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Los entresijos del funcionamiento del sistema eléctrico español

  • En 2002 empezó a generarse un déficit que acumula más de 28.000 millones
  • Los ingresos no cubren los costes reconocidos por el Gobierno al sector
  • Las tarifas que pagan los consumidores son fijadas, en parte, por el Ejecutivo
  • Algunos costes están relacionados con las redes de suministro
  • También hay retribuciones e incentivos a distintos tipos de fuentes de energía

Por
Gráfico de costes e ingresos regulados del sistema eléctrico en 2013
Elaboración de la CNE

La liberalización del sistema eléctrico español se definió en 1997 con la Ley del Sector Eléctrico, aunque las tarifas reguladas no desaparecieron hasta 2009. A partir de ese año, los consumidores con potencias instaladas superiores a 10 kW tienen que contratar a una comercializadora que les suministre la energía a un precio, teóricamente, fijado en el mercado libre por la oferta y la demanda. Por su parte, los consumidores más pequeños (con menos de 10kW de potencia) pueden elegir entre ir a ese mercado o acogerse a la Tarifa de Último Recurso (TUR), parcialmente regulada por el Gobierno, que ahora la ha rebautizado como Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC).

Los ingresos logrados a través de una y otra tarifa deberían bastar para financiar los costes del sistema, pero esa ecuación no cuadra y, desde 2002, se ha ido generando el llamado déficit de tarifa. Pero, ¿por qué?. Las claves se resumen a continuación

¿Qué es el déficit de tarifa?

Este desequilibrio se origina porque los ingresos logrados a través de la factura que pagan los consumidores no cubren todos los costes que el Estado ha reconocido al funcionamiento del sistema, al decidir cómo retribuir o incentivar cada fuente de energía y fijar los peajes para pagar la mayor parte de esos costes.

La ley de 1997 permitía que las empresas eléctricas se anotaran esa diferencia como  una deuda de los consumidores con ellas, que deben devolver en un período de 15 años.

Sin embargo, los ingresos definitivos acaban dependiendo de la demanda real de energía, mientras que los costes finales aparecen condicionados por el mercado energético (por ejemplo, las primas a las renovables se marcan por la diferencia entre la retribución que se les prometió en una norma de marzo de 2004 y el precio de la energía en el mercado). En un contexto como el actual, en el que caen tanto el consumo como el precio de la energía, el desajuste entre unos y otros ha ido a más.

A partir de 2010, el déficit empezó a titulizarse a través del Fondo estatal de Amortización del Déficit Eléctrico (FADE), es decir, que se coloca en el mercado de deuda en forma de bonos, igual que se hace con la deuda del Estado o la de las empresas. Así, con el aval del Estado, las eléctricas van recuperando lo que las normas han establecido que se les debe. El problema es que se coloca ofreciendo una rentabilidad al inversor que compra los títulos, y ese interés se convierte en un coste que pasa a engrosar el mismo déficit.

El déficit de tarifa sumaba 28.000 millones de euros al cierre de 2012, según la CNE. En 2013 podrían haberse generado otros 10.500 millones adicionales, según el Gobierno que, para evitarlo, ha adoptado varias medidas en 2012 y 2013, como la creación de impuestos a la generación o la reciente subida de los peajes de acceso.

Sin embargo, una de esas medidas era la aportación de 3.100 millones de euros por parte del Estado (2.200 millones en un crédito extraordinario y otros 900 millones para enjugar el sobrecoste de los sistemas extrapeninsulares), pero el Gobierno ha dado marcha atrás en esa contribución en diciembre de 2013 y eso ha provocado un aumento del déficit eléctrico acumulado, que podría cerrar el ejercicio con cerca de 4.000 millones más, ya que también puede haber menos ingresos de los calculados debido a que la caída de la demanda ha sido mayor de la estimada, algo que ya advirtió la desaparecida CNE.

¿Cómo se marca el precio de la energía?

Según el diseño del sistema, el precio de producción de la electricidad se marca a diario, en función del consumo real en España y la cantidad de energía generada por cada productor en cada momento. Ese es el precio del mercado libre -que fluctúa en función de la cantidad de energía disponible y la demanda que debe atender- y que determina el precio que pagan los clientes mayoristas o el que ofrecerán las comercializadoras en sus contratos.

Pero ese precio no es el que pagan los consumidores acogidos a la TUR. Ése se marca cada tres meses, en una subasta denominada CESUR entre las grandes generadoras de electricidad y las comercializadoras.

