Finalmente, algo más tarde de lo esperado, el 12 de julio de 2013 el Gobierno anunció la reforma de la regulación del sector eléctrico y las líneas maestras de una serie de normas cuyo procedimiento de aprobación se ha iniciado (la “Reforma Eléctrica”). Tal y como ocurrió con anteriores tentativas de llevar a cabo la reforma eléctrica en el pasado, el Gobierno ha manifestado que esta vez será diferente y que la Reforma Eléctrica atajará, de una vez por todas, el enorme déficit de la tarifa eléctrica y sentará los pilares de un sistema eléctrico renovado. Todos los operadores
en el mercado eléctrico, los consumidores y el Gobierno tendrán que soportar su parte de los costes y recortes adicionales para financiar las reformas.
En principio, el paquete de medidas de la Reforma Eléctrica se compone de una serie de normas: (i) el Real Decreto-Ley 9/2013, de 12 de julio, (“RDL 9/2013”); (ii) un anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico (el “Anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico”), que será remitido al Congreso de los Diputados; (iii) una serie de borradores de Reales Decretos que han sido remitidos, primero a la Comisión Nacional de Energía (la “CNE”, actualmente en proceso de integración en la nueva “Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia” o “CNMC”) y luego al Consejo de Estado para que emitan sus correspondientes informes; y (iv) borradores de varias órdenes ministeriales que también han sido remitidos a la CNE para que emita su correspondiente informe. Sin embargo, todavía se encuentran pendientes algunas normas fundamentales y hasta que las mismas se publiquen es virtualmente imposible evaluar de forma precisa los efectos de la Reforma Eléctrica en las empresas e instalaciones existentes, especialmente en las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
Los comentarios y el análisis contenidos en esta nota deben ser interpretados como una introducción a la Reforma Eléctrica. No pretendemos describir todas las normas y regulaciones que se contienen en más de 400 páginas, sino resaltar los cambios más importantes y exponer algunas consideraciones relevantes para inversores y promotores.
Finalmente, y con la salvedad del RDL 9/2013, convalidado por el Congreso de los Diputados el 17 de julio, todas las demás normas que componen la Reforma Eléctrica son proyectos en trámite de aprobación y, por tanto, la redacción final de estas normas puede variar hasta su publicación definitiva. Por ello, habrá que prestar mucha atención a las diferencias que existan entre los borradores actuales y el texto final de las normas cuando entren en vigor.
1. El deficit tarifario
- La solución del déficit tarifario es el elemento central de toda la Reforma Eléctrica. El Gobierno ha estado tratando de poner freno al déficit acumulado durante los años en los que los costes regulados (como la remuneración de la distribución y el transporte, el servicio de la deuda de la financiación del déficit tarifario, los costes extrapeninsulares y las primas de las energías renovables, entre otros) excedieron los ingresos regulados (básicamente, los provenientes de los peajes de acceso a la red).
- Actualmente, el déficit tarifario se financia de forma transitoria por cinco empresas integradas verticalmente (i.e. Iberdrola, Endesa, E.On, Gas Natural Fenosa e Hidrocantábrico) de conformidad con disposiciones específicas incluidas en la Ley del Sector Eléctrico. Estas sociedades tienen derecho a recuperar los importes comprometidos en la financiación del déficit tarifario (incluyendo los intereses devengados). La titulización de los derechos de crédito reconocidos está expresamente contemplada. Las obligaciones derivadas de las emisiones que realice el Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico cuentan con aval de la Administración General del Estado.
- El RDL 9/2013 ha introducido las siguientes medidas dirigidas de forma específica a la financiación del déficit tarifario generado entre 2009 y 2012:
-
Se establecen nuevos valores máximos para el déficit tarifario permitido para los años 2009 a 2012 (i.e., 3.500 MM Euros, 3.000 MM Euros, 3.000 MM Euros y 1.500 MM Euros, respectivamente);
- Se afirma que los déficits de 2010 y 2012 generan derechos de cobro para
las cinco empresas verticalmente integradas y que tales derechos de cobro pueden ser titulizados. Además, el importe del déficit de 2012 se considera definitivo a efectos de permitir su titulización; y
- El importe máximo de las garantías que puede otorgar la Administración General del Estado en el marco de la titulización del déficit tarifario para el ejercicio fiscal 2013 no puede exceder de 4.000 MM Euros.
