cuadernos orkestra 2015/10 issn 2340‐7638

Delaliberalización(Ley54/1997)alareforma(Ley24/2013)delsectoreléctrico

español

DíazMendoza,AnaCarmen

LarreaBasterra,Macarena

ÁlvarezPelegry,Eloy

MosáculaAtienza,Celia

Abrilde2015

CuadernosOrkestra2015/10

ISSN2340‐7638

CátedradeEnergíadeOrkestra

Docum

entosdeEnergía2015

DocumentosdeEnergía*1

DíazMendoza,AnaCarmena;LarreaBasterra,Macarenab;ÁlvarezPelegry,EloycMosáculaAtienza,Celiad

C/HermanosAguirrenº2.EdificioLaComercial,2ªplanta.48014Bilbao

Phonea:3494.413.90.03‐3245.Fax:94.413.93.39.

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CódigosJEL:D24,E30,L52,L94,O2

Palabrasclave:mix,productividad,agentes,liberalización,preciosdelaelectricidad,incertidumbreregulatoria,rentabilidad,apalancamiento.

EsteestudiohacontadoconlaayudadelaSPRI.

Lasopiniones,análisisycomentariosrecogidosenestedocumentoreflejanlaopinióndelosautoresynonecesariamentedelasinstitucionesalasquepertenecen.

*1Documento:Escritoconelqueseprueba,editaohaceconstarunacosa(Casares).Escritoenqueconstandatosfidedignososusceptiblesdeserempleadoscomotalesparaprobaralgo(RAE).

“DocumentosdeEnergía”constituyeunaseriedetextosquerecogelostrabajospromovidosorealizadosporlaCátedradeEnergíadeOrkestra.

Delaliberalizaciónalareformadelsectoreléctricoespañol

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PRESENTACIÓN

Elsectoreléctricoespañolseencuentraenunestadodetransición.TrascasidosdécadasdesdelapromulgacióndelaLey54/1997delaliberalizaciónynumerososacontecimientos como la creación de la figura del comercializador, ladesintegraciónverticalquehavividoelsector,loscambiosenelmixdegeneración,etc.;el sectordebíadeenfrentarunanuevaetapa,donde losproblemassurgidosduranteestetiempo,comoeldéficitdetarifa,fueranresueltos.

Fruto de esta evolución y de la situación a la que llegó, el Gobierno planteó enveranode2013unareformaquepodríadefinirsecomointegraldelsector,yunanuevaLeydelsector,laLey24/2013;quepartiendodelabasedelasfortalezasydebilidades del sistema eléctrico; planteará retos a los agentes en el objetivo demejorarlacalidadygarantíadesuministroconlosmenorescostesposibles.

El presente estudio presenta cómo ha evolucionado el sector durante estas dosdécadasycómoseencuentraparaenfrentarlosretosquelareforma,juntoconlasituacióneconómica‐financieraydedesarrollotecnológicoleplantearán.

Para ello, se realiza primero un análisis del marco general del sector, donde seanalizan la evolución del parque de generación eléctrico, la aparición de nuevosagentesenelsector,queinteractúanconstantementeenelprocesodesuministroyconsumodeelectricidad.Tambiénseanaliza la reducciónde laconcentracióndelasempresaseléctricastraslaliberalización,parafinalmenteconcluirelapartadoconunarevisióndelasprincipalesvariablesdeproductividad.

Tras este marco general, se analizan los precios de la electricidad comocomponentefundamentalparaelbienestardelosciudadanosylacompetitividaddel sector empresarial del país. Se destacan aspectos relativos a las diferenciasexistentesenlosdiferentespaíseseuropeosyalapresiónalaqueestásometidoelsector en materia medioambiental, finalizando el análisis con una muestra delproblema que ha sido para las empresas eléctricas el desarrollo de un déficitinsostenibledetarifa,queparecequelanuevanormativahabríaresuelto.