En esa puja se decide cuánto costará producir la energía en los siguientes tres meses, en función de los gastos que tengan que afrontar las empresas generadoras, derivados -por ejemplo- del precio estimado de los combustibles utilizados en la producción.

El precio por kilovatio/hora marcado en la CESUR decide casi la mitad no regulada de la TUR.

¿Cuáles son los costes reconocidos?

Aparte del coste de producir energía, el sistema tiene unos costes añadidos de inversión, instalación y mantenimiento de infraestructuras y redes.

En las sucesivas normas sobre el funcionamiento del sistema eléctrico aprobadas desde 1997, los distintos Gobiernos han establecido unos costes a ese sistema que la CNE califica desde 2012 como “costes reconocidos”, en un intento de distinguirlos de costes reales.

Primero, se reconocen unos costes a las actividades relacionadas con las redes, como el transporte (monopolio de Red Eléctrica Española) y la distribución, en manos de las cinco grandes eléctricas que protagonizan también la mayoría de la generación: Endesa (controlada por la italiana Enel), Iberdrola, Gas Natural Fenosa, E.ON España y Hidrocantábrico, propiedad de la portuguesa EDP.

Segundo, se incentiva la inversión en fuentes renovables y en ciclos combinados (centrales que generan electricidad a partir del gas natural y de vapor de agua), prometiendo el abono de unas primas a la producción.

En tercer lugar, se compensa a las fuentes que nacieron bajo la normativa anterior a 1997 (nucleares e hidroeléctricas) por el proceso de transición a la competencia.

También se incluye como coste del sistema las subvenciones al suministro de electricidad a las islas, Ceuta y Melilla (sistemas extrapenisulares) y lo que se denomina servicio de interrumpibilidad, que es un pago a las grandes industrias para que estén dispuestas a desenchufarse de la red y así tener garantizado el suministro en todo momento.

Por último, también se añaden a los costes del sistema eléctrico las anualidades que se pagan del déficit de tarifa, la moratoria nuclear o la gestión de residuos nucleares.

¿Qué son los peajes de acceso?

Son unas tarifas que determina el Gobierno cada tres meses y que pretenden cubrir los gastos asociados al uso de la red eléctrica. Dentro de esas tarifas se fija un precio a cada kilovatio de potencia contratada y otro, a cada kilovatio/hora consumido (ver fórmula superior).

El ministro de Industria y Energía, José Manuel Soria, ha anunciado este agosto que estos peajes se revisarán a partir de ahora de forma automática cuando la diferencia entre costes e ingresos aumente por encima del 2,5%.

Los peajes sirven para pagar el coste de las redes - transporte y distribución, que absorben el 45% de los ingresos por peajes-, pero también el resto de los costes para los que –según la CNE- no existe una “metodología de asignación”.

¿Cómo influyen los peajes en la factura al consumidor?

Los peajes determinan, aproximadamente, algo más de la mitad de la Tarifa de Último Recurso (TUR) o Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC).

El resto de la TUR se fija en la subasta trimestral (CESUR) entre generadoras de electricidad y las comercializadoras que proporcionan el suministro a los consumidores (éstas empresas son filiales de las grandes eléctricas, aunque formalmente aparecen separadas de éstas).

Los peajes también repercuten en el precio pagado por los consumidores no acogidos a la TUR. Estos pagan a las comercializadoras eléctricas un precio dependiente del mercado y fijado en unos contratos que incluyen cláusulas de revisión automática para reflejar esas variaciones de los peajes.

¿Hay otros ingresos que paguen los costes del sistema?

Además de los ingresos por peajes, el Gobierno pretende cubrir los costes regulados del sistema eléctrico en 2013 con los ingresos obtenidos en las subastas de emisiones de CO2 (estimados en 150 millones de euros, 300 millones menos de lo esperado), los nuevos impuestos creados en la Ley de Sostenibilidad Energética aprobada el año pasado (2.650 millones, 275 millones menos de lo calculado en febrero).

El crédito extraordinario de 2.200 millones concedido por el Estado era una de esas fuentes, pero -como ya se ha explicado- se ha anulado en el último momento, al igual que los 925 millones de euros que iban a pagar los Presupuestos Generales de 2014 para cubrir la mitad del sobrecoste por la subvención del suministro a los sistemas extrapeninsulares (Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla) (ver gráfico). Esas anulaciones causarán que en 2013 sí haya déficit, en contra de lo previsto inicialmente por el Ejecutivo de Mariano Rajoy.

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