- El Anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico establece que los peajes deberán ser suficientes para cubrir todos los costes del sistema (i.e. no debería generarse ningún déficit tarifario). No obstante, el Gobierno no puede descartar que el problema del déficit tarifario surja de nuevo (al menos de forma coyuntural) y, en este sentido, el Anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico prevé que, desde el 1 de enero de 2014:
-
Cualquier desequilibrio temporal o déficit no pueda exceder del 2,5% de los ingresos regulados estimados para ese año y el déficit tarifario acumulado en los años anteriores, no pueda exceder del 10% de los ingresos regulados para ese año. Si el desequilibrio o el déficit acumulado exceden de los referidos porcentajes, los peajes se incrementarán en la cantidad necesaria para compensar cualquier exceso sobre dichos umbrales; y
- Cualquier desequilibrio que no resulte compensado mediante los peajes será financiado por todas las empresas que participan en el sistema de liquidación (i.e. las empresas de transporte y los distribuidores, pero también propietarios de instalaciones de energías renovables). Esto supone un cambio fundamental respecto a la situación actual. Las instalaciones de energías renovables han sido equiparadas, al menos a estos efectos, a las actividades reguladas eléctricas y como tales se les pide que financien los déficits tarifarios en el futuro.
- El nuevo régimen de financiación será aplicable a partir del 1 de enero de 2014. Por lo tanto, el déficit tarifario de 2013 se financiará de conformidad con la actual Ley del Sector Eléctrico. Sin embargo, el Anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico no incluye el déficit tarifario de 2013 en el Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico, por lo que las cinco empresas que lo financian no tendrían derecho, en principio, a ceder sus derechos de cobro a dicho fondo de titulización.
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2. Energías renovables, cogeneración y energía a partir de residuos
Podría decirse que el núcleo de la Reforma Eléctrica radica en una transformación radical de la remuneración de las energías renovables, la cogeneración y las instalaciones de producción de energía a partir de residuos. Todas ellas han venido constituyendo el denominado “régimen especial”, para diferenciarlas de las instalaciones de generación ordinarias (como las térmicas de carbón, las térmicas de ciclo combinado, las grandes hidroeléctricas o las nucleares) que participan en el mercado de producción español. De hecho, el Anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico eliminará esta distinción. Las instalaciones de energías renovables, de cogeneración y de producción de energía a partir de residuos (en adelante nos referiremos a todas ellas como “Instalaciones Renovables”) tendrán derecho a percibir una compensación hasta que estas instalaciones se encuentren en condiciones de competir en el mercado. No obstante, cabe destacar que las Instalaciones Renovables conservan su prioridad de acceso a la red y el derecho de verter la totalidad de su producción neta a la red.
Se deroga, por tanto, el marco actualmente aplicable a las Instalaciones Renovables[1] (aunque sólo transitoriamente, hasta que el borrador de Real Decreto sobre Renovables –tal y como este término se define a continuación- sea aprobado) y el nuevo régimen económico que habrá de ser aprobado por el Gobierno se aplicará desde la entrada en vigor del RDL 9/2013 (i.e. 14 de julio de 2013).
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2.1. La nueva normativa
La Reforma Eléctrica aborda la cuestión de las Instalaciones Renovables, esencialmente en el RDL 9/2013, en el borrador de Real Decreto por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables cogeneración y residuos (el “Borrador de RD sobre Renovables”), y el borrador de Orden Ministerial por la que se establece la metodología para el cálculo de la energía eléctrica imputable a la utilización de combustibles en las instalaciones de generación que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles (el “Borrador de OM sobre Combustibles”). El Anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico incorpora las disposiciones del RDL 9/2013 sobre Instalaciones Renovables.
El Borrador de RD sobre Renovables se promulgará previsiblemente en los próximos dos meses, una vez la CNE y el Consejo de Estado hayan emitido sus respectivos informes. Sin perjuicio de lo anterior, los efectos del Borrador de RD sobre Renovables, particularmente por lo que se refiere a los cambios en la remuneración, entrarán en vigor el 14 de julio de 2013, cuando el RDL 9/2013 entró en vigor. Asimismo, se espera que el Borrador de OM sobre Combustibles, que regula la determinación de la producción de electricidad imputable a la utilización de combustibles en las Instalaciones Renovables que utilicen como energía primaria energías renovables sea aprobado aproximadamente en las mismas fechas.
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2.2. Permisos
A grandes rasgos, el procedimiento administrativo de permisos no sufrirá variaciones sustanciales frente al procedimiento seguido hasta ahora. Los permisos de construcción y operación seguirán siendo competencia de las administraciones autonómicas, mientras que la remuneración de las Instalaciones Renovables será competencia de
la Administración central. De otro lado, las instalaciones de generación ubicadas en el mar (off-shore) y las que ocupen territorio perteneciente a más de una Comunidad Autónoma seguirán siendo competencia del Ministerio de Industria, Energía y Turismo (el “Ministerio”), pero ahora podrán construirse además Instalaciones Renovables con una capacidad instalada superior al antiguo límite de 50 MW aplicable a las instalaciones de régimen especial, siendo entonces el Ministerio competente para autorizar tales Instalaciones Renovables (excepto en ciertos territorios extrapeninsulares).
