingresos al sistema

El resto de ingresos dependen de la cantidad de energía producida.

Dentro de los costes del sistema, hay un cajón de sastre en donde se han ido metiendo distintos pagos. Los principales son:

Costes de Redes y costes de gestión del ATR (Acceso de Terceros a red). El transporte y distribución de energía eléctrica son monopolios físicos. Los ingresos de estos negocios vienen determinados por el estado, y se revisan anualmente. Esta retribución se hace, entre otros factores, en función del tamaño de red y sus componentes. También se retribuye, entre otros, la gestión de los contratos de acceso, gestión de lectura y facturación. Se trata de un coste independiente del consumo.

Costes de diversificación y seguridad del abastecimiento. Que incluyen la Moratoria Nuclear, el Fondo para la financiación de actividades del Plan General de Residuos Radioactivos, el coste de la compensación por interrumpibilidad, los pagos por capacidad, ayudas a la generación con carbón nacional, y otras compensaciones

Cuando se suspendió la construcción de las centrales nucleares de Lemóniz (Vizcaya), Valdecaballeros (Badajoz) y Trillo II (Guadalajara) en 1984, como consecuencia de la moratoria nuclear, se acordó indemnizar a los promotores. La indemnización se fijó en 4.383 M€ que fueron pagados íntegramente en 1996 a través de un fondo de titulización. La compensación total debe quedar “plenamente satisfecha” a través de la tarifa eléctrica por los consumidores durante 25 años a partir del 20 de enero de 1995, esto es, hasta 2020.

Coste del servicio de interrumpibilidad, se utiliza para mejorar la gestionabilidad del sistema. Ciertos grandes consumidores tienen un descuento en su tarifa a cambio de estar dispuestos a interrumpir su suministro en determinadas ocasiones al año ante un requerimiento del operador del sistema.

Pagos por capacidad. Al igual que el anterior se utiliza para garantizar la gestionabilidad del sistema. Consiste en un pago a ciertas plantas de generación por estar disponibles para generar energía a instancias del operador del sistema.

Ayudas a la generación con carbón nacional, reguladas por el RD 134/2010 de 12 de febrero. Se incentiva a las centrales térmicas que queman carbón nacional.

Costes permanentes que incluyen Compensación insular y extrapeninsular, Costes del Operador del Sistema (REE), Operador del Mercado (OMEL), Costes de la Comisión Nacional de la Energía (CNE), Prima del Régimen Especial, Financiación del Déficit de Tarifa, Financiación del Bono Social.

Costes de compensación insular y extrapeninsular. La energía producida fuera de la península es más cara, esta diferencia de precio se incluye en los costes del sistema para que todos los usuarios paguemos la misma cantidad independientemente de donde residamos.

Los operadores del sistema y su regulador, se financian a través del mismo sistema.

Primas del régimen especial. Para incentivar la generación en régimen especial, se fijó en el REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, una retribución de cada kWh generado. La diferencia del precio del mercado mayorista (pool) y la retribución del régimen especial se añade a los costes del sistema.

Como se explicó anteriormente dentro de los costes del sistemas se incluyen las anualidades del FADE para financiar el déficit de tarifa anterior.

El bono social es una tarifa eléctricareducida para ciertas familias, este descuento se financia a través de los costes del sistema.

En la gráfica se ve la evolución de los ingresos y costes del sistema desde el año 2000 a 2012 (liquidación 12 del año 2012, fuente CNE)

Hasta el año 2009 dentro de estas liquidaciones se incluía la compra-venta de energía a tarifa ya que aún no había finalizado la liberalización del mercado (por eso los ingresos y los gastos disminuyen desde el pico de 2008 hasta 2010)

En la gráfica se puede ver como lo gastos se incrementan a partir de año 2008 con las nuevas primas del régimen especial. También se puede ver que la limitación legal al déficit de tarifa no se cumplió.

Conclusión

El déficit de tarifa se creó como un artificio que permitió subvencionar la tarifa eléctrica sin recurrir a los presupuestos generales del estado (y por tanto sin generar déficit público). De esta forma se controló la inflación sin coste para el Estado.

Las políticas energéticas con cargo a la tarifa eléctrica han inflando esta burbuja, creando la mayor amenaza al sistema eléctrico español, a los agentes implicados y a la propia credibilidad del reino de España.

En aras de esta credibilidad, no se debería de solucionar el problema mediante una quita del déficit o de los pagos ya comprometidos.

Tampoco la solución pasa por una subida masiva de los peajes de acceso a red, ya que podría provocar la deslocalización de la industria intensiva en energía, provocando una mayor caída de la a y un agravamiento del problema.

Ninguna solución será ecuánime sin un análisis de la naturaleza de los costes, su importe real y la forma en que se van a pagar. Fruto de este análisis se deberá definir un nuevo marco regulatorio para el sistema eléctrico. Este nuevo modelo deberá ser decidido de común acuerdo entre todos los agentes del sistema.

La sociedad civil española no puede dejar pasar la oportunidad de definir el tipo, la forma y el precio de la energía que va a consumir mañana.

 

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