Como consecuencia de los diferentes acontecimientos, el Gobierno ha idodesarrollando una normativa que ha sido objeto de análisis, en especial en elámbitodelrégimenespecial,garantíadepotencia,retribucióndeladistribuciónyfiscalidad; que han planteado en numerosas ocasiones cuestiones relativas a lainseguridadjurídicayquepodríaplantearobstáculosalainversión.

El informe termina, antes de las conclusiones con un análisis de las principalesvariableseconómico‐financieras,dondesemuestralaevolucióndelarentabilidadde la actividad, evolución de la deuda y otras variables, en un sector que semuestracadavezmásinternacionalizado.


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ÍNDICE1. MARCOGENERAL........................................................................................................................1

1.1. Evolucióndelparqueeléctricoespañol.......................................................................1

1.2. Numerososagentes,coninteresesdiferentes..........................................................5

1.3. Disminucióndelaconcentracióndelasprincipalescompañíaseléctricas.... ....................................................................................................................................................13

1.4. Productivoyeficiente.......................................................................................................14

2. PRECIOSDELAELECTRICIDAD........................................................................................24

2.1. Lospreciosparaelconsumidordoméstico............................................................28

2.2. Lospreciosparaelconsumidorindustrial..............................................................34

2.3. Dispersióndeobjetivosysobrecargadelosprecios..........................................38

2.4. ElasticidaddelademandadeelectricidadenEspaña........................................41

2.5. Unelevadoeinsostenibledéficitdetarifa..............................................................44

3. CAMBIOSREGULATORIOSEINSEGURIDADJURÍDICA........................................47

3.1. Ley24/2013,de26dediciembre,delSectorEléctrico.....................................50

3.2. Sobreel régimenespecial; lasenergíasrenovables, lacogeneracióny losresiduos...............................................................................................................................................52

3.3. Garantíadepotencia.........................................................................................................59

3.4. Retribucióndeladistribucióneléctrica..................................................................65

3.5. Lafiscalidadenergéticayambiental..........................................................................71

4. SECTOR EMPRESARIAL CON CLARA DEBILIDAD ECONÓMICO‐FINANCIERA..........................................................................................................................................75

4.1. Evolucióneneltiempo.....................................................................................................76

4.2. BrevecomparaciónconEuropa...................................................................................88

4.3. Impactodelasituacióneconómica‐financierasobrelascotizacionesdelasempresas.............................................................................................................................................89

5. CONCLUSIONES..........................................................................................................................95

6. BIBLIOGRAFÍA...........................................................................................................................98

7. ANEXO.........................................................................................................................................102

AUTORES.............................................................................................................................................103


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RESUMENEJECUTIVO

No se puede entender la sociedad actual sin la electricidad. Por este motivo, elsectoreléctricoesfundamentalparalaeconomía,tantocomoactividadeconómicacomopor elproductoqueofrece,necesariopara los consumidoresdomésticosyparamuchosconsumidoresindustriales.

Muestra de ello es la evolución de la demanda de electricidad que crecióaproximadamenteun35%hasta2008;momento,apartirdelcualcomenzóacaer,situándoseen2013ennivelesinferioresalosdelaño2006,comoconsecuenciadequeelsectornohasidoajenoalatanmencionadacrisiseconómica.

Marcogeneraldelsectoreléctricoespañol

Desdequeen1997seaprobarálaLey54/1997delsectoreléctrico,estaactividadhasufridonumerososcambios,muchopromovidosporlapropiaLey,otrosporlasinstituciones europeas y las decisiones gubernamentales y otros muchos por eldesarrollotecnológico,eldevenireconómicoyacontecimientossociales.