Como hasta ahora –o más bien como hasta antes de la promulgación el 27 de enero de 2012 de la moratoria a la construcción de nuevas Instalaciones Renovables– los nuevos proyectos tienen que ser inscritos en un registro administrativo dependiente del Ministerio, el denominado Registro de régimen retributivo. En primer lugar, se inscribe en “estado de preasignación” para que surja el derecho a la retribución regulada. Para lograr la inscripción, el proyecto necesitará contar con todos los permisos necesarios, tener confirmada la conexión y el acceso a la red de distribución o transporte y haber depositado un aval de 20€/kW para garantizar la construcción del proyecto. Y, en segundo lugar, una vez las instalaciones han sido puestas en marcha dentro del plazo máximo permitido (36 meses improrrogables), debe practicarse en el Registro de régimen retributivo la inscripción de la instalación en “estado de explotación” para que consolide el derecho a percibir la retribución regulada desde el primer día del mes natural siguiente a la puesta en marcha. En resumen, se trata de un procedimiento muy similar al de inscripción en el Registro de preasignación e inscripción definitiva que estaba en vigor hasta ahora. El Borrador de RD sobre Renovables contiene normas detalladas sobre ciertos aspectos prácticos y casos particulares que han surgido en la práctica administrativa de los últimos años.
Las Instalaciones Renovables se clasifican en las mismas categorías amplias que se utilizaban antes (i.e. las instalaciones de cogeneración son todavía instalaciones del “grupo a”, las solares del “grupo b.1”, las eólicas del “grupo b.2” y así sucesivamente), pero se ha racionalizado y simplificado el número de subgrupos.
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2.3. La nueva retribución de las Instalaciones Renovables
La nueva retribución de las Instalaciones Renovables es probablemente el mayor cambio regulatorio de toda la Reforma Eléctrica. El enfoque es radicalmente diferente. Ahora, las Instalaciones Renovables se remunerarán sobre la base de su capacidad instalada y sus costes de operación y mantenimiento, en lugar de su producción (siempre que, no obstante, se alcancen un número mínimo de horas de producción). Supuestamente, esta medida aportará mayor certidumbre a los promotores acerca de la retribución de sus instalaciones.
Y, por primera vez en la historia de la normativa española sobre energías renovables, se define qué constituye una “rentabilidad razonable” para las inversiones en energías renovables llevadas a cabo por los promotores. La Ley del Sector Eléctrico establece que los promotores de instalaciones de energías renovables tienen derecho a una “rentabilidad razonable” de sus inversiones en las instalaciones, y este concepto fue esgrimido por los promotores al impugnar los cambios regulatorios aprobados por los últimos Gobiernos. De conformidad con la RDL 9/2013 una rentabilidad razonable, antes de impuestos, consiste en el rendimiento medio en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a diez años durante los 24 meses previos al mes de junio del año anterior al de inicio del periodo regulatorio (con una duración de 6 años), incrementado en un diferencial determinado. Para las Instalaciones Renovables existentes, el RDL 9/2013 prevé que el diferencial será de 300 puntos básicos. Una referencia similar se usa para la retribución de las instalaciones de distribución y transporte, pero con diferenciales menores (vid. infra secciones 3 y 4). La utilización del rendimiento medio de las Obligaciones del Estado a diez años como referencia se inspira en la retribución de las actividades reguladas del sector gasista, cuya regulación establece un diferencial de 375 puntos básicos sobre la rentabilidad de las Obligaciones del Estado a diez años como referencia para remunerar las inversiones en gasoductos y un diferencial de 350 puntos básicos en el caso de las instalaciones de almacenamiento subterráneo y las terminales de regasificación. Si la utilización de esta referencia para remunerar una actividad como la generación de energía eléctrica es adecuado, es otra cuestión.
En virtud de los cambios regulatorios introducidos en febrero de 2013 (por medio del Real Decreto-Ley 2/2013), las Instalaciones Renovables ya no tenían de hecho la opción de participar en el mercado de producción y cobrar una prima adicional (que fue reducida a cero). Desde entonces estas instalaciones se veían remuneradas exclusivamente mediante la tarifa regulada. El Borrador de RD sobre Renovables va en la misma dirección. Las Instalaciones Renovables tendrán que participar en el mercado de producción, pero se les pagará una retribución anual compuesta de: (a) una retribución regulada de las inversiones en capacidad, y (b) una retribución regulada para la operación. La retribución regulada, que será pagada durante toda la vida útil regulatoria de las instalaciones, deberá conceder a las instalaciones una rentabilidad razonable.
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2.3(a) Retribución regulada de las inversiones
La retribución de las inversiones está diseñada para compensar las inversiones en capacidad que no serían recuperadas a través de la venta de electricidad en el mercado. Se determina con referencia al valor neto de los activos de una “instalación tipo” de generación, asumiendo que la misma la explota una empresa eficiente y bien gestionada.
