Spain has experienced rising electricity prices and a large tariff deficit since the 2000s due to over-compensation of nuclear and hydroelectric plants, inadequate regulation, and high investment in renewable energy. While renewable energy costs have increased, much of the tariff deficit is attributed to lack of competition allowing excess profits for older power plants. Reforms have focused on taxes rather than addressing the underlying problems of regulation and compensation.

1. ¿Qué está pasando en
el Sector Eléctrico?
Natalia Fabra
Universidad Carlos III de Madrid y
miembro de Economistas Frente a la Crisis
Madrid, Febrero 2014

3. Aumentos del precio de la electricidad en España
70% desde 2006 para los hogares
26% desde 2008 para la industria

4. El precio de la electricidad en Europa
(antes de impuestos)
0,250
Fuente de Datos: Eurostat
0,200
0,150
España
27% superior
a media UE27
EUR/kWh antes de impuestos
2013 Q1; Consumidores domésticos
Media UE27
0,100
0,050
CY
IE
ES
UK
MT
BE
IT
DE
LU
AT
SK
EU-27
NO
EU-28
EA
SE
NL
DK
CZ
PT
SI
EL
PL
LV
LT
FI
HR
HU
FR
EE
AL
RO
ME
IS
BG
BA
MK
:

5. El precio de la electricidad en Europa
(después de impuestos)
Fuente de Datos: Eurostat
0,350
0,300
España
11% superior
0,250
a media UE27
EUR/kWh después de impuestos
2013 Q1; Consumidores domésticos
Media UE27
0,200
0,150
0,100
0,050
DK
DE
CY
IE
IT
ES
BE
EA
SE
AT
PT
EU-27
EU-28
NL
NO
UK
MT
SK
LU
SI
FI
EL
CZ
PL
FR
HU
LV
HR
LT
EE
RO
AL
IS
ME
BG
MK
BA
:

6. Déficit Tarifario en España (M€)
7000
30.000M€
Déficit acumulado
6000
6287
5609
5000
4089
4000
3600
2946
3000
2000
1297
1000
250
182
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

7. ¿Qué es el Déficit Tarifario?

Déficit Tarifario: diferencia entre los costes del suministro
eléctrico y la tarifa que pagan los consumidores

Déficit Tarifario: diferencia entre los costes reconocidos del
suministro eléctrico y la tarifa que pagan los consumidores

8. ¿Qué es el Déficit Tarifario?

Déficit Tarifario (CNE): diferencia entre los costes
reconocidos a las actividades reguladas y la tarifa que pagan los
consumidores
Otros Costes
20.000
18.000
Interrumpibilidad
16.000
CTC's
14.000
12.000
Prima Régimen Especial
10.000
Anualidades déficit
8.000
6.000
Compensaciones
Extrapeninsulares
4.000
Distrib., Gestión Com. y calidad
serv.
2.000
Transporte
0
1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008 2.009 2.010

9. Origen del Déficit Tarifario

Los ingresos del sistema no cubren los costes reconocidos
1.
2.
3.

¿Los consumidores pagan menos del coste del suministro?
¿Los costes reconocidos superan los costes reales?
¿El suministro eléctrico incorpora partidas de costes ineficientes?
Nuestro diagnóstico:





Sobre-retribución de la producción nuclear e hidroeléctrica
Problemas de competencia
Regulación eléctrica inadecuada
Fuerte inversión en energías renovables
Caída de la demanda

10. Origen del Déficit Tarifario
“Una competencia insuficiente en el sector energético ha
contribuido, al menos en parte, a la constitución del déficit
tarifario al favorecer una compensación excesiva de algunas
infraestructuras, tales como centrales nucleares y grandes
centrales hidroeléctricas, ya amortizadas.”
Comisión Europea (Julio 2012), Evaluación del programa nacional
de reforma y del programa de estabilidad de España para 2012

11. Sobre-retribución de nucleares e hidroeléctricas
Total
Retribución
Beneficios
Beneficios
media
Coste variable Regulatorios Regulatorios
(€/MWh)
(€/MWh)
(mill. €)
(mill €)
Tecnología
Energía
Producible
media (GWh)
Hidroeléctrica
30.007
66
11
1.670
Nuclear
59.888
50
22
1.692
Hidroeléctrica
59
1.452
Nuclear
45
1.377
Hidroeléctrica
53
1.257
Nuclear
40
1.078
3.361
2.830
2.335