Partedeellossehamanifestadoencambiosenlapotenciainstaladaenelparqueeléctriconacional,dondehahabidounimportanteprocesodeinversiónenfuentesrenovables de energía y ciclos combinados; habiendo pasado las tecnologíasconvencionales2derepresentarun85,5%delapotenciatotalen2000;aun37,5%,en 2014. Estas cifras muestran el protagonismo que han adquirido los cicloscombinadosdegasylasfuentesrenovablesenelmixdegeneración,queademás,esahoramenos intensivoencarbono.Asímismo, laprogresiva incorporacióndenuevapotenciahapermitidoaumentar la reservadecapacidad,garantizando,deestemodo,laseguridaddelsistema.

En el último periodo se ha observado unamayor participación del carbón en laproducciónquejuntoconelincrementodelaproduccióndelasfuentesrenovablesylacaídadedemanda,estárelegandoaloscicloscombinadosaoperarunnúmerode horasmuy inferior para el que fueron programados. Para solventar el actualexcesode capacidad, elGobiernohaplanteado laPropuestadeRDpor laque seregulanlosmecanismosdecapacidadehibernaciónysemodificandeterminadosaspectosdelmercadodeproduccióndeenergíaeléctrica,dentrode lapropuestadereformaeléctricadejuliode2013,quesiguependientedeaprobación.

Otrocambioquesehaproducido,consecuenciadela liberalizacióndelsector,hasidolaaparicióndenuevosagentesenelsector(generadores,comercializadores,distribuidores,etc.)queademás,hahechoquelosagentestradicionales,perdieranpoder de mercado; siendo ahora el nivel de concentración del sector eléctricoespañoldelosmenoresdelaUE.

2Incluye:Hidráulica,nuclear,carbónyfuel+gas.


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Una de las principales cualidades que se pueden destacar del sistema eléctricoespañoleselíndicedeespecializacióndelaeconomíaenestaactividadyelvalordelcostelaboralunitarioenEspaña,quepresentaventajascompetitivasrespectoaotrospaísesdereferenciaymuestracaracterísticasatractivasencomparaciónconotrossectoresdelaeconomía.

De estamanera, la actividad eléctrica hamantenido una tendencia creciente deimportanciaenelvalorañadidonacional,conunmáximoen2008,cuyapendientedecrecientedesdeentoncesesmenorquelaquehamostradoelrestodesectoresconlosquesecompara.

Preciosdelaelectricidad

Comoinputdeotrasactividades,elpreciodelaelectricidadesfundamental,tantoenel ámbitodoméstico comoenel industrial. Enelprimer caso, como factordecalidad de vida y en el segundo como recurso productivo que puede repercutirdirectamente en la competitividad de la actividad industrial, en especial enaquéllasintensivasenenergía.

Lademandadeelectricidadesinelásticaconrespectoasuprecioenelcortoplazo,aunqueexistenevidentesdiferenciasentrelademandaresidencialylaindustrial.Así,mientras las empresas y los grandes consumidores apenas reaccionan en elcortoplazoanteincrementosenelpreciodelaelectricidad,noocurreigualenloshogares,quesonmáseficientesenelusodelaenergía.

Desdeel1deenerode2003, todos losconsumidorestienenderechoacontratarlibremente en el mercado el suministro. Además, existe la posibilidad de queaquellos consumidores conectados en baja tensión con potencias contratadasiguales o inferiores a 10 kW, se acojan al precio voluntario del pequeñoconsumidor(PVPC),siendosuministradosporlascomercializadorasdereferencia.

LadificultaddeencontrarenelmercadoliberalizadoofertasmejoresqueelPVPCdemuestraquedicha tarifaconstituyeunabarreraa la liberalizaciónefectivadelmercado. Por ello, quizás sería oportuno que el Gobierno aplicara una tarifaregulada exclusivamente a los clientes que tienen derecho al bono social, y quepara el resto de consumidores estableciera unos peajes de acceso y cargossuficientesquejuntoconelpreciodelmercadoconstituyeranelpreciofinaldelaelectricidad.

El precio de la electricidad en España para los consumidores domésticos eseencuentraporencimadelpreciopromedio,peromuypordebajodelquedebendepagar los consumidores enAlemania.Por suparte, el preciopara el consumidorindustrialessimilaralpromediocomunitario.