En los tres meses siguientes a la aprobación del Borrador de RD sobre Renovables, el Ministerio determinará los valores concretos de las instalaciones tipo, teniendo en cuenta diferentes tecnologías, dimensiones, antigüedad, sistema eléctrico (peninsular o extrapeninsular) y otros factores que considere convenientes. Esta determinación es absolutamente esencial, porque sin esos valores estándar, es imposible calcular la retribución a la que tienen derecho, con el nuevo sistema, las instalaciones actualmente en funcionamiento.
La retribución de las inversiones también tendrá en cuenta los ingresos estimados por ventas al mercado eléctrico durante los siguientes 3 años (un semiperiodo regulatorio). Si los precios anuales medios reales se desviasen al alza o a la baja respecto de las proyecciones de los precios de venta estimados, surgirá un derecho de cobro o una obligación de pago para las instalaciones (el denominado “valor de ajuste por desviación en el precio de mercado”).
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2.3(b) Retribución regulada de los costes de explotación
Si, para una determinada tecnología, los costes estimados de explotación por unidad de energía generada son superiores al precio medio del mercado estimado (menos los pagos por capacidad) para esa misma unidad de energía, entonces las instalaciones en cuestión podrán percibir una compensación. Estos costes de explotación también se determinarán por referencia a una instalación tipo operada por una empresa eficiente y bien gestionada. Cabe destacar que, una vez la vida útil regulatoria de una instalación se haya agotado, el Ministerio podrá establecer, durante un periodo limitado en el tiempo, una retribución adicional que permita desde el punto de vista económico mantener esa instalación en operación.
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2.3(c) Una empresa eficiente y bien gestionada
El concepto de empresa eficiente y bien gestionada fue desarrollado por la Comisión Europea como una empresa bajo una dirección satisfactoria, en el contexto del análisis de las ayudas estatales a las compensaciones concedidas por la prestación de servicios de interés económico general (vid “Comunicación de la Comisión relativa a la aplicación de las normas de la Unión Europea en materia de ayudas estatales a las compensaciones concedidas por la prestación de servicios de interés económico general” 2012/C 8/02). No es lo mismo que una empresa que simplemente genere beneficios, también debe cumplir con ciertos estándares contables y de productividad.
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2.3(d) La liquidación de la retribución regulada
La retribución regulada se pagará en 14 pagos, siguiendo el patrón utilizado en las estructuras de pagos de las actividades reguladas en los sectores eléctrico y gasista. Doce pagos mensuales, más otro pago una vez que se disponga de los datos y cifras de cierre del ejercicio (por lo general, en febrero del año siguiente) y un pago final (el décimocuarto) una vez todos los datos hayan sido definitivamente verificados y corregidos. Sin embargo, existen disposiciones específicas sobre la liquidación durante el periodo transitorio (i.e. hasta que el Borrador de RD sobre Renovables sea aprobado y entre en vigor).
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2.3(e) Revisiones a los tres años y a los seis años
Una característica reseñable del nuevo esquema de retribución para las Instalaciones Renovables es que la retribución regulada se determina, en principio, para periodos de 6 años (cada uno, un periodo regulatorio). Al final de cada periodo regulatorio, la nueva retribución deberá ser determinada actualizando las previsiones de ingresos por ventas, las estimaciones de costes de operación, las previsiones de precios, los costes variables de generación, la tasa de retribución financiera y la de rentabilidad razonable. El primer periodo regulatorio finalizará el 31 de diciembre de 2019.
No obstante, cada tres años habrá una revisión de la retribución sobre la base de las previsiones de ingresos por ventas de energía en el mercado para los siguientes tres años y de los valores de ajuste por desviación en el precio de mercado.
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2.3(f) Las Instalaciones Renovables existentes
Las Instalaciones Renovables existentes serán automáticamente inscritas como instalaciones en “estado de explotación” en el Registro de régimen retributivo, si bien dentro de los seis meses posteriores a la aprobación del Borrador de RD sobre Renovables tendrán que proporcionar cierta información topográfica a dicho registro.
Una vez los valores estándar para las instalaciones tipo hayan sido aprobados, parece que a cada categoría de las instalaciones existentes en operación se le atribuirá su correspondiente valor estándar. La retribución se basará en esos valores estándar desde la fecha de puesta en servicio y, presumiblemente, esos valores serán tenidos en cuenta para calcular la retribución a pagar a partir del 14 de julio de 2013. Sin embargo, los detalles sobre tales cálculos y sobre la liquidación de la nueva retribución regulada a la vista de la retribución regulada ya cobrada (a través de las antiguas tarifas reguladas o de los ingresos obtenidos de la venta en el mercado más la prima) son todavía escasos. No obstante, parece improbable que cualquier cantidad ya cobrada en virtud de los esquemas regulatorios existentes tenga que ser devuelta, ya que cualquier acción de este tipo sería muy posiblemente calificada como retroactividad de grado máximo y como tal prohibida.