12. Retribución media de nucleares e hidroeléctricas
en el mercado diario
90,0
Promedio anual 2006-2011:
80,0
€/MWh
Las diferencias en la
retribución se deben
principalmente a que la
nuclear opera en base
(todas las horas del año)
mientras que la hidráulica
“afeita las puntas”
(produce cuando la
demanda es mayor para
percibir los mayores
precios)
70,0
46 €/MWh Nuclear; 60 €/MWh Hidro
Nuclear (€/MWh)
Hidro (€/MWh)
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Generación: datos en el Informe Anual de REE
Retribución media: la Nuclear percibe el precio medio anual del mercado diario ( OMIE), y la Hidráulica un 29% más
Mismos supuestos que los realizados por la CNE en su informe de 20 de Mayo de 2008
2009
2010
2011

13. Márgenes de nucleares e hidroeléctricas
sobre costes variables
Promedio anual 2006-2011:
5.000
1600 M€ Nuclear; 1400 M€ Hidro
4.500
Hidro (M €)
4.000
Nuclear (M€)
M€
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Coste variable Nuclear: 18 €/MWh; Hidro: 6€/MWh
Mismos supuestos que los realizados por la CNE en su informe de 20 de Mayo de 2008, con la excepción
del coste variable Hidráulico, que se ha supuesto el doble del supuesto por la CNE
2010
2011

14. Pagos regulados para el Régimen Ordinario 1998-2011 (M€)
7.000
6.000
Sólo en concepto de Costes de
Transición a la Competencia, las
empresas eléctricas han ingresado más
de 12.000 M€ hasta 2006
5.000
M€
4.000
3.000
2.000
1.000
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Pagos Capacidad
CTCs
Prima al carbón
Compensaciones extrapeninsulares
Margen comercial regulado distribución
Margen comercial regulado comercialización
Prima de riesgo por cantidad CUR
Prima de riesgo TUR
Derechos de emisión gratuitos
2011

15. ¿Son las renovables las culpables?


2005-2010: fuerte esfuerzo inversor en energías renovables
El aumento de costes generado es de muy distinta naturaleza:


Las normas retributivas no eran sobre-venidas
Fuertes externalidades: medioambientales y económicas
 Reducción de emisiones
 Creación de empleo y tejido industrial
 Fomento del I&D
 Reducción de la dependencia energética
 Curva de aprendizaje

16. Energías Renovables
•c€2010 / kWh
Evolución de los costes de inversión
35
30
25
20
15
10
5
0
2010
2015
2020
offshore2
FV Tejado
Eólica
FV Suelo
Solar termoeléctrica
2025
2030
Año de puesta en marcha
Eólica onshore
Fuente: MITyC

17. Energías Renovables
•c€2010 / kWh
Evolución de los costes de inversión
35
30
El que los costes de las nuevas inversiones en renovables
25
sea muy inferior no implica
20
que la primera generación esté sobre-retribuida
15
10
5
0
2010
2015
2020
offshore2
FV Tejado
Eólica
FV Suelo
Solar termoeléctrica
2025
2030
Año de puesta en marcha
Eólica onshore
Fuente: MITyC

18. Revisión de otras partidas







Subastas CESUR con efectos inflacionistas
Compensaciones extra-peninsulares no auditadas
Pagos por capacidad
Resolución de restricciones técnicas
Costes de financiación del Déficit Tarifario
Estado de las concesiones hidroeléctricas
¿Extensión de la vida útil de las centrales nucleares?

19. Posible ahorros anuales para el sistema
Restitución del marco retributivo de nucleares e
hidroeléctricas
Eliminación de la TUR y Subastas CESUR
2.500-3.000M€
1.000 M€
Revisión de los procesos de Servicios de Ajuste
600 M€
Costes extra-peninsulares no auditados
400 M€
TOTAL
4.500-5.000 M€
Hay hueco para evitar el déficit tarifario sin elevar los precios a
los consumidores y sin aplicar recortes retroactivos a las
actividades reguladas