Dado que grossomodo, el precio de la energía eléctrica tiene tres componentesprincipales: el coste de la energía, los costes de las redes y los impuestos, lascomparaciones entre países de los diferentes conceptos debe de realizarse concautela. Ello se debe a que la asignación de cada partida de coste, no ha sido


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repartida entre los componentes anteriores, demanera homogénea. Amodo deejemplo,haypaísesdondelasprimasalasenergíasrenovableslashanincluidoenelconceptodecostesdelasredesyotroseneldeimpuestos.

EnEspaña, lospeajesdeaccesoycargoshanexperimentadouncrecimientocasiexponencial,ysehaincurridoencostesinsostenibleseneltiempoengranmedidadebido a los incentivos a tecnologías incipientes, que probablemente veanreducidos sus costes en los próximos años. Es decir, fruto de una gestióninadecuada de los peajes de acceso y de los cargos de Gobierno, el sector tienecontraídaunaelevadadeuda,cuyaacumulaciónparecehaberllegadoasufin,queronda los 30.000millones de euros y que ha sido titulizada, demanera que norepercutieranegativamenteenlosbalancesdelascompañíaseléctricas.

Directamente relacionado con el precio de la electricidad, se podría señalar elhecho de que debido a sus características, el sector eléctrico ha visto como eraobjeto de retos y limitaciones considerables enmateria de cambio climático. Deestamanera,además,deestablecerseexigentesrequisitosdeempleodeenergíasrenovables,hadeacudiralmercadoeuropeodepermisosdeemisiónaadquirirlospermisosnecesariosparacubrirlasemisionesquerealiza.Nocabedudaqueestosuponeunapresiónalalzadeloscostesdelsuministroydebúsquedadelamejoradelaeficienciaenergética.

Reformaenergéticaycambiosregulatorios

Desde la Ley 54/1997 se ha desarrollado un gran acervo legislativo que ennumerosas ocasiones ha introducido un factor de inseguridad en las diferentesactividadesdesuministro.

Algunosejemplosde ello sepuedenveren laproliferacióndenormativapara eldesarrollodelasfuentesrenovablesdeenergía,encumplimientodelosdiferentesplanesdeenergíasrenovablesylabúsquedadesolucionesanteunincrementodeldesarrollo de instalaciones y un crecimiento de la remuneración de éstas. Otroejemplo es la retribución de la garantía de potencia, que en un inicio sematerializabaenlaformadepagosporgarantíadepotenciayahoraenpagosporcapacidad, donde, el crecimiento de la producción de electricidad con carbónnuclear por normativa ha supuesto una complejidad adicional, así como unacontradicción,enunsectorenelquesepromuevenlasfuentesdeenergíabajasencarbono.

También se puede señalar la retribución de la distribución eléctrica, que hamantenidounosniveles reducidosde remuneraciónqueno incentivan lamejoradelasredesnieldesarrollodenuevasredes;ylaaprobacióndenuevanormativafiscal, que bajo un paraguas de sostenible, establece cargas adicionales atecnologíasdegeneracióncomo lahidráulica.Noobstante, sonmuchosotros losámbitosenlosquesehadesarrolladonormativa.


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Debido a los problemas que apremiaban al sector, y en especial, debido aldescontrol que existía del denominado déficit de tarifa, en 2013 el Gobiernoplanteó una propuesta de reforma del sector que se inició entre otros con lapromulgacióndeunanueva leydelsector, laLey24/2013quevinoasustituir laLey54/1997.Ciertoesqueen2015siguenpendientesdeaprobaciónalgunasdelas propuestas de reforma, que podrían plantear cambios a futuro como elautoconsumoolaposibilidaddelahibernacióndeinstalaciones.