Conviene señalar que para las Instalaciones Renovables existentes la rentabilidad razonable sigue siendo 300 puntos básicos sobre la rentabilidad media en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a diez años, pero la media se calculará con referencia a los diez años previos al 14 de julio de 2013. Aparentemente, la rentabilidad razonable total antes de impuestos calculada de este modo sería un 7,5%.
Finalmente, el complemento por energía reactiva y el complemento por eficiencia para las instalaciones de cogeneración ha sido suprimido. A partir del 1 de enero de 2014, el complemento por caída de tensión también desaparecerá.
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2.3(g) Nuevos proyectos
La moratoria sobre la construcción de nuevas Instalaciones Renovables que puedan acogerse al esquema de retribución regulada sigue en vigor. No obstante, el Borrador de RD sobre Renovables deja la puerta abierta a nuevos proyectos de cogeneración y de energía a partir de residuos, incluyendo biomasa, que hubieran solicitado la inscripción en el Registro de Preasignación de Retribución en Régimen Especial y que hubieran cumplido con los requisitos para dicha inscripción (distintos del otorgamiento del aval que entonces se requería), con anterioridad a la entrada en vigor de la moratoria (i.e. 27 de enero de 2012). A estos efectos debe presentarse una solicitud durante los dos meses siguientes a la entrada en vigor del RD sobre Renovables y se exige que las nuevas instalaciones sean completadas en menos de 36 meses.
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2.3(h) Cierre de Instalaciones Renovables existentes
El Gobierno está expresamente autorizado a establecer incentivos para el cierre de Instalaciones Renovables en la medida que los costes de tales instalaciones sean excesivos para el sistema eléctrico (en el contexto de una recesión económica); que no haya riesgos para la seguridad de suministro; y que los objetivos estratégicos sobre energías renovables no se incumplan. Esta es una herramienta que el Gobierno podría presumiblemente utilizar para rescatar las instalaciones de generación más pequeñas (como las solares fotovoltaicas) promovidas por pequeños inversores.
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3. Transporte
La actividad regulada de transporte de electricidad era una candidata probable para sufrir una reducción significativa de su remuneración regulada. Según Red Eléctrica de España (REE), los recortes ascienden a 100 MM EUR aproximadamente, sólo en 2013. La nueva propuesta de Real Decreto que regula la nueva metodología de cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica, desarrolla algunas disposiciones del RDL 9/2013:
- Por un lado, el objetivo del Gobierno de reducir los costes de las actividades transporte de energía eléctrica se consigue principalmente mediante la reducción de la retribución financiera de las inversiones, tanto durante lo que resta de 2013 (100 puntos básicos sobre el rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años durante los 3 meses previos al 14 de julio de 2013; cuya suma equivaldría a un 5,5% aproximadamente) como para 2014 y años posteriores (200 puntos básicos sobre el rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años, aproximadamente un 6,5% de forma agregada). Por primera vez desde la Ley del Sector Eléctrico, las fórmulas para el cálculo de la retribución se recogen en una norma con rango de Ley (véanse los Anexos III y IV del RDL 9/2013). La intención probablemente sea transmitir a los inversores que el mensaje de que el nuevo marco legal de retribuciones para Red Eléctrica de España (REE) será más estable que hasta la fecha.
Conviene puntualizar que el desarrollo de nuevas infraestructuras de transporte fue ya severamente restringido en marzo de 2012 (en virtud del RDL 13/2012) y que la retribución base se limitó al valor neto de los activos afectos a la actividad de transporte que no estuvieran completamente amortizados en julio de 2012 (en virtud del RDL 20/2012).
- Pero, por otro lado, coincidiendo con las normas sobre la actividad de distribución, el borrador de RD contiene límites sin precedentes a la remuneración conjunta de la actividad de transporte, así como normas encaminadas a forzar a las empresas de transporte a mantener sus planes de inversiones y de desarrollo de la red.
La remuneración total de las inversiones en activos de transporte no puede exceder del 0,06% de la previsión del PNB de España, salvo en una serie de casos concretos y circunstancias imprevistas. Las inversiones anuales en desarrollo de la red no pueden, por regla general, superar 1,15 veces la retribución anual. No obstante, unas inversiones inferiores a lo planificado durante uno o dos años pueden llevar a recortes en la remuneración del 15% y, en algunos casos, del 25%.
- Dos disposiciones del borrador de RD son de particular interés para los promotores de instalaciones de generación:
- Los promotores pueden adelantar la puesta en funcionamiento de nuevas instalaciones de transporte que ya estén aprobadas y planificadas, si asumen el coste de las retribuciones reguladas durante el periodo comprendido entre la puesta en funcionamiento planificada y la real; y
- Se establece un coste adicional que los promotores de nuevas instalaciones tendrán que satisfacer a la correspondiente empresa de transporte y al Operador del Sistema por la realización de informes sobre la punto conexión y el acceso a la red de los nuevos proyectos. El Ministerio determinará el régimen económico de estos costes.