20. ¿Qué ha hecho el Gobierno para
solucionar el Déficit Tarifario?
Impuestos a la producción eléctrica
2.500M€
Recortes a las renovables
Recorte a la interrumpibilidad y a los pagos por
capacidad
Recorte al transporte y distribución
TOTAL
Déficit previsto para 2014: 1.100M€
1.750 M€
396 M€
214 M€
4.860 M€

21. La NO-Reforma del Gobierno

Enero 2013: Impuestos a la generación eléctrica

Impuesto general del 7% sobre la facturación de la energía eléctrica, aplica a
todas las tecnologías
 Impuestos sobre el consumo de combustible fósiles para la generación eléctrica
(gas, carbón y fuel-oil)
 Impuestos sobre la producción en centrales nucleares
 Canon sobre la facturación de las plantas hidroeléctricas

22. Impacto de los nuevos impuestos eléctricos
Precio
Efectos:
Incremento de ingresos para todas las
tecnologías como consecuencia del impuesto
sobre las centrales marginales
•Traslado del 100% a los
precios de la electricidad
•Efecto menor sobre los
ingresos de las centrales
convencionales
P1
•Recorte en la retribución
de las renovables, que no
pueden traspasar el
impuesto a precios
P0
Hidráulica
RE
Nuclear
Carbón
CCGT
Potencia

23. Impacto de los nuevos impuestos eléctricos
6,0%
22,0%
Régimen Ordinario
Consumidores
Régimen Especial
73,0%
Al trasladar al precio la mayoría de las tasas, el 73% del
esfuerzo recae sobre consumidores y el 22% sobre renovables
(aprox. 2.300 M€ y 690 M€)

24. Cotización Futuros de Electricidad 2003
(€/MWh)
55
53
51
49
47
45
ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12
Alemania 2013
jul-12
España 2013
ago-12 sep-12

25. La NO-Reforma del Gobierno

Julio 2013: RD 9/2013

Recortes retroactivos a las actividades reguladas: transporte, distribución,
renovables y cogeneración
 Reducción pagos por capacidad a las centrales de gas
 Penalización del auto-consumo
 La generación con fuentes convencionales queda indemne


Diciembre 2013: Ley 24/2013
Febrero 2014: Propuesta de Orden Ministerial: retribución de renovables

26. Nueva Regulación para las Renovables
¿Rentabilidad razonable?
Fuente: Propuesta de Orden Ministerial por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables…

28. Subasta CESUR Diciembre 2013


Aumento del precio de la Subasta CESUR: 26,5%
Repercusión sobre la tarifa eléctrica: 10,5%

29. Subastas CESUR



Fijación del precio de la Tarifa de Último Recurso (TUR) desde Julio 2009
Periodicidad trimestral
Compradores: comercializadores de último recurso



Integrados verticalmente con la generación, y horizontalmente con los
comercializadores del mercado libre
Vendedores: cualquier compañía que haya cumplido los requisitos de
calificación (no necesariamente generadores)
Los Derechos de Cobro u Obligaciones de Pago se liquidan por diferencias
entre los precios de la subasta CESUR y los del mercado diario

30. Subastas CESUR y Mercado Diario (€/MWh)
70
Las Subastas CESUR han encarecido el
60
precio de la energía en un 15,3%
CESUR
Fuente: OMIE
50
40
Mercado Diario
30
20
Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4
2008 2009 2009 2009 2009 2010 2010 2010 2010 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013

31. ¿Por qué el efecto inflacionista?

Problema de gestión de riesgos: primas de riesgo

Exógenas: volatilidad de los precios del mercado eléctrico
 Endógenas: posibilidad de alteración de los precios del mercado eléctrico

Problema de integración vertical:


Ofertas de los comercializadores libres referenciadas a la TUR
Las empresas pueden afectar los resultados de la subasta CESUR:

Retirándose de la subastas
 Actuando sobre mercados a plazo
 Elevando la volatilidad del mercado diario

32. Ofertas de comercializadores en el Mercado Libre
indexadas a la TUR
Indexación a los precios TUR
Características de consumidores con
dcho. a TUR y sin dcho. a Bono social
Fuente: Comparador de Ofertas CNE.

33. El problema eléctrico es de primera magnitud
El Déficit Tarifario es la manifestación de los
problemas de fondo del sector
La reforma del Gobierno no mejora sino que
empeora las cosas
La reforma eléctrica sigue pendiente

34. Muchas Gracias.