Sectorempresarial

La actividad de las empresas eléctricas en España es menos rentable que ladesarrollada en el ámbito internacional, a pesar de su productividad ycompetitividad.Lasituacióneconómica,unidaaproblemassurgidosporlapropiaregulacióndelsector,haperjudicadoaalgunasempresas.Otrashansidocapacesde responder de manera exitosa a través de estrategias de diversificación einternacionalización.

Segúnlosagentes,lareducidarentabilidadsedebealreducidopreciodeventadela electricidad en el pool, así como a la reducida retribución percibida por laactividaddedistribucióny losproblemasporelreducido factordeutilizacióndedeterminadosactivos.

En este sentido, la actividad de distribución requeriría de una mejora de larentabilidad para promover las inversiones que son necesarias paramejorar lasredes y atender las necesidades futuras, que se van aproximando en el tiempo,como por ejemplo sería una posible demanda creciente consecuencia deldesarrollodelvehículoeléctrico,entreotras.

Elhechodequelarentabilidaddelosactivosseencuentrepordebajodelcostedelcapital, supone una reducción del valor aportado por la actividad,motivo por elcual se complica poder atraer nuevo capital para financiar las actividades ydificulta,engranmedidanosólo la inversiónennuevosequipossinotambiénsumodernización.


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EXECUTIVESUMMARY

Electricityisakeyfactorinunderstandingtoday'ssociety.Theelectricitysectoriscrucial fortheeconomy,bothasaneconomicactivityandasaninputneededfordomesticandmanyindustrialconsumers.

This is illustratedbythegrowingevolutionoftheelectricitydemandwhichgrewaround35%until2008;whenitbegantofall,reachingin2013lowerlevelthanin2006;reflectingthattheindustrywasnotimmunetothesocalledeconomiccrisis.

AnoverviewoftheSpanishelectricitysector

SincetheLaw54/1997ontheelectricitysectorwasadoptedin1997,thisactivityhas undergone numerous changes, many fostered by the Act itself, others byEuropeaninstitutionsandgovernmentaldecisionsandmanyduetotechnologicaldevelopments,theeconomicevolutionandothersocialevents.

Oneofthesechangescanbeobservedinthetransformationoftheelectricalpowerof the Spanish electricity system where there has been a major process ofinvestment in renewable energy sources and combined cycles. Conventionaltechnologies3 that represented 85.5% of the total power in the year 2000,represented37.5%in2014.Thesefiguresshowtherolethatcombinedcyclesandrenewable technologies have acquired in the generationmix, which is also nowlesscarbonintensive.Likewise,theprogressiveincorporationofnewcapacityhasincreasedthereservecapacity,ensuring,inthisway,thesystemsecurity.

Inthelastyearstherehasbeenanincreasingshareofcoalinelectricityproductionthat togetherwith the increasing production of renewable technologies and thefalling demand, have relegated combined cycles to operate less hours than theywerebuilt for. Inorder tosolve thesituationofcapacityexcess, theGovernmenthas raised a Royal Decree proposal, that is still pending approval, to establishmechanisms to regulate capacity and the possibility of facilities hibernation, aswellastomodifycertainaspectsofpowermarket;aspartofthe2013electricityreformproposal.

Anotherchangeduetothe liberalizationofthesectorhasbeentheemergenceofnewplayers(generators,traders,distributors,etc.).Thishasresultedinthelossofmarketpower,makingtheSpanishelectricityconcentrationleveloneofthelowestinEurope.

OneofthemainqualitiesthatcanbehighlightedfromtheSpanishpowersectoristhe specialization index of the economy in this activity and the unit labor costs,which shows competitive advantages over other benchmark countries andattractivefeatureswhencomparedwithothersectorsoftheeconomy.

3Theyinclude:Hydro,nuclear,coalandfuel+gas.


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Thus, the electricity activity has maintained a significantly increasing trend interms of gross added value, with a peak in 2008, whose downward slope sincethenislowerthanthatshownbytheothersectorswithwhichitiscompared.