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4. Distribución
La retribución regulada de las actividades de distribución sufrió un duro revés en 2012 y a principios de 2013. Se estableció entonces expresamente que la retribución regulada pasaría a calcularse sobre la base del valor neto de los activos (excluyendo los ya amortizados), devengándose desde el 1 de enero del segundo año desde la puesta en funcionamiento de cada uno de los nuevos activos de distribución. Además, la retribución regulada estaría referenciada al Índice de Precios de Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos (en lugar del Índice de Precios de Consumo).
De forma similar a la regulación de la actividad de transporte, la retribución regulada de la actividad de distribución:
- Es fija durante periodos de 6 años. El primer periodo comenzará el 1 de enero de 2014 y finalizará el 31 de diciembre de 2019. Un esquema especial de retribución aplicará desde el 14 de julio de 2013 hasta el final del año;
- Se determinará sobre la base de una empresa eficiente y bien gestionada, de acuerdo a las fórmulas que figuran en los anexos del RDL 9/2013;
- Será igual al rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años
incrementado en 200 puntos básicos (100 puntos básicos durante el resto de
2013), al considerarse una actividad de bajo riesgo.
- Está limitada por referencia a la previsión del PNB de España, de forma que no puede superar el 0,12% de tal previsión. Se requerirá a las empresas de distribución que mantengan y respeten sus planes de inversiones anuales y trienales.
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5. Pagos por capacidad
Se introduce una nueva regulación de los pagos por capacidad. Algunos de los cambios han entrado ya en vigor, como la reducción del incentivo a largo plazo introducida por el RDL 9/2013, mientras que otros cambios entrarán en vigor cuando se apruebe el nuevo Real Decreto sobre los nuevos pagos por capacidad, el cierre temporal de instalaciones de generación (“hibernación”) y otras modificaciones en el mercado de producción (el “Borrador de
RD sobre Pagos por Capacidad y Cierre Temporal”), remitido a la CNE para su consideración el 18 de julio de 2013.
El componente a largo plazo de los pagos por capacidad (incentivo a la inversión) se reduce desde los 23.400 EUR/MW/año (que es el resultado de una reducción realizada en 2012, año en que su cuantía era de 26.000 EUR/MW/año) hasta 10.000 EUR/MW/año. En cambio, las instalaciones de generación cuyos diez años de pagos por capacidad no se hubieran agotado el 14 de julio de 2013, verán ampliado el período durante el cual seguirán teniendo derecho a percibir tales pagos por capacidad, en un período de tiempo equivalente al doble del periodo que reste entre el 14 de julio de 2013 y la fecha original de extinción de los pagos por capacidad para esa instalación.
Las nuevas instalaciones no tendrán acceso a los pagos por inversiones en capacidad (salvo que entren en funcionamiento antes del 1 de enero de 2016). No obstante, el Borrador de RD sobre Pagos por Capacidad y Cierre Temporal contempla futuras subastas de pagos por capacidad para incentivar el desarrollo de nueva capacidad (más de 50 MW) en la España peninsular. Se prevé expresamente que las nuevas Instalaciones Renovables no podrán acudir a esas subastas. El Operador del Sistema monitorizará el índice de seguridad de suministro (en base decenal) y publicará un informe cada semestre. Si el Operador del Sistema determina que el índice de seguridad de suministro para los cuatro años siguientes es demasiado bajo, se celebrará una subasta para adjudicar nueva capacidad. Los promotores que deseen acudir a la subasta deberán otorgar un aval especial del 1% del presupuesto del proyecto en cuestión. Los pagos por capacidad se devengarán durante los primeros 10 años desde la puesta en funcionamiento de las nuevas instalaciones de generación.
Debemos destacar otro importante cambio que se contiene en el Borrador de RD sobre Pagos por Capacidad y Cierre Temporal. El incentivo para la disponibilidad a medio plazo de la capacidad de generación, que se introdujo al final del año 2011 con un valor base de 5.150 EUR/MW, queda suprimido. Este incentivo estaba disponible no sólo para las centrales de ciclo combinado, sino también centrales alimentadas con carbón y fuel oil, y para las hidroeléctricas y las estaciones de bombeo. El Borrador de RD sobre Pagos por Capacidad y Cierre Temporal introduce un nuevo incentivo para compensar la disponibilidad de capacidad térmica, reconociendo su contribución a la estabilidad del sistema eléctrico, en tanto que constituye una reserva de capacidad de generación flexible que da soporte al aumento de la generación a partir de fuentes renovables. Este incentivo sólo estará disponible para las centrales de ciclo combinado y las centrales de carbón. El importe de este incentivo se determinará por referencia al coste de oportunidad de la disponibilidad de la tecnología de generación marginal, la de los ciclos combinados. Los valores actuales se determinarán por el Operador del Sistema (REE) cada año, y remunerarán cada hora de cada mes durante el cual la capacidad de generación térmica hubiera estado disponible. El nuevo sistema se reforzará mediante la inspección del Operador del Sistema.
El coste en conjunto del nuevo incentivo se estima en aproximadamente 210 MM Euros (un ligero incremento respecto de los antiguos incentivos por disponibilidad a medio plazo), pero, como expresamente indica la memoria del Borrador de RD sobre Pagos por Capacidad y Cierre Temporal, ese coste será compartido por los comercializadores y consumidores directos en mercado, y, lo que es más llamativo, por las otras instalaciones de generación. Cuanto más alta sea la contribución a la firmeza del sistema eléctrico y a la cobertura de picos de demanda, más baja será la parte de los costes que será soportada por cada productor de electricidad. El Borrador de RD sobre Pagos por Capacidad y Cierre Temporal incluye una tabla según la cual el Ministerio determinará la contribución de cada tecnología a la firmeza del sistema. Claramente, algunos productores de energía a partir de fuentes renovables deberían esperar contribuir al coste de este incentivo más que otros. El Operador del Sistema emitirá una propuesta de determinación de la participación en estos costes de las instalaciones de generación.
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6. El Bono Social
El bono social es un subsidio, en vigor desde 2009, para cierto tipo de consumidores que se considera que se encuentran en una situación de especial vulnerabilidad. La financiación de este bono social fue impuesta como una obligación de servicio público a ciertas empresas de generación, que fueron forzadas a financiarlo de conformidad con ciertos porcentajes cuya forma de determinación nunca fue explicada. El Tribunal Supremo consideró que el sistema de financiación era inaplicable (Sentencia de 7 de febrero de 2012) debido a la ausencia de justificación de la imposición de tales obligaciones a esas empresas en concreto y de los porcentajes aplicables. Desde entonces, el bono social ha sido financiado por el sistema eléctrico en su conjunto, como un coste regulado más.
El RDL 9/2013 diseña un sistema nuevo mediante el cual la sociedad matriz de los grupos verticalmente integrados que lleven cabo actividades de generación, distribución y comercialización, deberá soportar y financiar el bono social. Imponer esta obligación sobre las empresas verticalmente integradas, afirma el RDL 9/2013, permite que la carga se distribuya entre las principales actividades económicas del sector eléctrico y que pueda recuperarse a través de los precios de mercado (cosa que no ocurre en el caso, por ejemplo, de las empresas de transporte). Este argumento no justifica por qué empresas dedicadas a otras actividades (como las comercializadoras u otras empresas de generación que no estén verticalmente integradas) no comparten la carga de estas obligaciones.
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7. Nuevos peajes
En virtud del RDL 9/2013 el Ministerio de Industria tendrá excepcionalmente la competencia de revisar trimestralmente los peajes de acceso (i.e. los términos de potencia y energía activa), en tanto existan circunstancias excepcionales que afectan a los costes regulados o a los parámetros utilizados para su cálculo.
La revisión de los peajes de acceso vigentes está actualmente en proceso y se prevé que esté aprobada en el plazo de un mes. El término de potencia de los peajes se incrementará de forma más que proporcional con respecto al que está actualmente en vigor. De esta forma se hace recaer sobre los consumidores de electricidad su parte de los costes de la Reforma Eléctrica.
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8. Territorios extrapeninsulares
Las actividades eléctricas realizadas fuera de la Península han recibido una atención minuciosa y han sido exhaustivamente revisadas. Al fin y al cabo, los consumidores de electricidad de estos territorios estaban pagando los mismos precios que si estuvieran en la Península, a pesar de que los costes de generación y suministro de electricidad en esos territorios son más elevados. Estos costes adicionales eran sufragados por los consumidores de todo el país. A los efectos de paliar en cierta medida esta situación, el principal cambio que se ha efectuado es que el 50% de esos costes adicionales serán financiados vía Presupuestos Generales del Estado (a pesar de una iniciativa regulatoria anterior de 2009 por la cual se inició una senda regulatoria que culminaba con el traslado a partir de 2013 en la imputación del 100% de estos costes a los Presupuestos Generales del Estado).
Se prevén incentivos especiales a las Instalaciones Renovables en territorios extrapeninsulares en tanto su producción eléctrica sea más barata que la de una central térmica en esos territorios.
Se está redactando una nueva propuesta de Real Decreto sobre Instalaciones Renovables específica para esos territorios. Tendrá que ser coherente con el proyecto de Ley sobre actividades eléctricas en territorios
insulares y extrapeninsulares que actualmente se está tramitando en las Cortes.