Electricityprices

As an input to other activities, the price of electricity is essential, both forhouseholdsandindustry.Inthefirstcase,itcanbeafactorforwelfareandinthesecond one; it is a resource that can directly impact the competitiveness of theindustrialactivity,especiallyinthoseenergyintensivesectors.

Electricitydemand, in the short term, is inelasticwith respect toprice, althoughthereareobviousdifferencesbetweenhouseholdandindustrialdemand.Sowhileelectricitypricesincrease,companiesandlargeconsumersdon´treactintheshortterm,howeverhouseholdsaremoreefficientinenergyuse.

SinceJanuary1st,2003,allelectricityconsumerscancontractfreelyinthemarket.Inaddition,thoseconsumersconnectedatlowvoltagewhosecontractedpowerisequalorlessthan10kW,havethepossibilitytobenefitfromthevolunteersmallconsumerprices(VBAC),beingsuppliedbyspecifictraders.

The difficulty in finding better prices than the VBAC shows that the tariff is anobstacle to the effective market liberalization. As a consequence, it might beappropriate for the Government to implement a regulated price exclusively forthose consumers that at present qualify for the social price. And for the otherconsumers establish access fees and charges together with the market price toconstitutethefinalelectricityprice.

Households´ electricityprice in Spain is above the averageprice, butwell belowthe price that is paid by German consumers. Meanwhile, prices for industrialconsumersaresimilartotheEU´saverage.

It could be said that the price of electricity has threemain components: energycost, network costs and taxes; comparisons of these concepts among countriesshouldbemadewithcaution.Thereasonisthattheallocationofeachcostitemhasnot necessarily been made in a homogeneous way. For instance, there arecountrieswhererenewableenergies´premiumshavebeenincludedintheconceptofnetworkcostsandothersinthatoftaxes.

InSpain,accessfeesandchargeshaveexperiencedanexponentialgrowth,andthesystemhasincurredunsustainablecostsovertime,largelybecausetherehasbeenanallocationofincentivesinemergingtechnologiesthatarelikelytoseereducedcosts in the coming years. As a consequence of an inadequate management ofaccessfeesandchargesbytheGovernment,thesectorhasgeneratedahighdebt,whoseaccumulationseemstohavecometoanend,around30,000millionEurosand has been securitized, so that it doesn’t have negative implications for thebalanceofpowercompanies.


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Relatedtothepriceofelectricity,itcouldbenotedthatduetoitscharacteristics,thepowersectorhasbeenthesubjectofconsiderablechallengesandconstraintsonclimatechange.ThusithastomeettherequirementsofrenewableenergiesandaccesstheEuropeanEmissionsTradingSchemetobuyenoughemissionspermitstocoveritsgreenhousegasemissions.Thereisnodoubtthatthiscouldimplyanincreasingpressureonelectricitypricesandthesearchforenergyefficiency.

Energyreformandregulatorychanges

Since the Law 54/1997 numerous rules have been developed,which sometimeshaveintroducedanelementofinsecurityintheactivity.

There are different examples of this, such as the proliferation of rules for thedevelopment of renewable energy sources, in order to commit to the various renewable energy plans and find solutions to the huge increase of renewableenergy facilities and their raising remuneration. Another example is thecompensation for guaranteed capacity, which initially was done in the form ofpaymentsforguaranteedcapacity,wherethegrowthofelectricityproducedwithnuclearandcoalrepresentsanadditionalcomplexityandcontradiction,inasectorwherethelow‐carbonsourcesofenergyarepromoted.

The remuneration of electricity distribution,which hasmaintained low levels ofremuneration anddoesn´t encourage the improvement anddevelopment of newnetworks, is worth pointing out, as well as the adoption of new tax legislation,which develops additional burdens on technologies such as hydropowergeneration.Therearemanyotherareaswherelegislationhasbeendeveloped.