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9. Autoconsumo
Se ha creado un registro específico para controlar y supervisar a los consumidores que se abastecen con sus propias instalaciones, así como para aquellos consumidores que se abastecen por medio de una instalación de generación conectada a la red interna o mediante una línea directa. De conformidad con el RDL 9/2013, dicho registro es necesario para crear las condiciones para el desarrollo de otros esquemas de suministro con autoconsumo y de generación con autoconsumo que se desarrollarán inmediatamente.
Estas son las bases para la regulación del autoconsumo con balance neto, esperada
desde hace varios años. Un borrador de RD regulando el autoconsumo ha
sido igualmente remitido a la CNE para su informe. Entre las medidas propuestas
figura la del pago de un "peaje de respaldo" por los consumidores.
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10. Cierre temporal de instalaciones de generación (“hibernación”)
El Borrador de RD sobre Pagos por Capacidad y Cierre Temporal, por primera vez, regula el cierre temporal de centrales térmicas de ciclo combinado de más de 50 MW (“hibernación”). Ello responde básicamente a la demanda de las centrales de ciclo combinado para que se alivie la difícil situación que están atravesando en las actuales condiciones de mercado. Actualmente, las centrales térmicas de ciclo combinado están proporcionando apoyo a las instalaciones renovables y, con ello, aportan flexibilidad del sistema eléctrico. En este escenario, puede ser preferible para una central de ciclo combinado cerrar temporalmente sus instalaciones hasta que el mercado se recupere.
Con esta finalidad, sobre la base de informes y proyecciones del Operador del Sistema sobre el margen de seguridad de suministro, se organizará una subasta para adjudicar la capacidad que podría cerrarse temporalmente durante el año siguiente. Los participantes en la subasta pujarán por la compensación a percibir hasta que el límite de capacidad subastado se haya alcanzado. No obstante, existen varios aspectos sobre el funcionamiento de estas subastas que deben ser regulados en detalle. El período de cierre temporal de las instalaciones tendrá una duración máxima de un año, un periodo que podría estimarse demasiado corto. No obstante, de manera excepcional, la primera subasta podrá tener una duración mayor (aún por determinar). Sin embargo, el Gobierno públicamente ha estimado en unos 6.000 MW de capacidad de las centrales térmicas de ciclo combinado que se podrían acoger a la hibernación.
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11. Revisión del mercado de producción
En los últimos años, el sector eléctrico español ha vivido un debate intenso tratando de discernir si el mercado de producción de energía está funcionando adecuadamente y, en particular, si el diseño de un mercado marginalista es el correcto. La Reforma del Sector Eléctrico de 2013 no parece contener ningún cambio fundamental en la sustitución de ese mercado marginalista. Sin embargo, va a crearse un grupo de trabajo con la función última de revisar el mercado de producción, compuesto por representantes del Ministerio, la CNMC, el Operador del Sistema y los sujetos del mercado. Este grupo tiene el cometido de elaborar propuestas específicas para la revisión del mercado de producción dentro de los seis meses siguientes a la aprobación del Borrador de RD sobre Pagos por Capacidad y Cierre Temporal (y, si no, el Ministerio llevaría a cabo sus propias propuestas).
En paralelo, va a solicitarse que el Operador del Sistema y el Operador del Mercado eleven propuestas al Ministerio para adaptar los actuales procedimientos y reglas de operación aplicables al mercado diario e intradiario, así como a los procesos de liquidación, para adaptarlos a los reglamentos europeos, los nuevos códigos de la red y a una larga lista de ajustes establecidos en el Borrador de RD sobre Pagos por Capacidad y Cierre Temporal. Ambos Operadores dispondrán de dos meses desde la aprobación del referido Borrador de Real Decreto sobre Pagos por Capacidad y Cierre Temporal para elaborar sus respectivas propuestas.
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Si bien algunas de las medidas contenidas en la Reforma Eléctrica sin duda serán altamente polémicas y los efectos concretos que tendrán en las empresas puede que no se conozcan con precisión hasta que las normas en desarrollo sean finalmente aprobadas, hay que reconocer que la Reforma Eléctrica constituye
el inicio del fin de las incertidumbres que habían paralizado al sector durante los últimos años.
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El propósito de estas notas es proporcionar algunos comentarios preliminares acerca de las implicaciones más significativas de la Reforma Eléctrica
de 2013. No obstante, no se trata de una descripción exhaustiva ni un resumen de todas sus normas, ni su objetivo es constituir asesoramiento legal para los clientes. Nuestra área de práctica de Energía y financiación de proyectos se encuentra a su disposición para facilitar más información o asesoramiento legal específico si
así lo desea. Por favor, contacte con:
[1] Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre y artículo 4 del Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril.
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1. El deficit tarifario