Duetoproblemsthaturgedtheindustry,especiallybecauseofthelackofcontrolof the so‐called tariff deficit, in2013 theGovernment put forward a proposal toreformthesectorthatbeganamongotherswiththeenactmentofanewlawofthesector,Law24/2013whichreplacedLaw54/1997.Twoyearslater,in2015,therearestillsomereformproposalspendingapproval,whichcouldposechangesinthefuture,suchasselfsupplyorthepossibilityoffacilities´hibernation.

Electricitybusinesssector

Theactivityofelectricitycompanies inSpain is lessprofitable than theactivitiesdeveloped abroad, despite its productivity and competitiveness. The economicsituation together with the problems that have arisen from the regulation hasdamaged the economic and financial situation of some companies. Othercompanies have been able to respond successfully through diversification andinternationalizationstrategies.

According tocompanies, thereducedprofitability isdue to thereducedpricesofelectricity in the pool, as well as the reduced remuneration received by thedistributionactivityandproblemsduetothereducedutilizationfactorofcertainassets.


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Inthisregardthedistributionactivitywouldrequireimprovementsinprofitabilitytopromoteinvestmentsthatarenecessarytoupgradenetworksandfutureneedsthatappearovertime,suchas the increasingdemandduetothedevelopmentofelectricvehicles,amongothers.

Thefactthatthereturnonassetsisbelowthecostofcapital,meansareductionofthe addedvalue of the activity. This complicates the attraction of new capital tofinanceactivities andhinders largelynotonly investment innewequipmentbutalsoitsmodernization.

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1. MARCOGENERAL

El sector eléctrico es fundamental para la economía, hasta el punto de que escomplicadoexplicarlosavancesdelasociedad,sinhacerreferenciaaldesarrolloyaloscambiosquehaexperimentadoalolargodelasúltimasdécadas,tantoenelcampotecnológicocomoenelregulatorio,entreotros.

El sector eléctrico genera empleo, con sus consecuentes rentas en forma desalarios; procesos de inversión y beneficios. Además, la electricidad, inputfundamental de la economía, es empleada por consumidores industriales comomateriaprimayporconsumidoresdomésticoscomoproductofinal.

1.1. Evolucióndelparqueeléctricoespañol

La potencia instalada en el parque eléctrico español ascendía en diciembre de2014a108.144MW,dondeel53,7%delapotenciaestabaconstituidoporfuentesrenovables (incluida la gran hidráulica) y el restante por fuentes térmicasconvencionales. Dentro del régimen especial destacaba la potencia eólica con23.003 MW y la potencia instalada en ciclos combinados de 26.273 MW, querepresentabanel21%yel24%respectivamentedelapotenciatotalinstalada.

GRÁFICO1.Evolucióndelapotenciainstaladaportecnología2000‐2013.Sistemaeléctriconacional(MW)

Nota1:Incluyefuncionamientoencicloabierto.

Nota2:Incluyetodasaquellasunidadesmenoresde50MWquenopertenecenaningunaunidaddegestiónhidráulica.

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(REE,2015).

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

MW

CogeneraciónyrestoTérmicarenovableSolartérmica

Solarfotovoltaica

Eólica

Restohidráulica(2)Ciclocombinado(1)Fuel+Gas

Carbón

Nuclear

Hidráulica

Delaliberalizaciónalareformadelsectoreléctricoespañol 2

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Alolargodeliniciodels.XXI,seobservaelfuerteprocesoinversorentecnologíasdegeneración,destacandola instalaciónderenovablesdesdeelaño2000(eólicaprincipalmente)ylainversiónencicloscombinadosdesdeelaño2003;loquehallevadoalaexistenciadeunmixdondelasfuentesgranhidráulica,nuclear,carbónyfuel+gas,conjuntamentehanpasadodesuponerun85,4%,en2000,aun37,6%,en2014.

GRÁFICO2.Evolucióndelapotenciainstaladatotalytasadeincrementoanual2000‐2014yevolucióndelapotenciainstaladaencicloscombinados

degasnatural(MW)

Fuente:elaboraciónpropiaapartirdeinformesdelsectoreléctricoespañolyREE.

Lapotenciainstaladaenrenovablesycicloscombinadossehacasicuadruplicadopasandode representarel14,5%de lapotenciaen2000,a suponerel61,5%en2014. La incorporación de nuevos ciclos combinados ha permitido queprogresivamente, el índice de cobertura de la demanda eléctrica en la penínsulapasara de ser inferior a la unidad en 2001, a conseguir un 10% de reserva decapacidadapartirde2003,nivelqueelOperadordelSistemaconsideradeseableparagarantizarlaseguridaddelsistema.En2008,elíndicedecoberturasuperóel20%,pero la incorporacióndenuevosciclosy fuentesrenovablescontinuóhasta2010ymásallá.

Porsuparte,lademandadeelectricidadaumentóaproximadamenteun35%hasta2008;peroapartirde2009,lasendacrecienteenlademandadeenergíaeléctricaseviótruncada,situándoseen2013ennivelesinferioresalosdelaño2006.

3,66%

7,71%

5,57%

10,11%

8,43%

7,27%8,22%

6,90%

3,67%3,44%

1,45%2,27%

0,69%

‐0,15%‐2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

MW

Incrementoanualpotenciainstalada(%)

Potenciainstalada(MW)

2.737 4.347

8.231

12.187

15.538

21.001

21.716

23.114 25.284

25.318

25.353

25.353

25.353

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2002200320042005200620072008200920102011201220132014

MW


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GRÁFICO3.Evolucióndelaproduccióneléctricapeninsular(GWh)

Fuente:elaboraciónpropiaapartirdeREE.

En el último período, 2008‐2013, destacó la caída de la demanda, elmantenimiento de la producción nuclear, el aumento de las fuentes renovables,conpreferenciaenelaccesoalared,elmantenimientodelfuncionamientodelasunidades de producción eléctrica que utilicen fuentes de combustión de energíaprimaria autóctonas4 (carbón) y la consecuente caída de la producción térmica.Estaúltimacuestiónafectaenespecialaloscicloscombinados,queconflexibilidaddemodificaciónde laproducción,son las instalacionesquemássevenafectadasporlacaídadelademanda.Sinembargo,estasinstalacionessonnecesariascomobackupdelasrenovables.

Porsuparte, lamayorparticipacióndelcarbónautóctonoen laproducción,ynosólo la penetración creciente de renovables, ha ocasionado una menorparticipación en el mercado de producción de los ciclos combinados, que seconcreta en la baja utilización de algunas infraestructuras, con el consecuentedeteriorodelasituacióneconómicadeestasinstalaciones.Enelsiguientegráficoseobservalareduccióndelashorasdefuncionamientodeloscicloscombinados.

4 Viene establecido por normativa específica (RD 134/2010 de procedimiento de resolución derestriccionesporgarantíadesuministroyRealDecreto1221/2010)ynoporlosmercados

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000GWh

CogeneraciónyrestoTérmicarenovable

Solartérmica

Solarfotovoltaica

Eólica

Restohidráulica

Ciclocombinado

Fuel+Gas

Carbón

Nuclear

Hidráulica


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GRÁFICO4.Horasanualesequivalentesdefuncionamientodecicloscombinadosdegasnaturalyevolucióndelaproducciónlosciclos

combinadosfrentealrestodetecnologías

Fuente:elaboraciónpropiapartirdeREE.

Aloanteriorhayqueañadir,quelareducciónenlashorasdefuncionamientodelos ciclos combinados, no puede compensarse con una mayor produccióndestinadaaotrosmercados,debidoalareducidacapacidaddeinterconexiónconFrancia. Conviene señalar a este respecto, que si bien es cierto que el nivel deinterconexión de España con el resto de Europa es limitado, ésta es unacaracterística fundamental del modelo de mercado eléctrico y, por tanto, uncondicionante para cualquier decisión de inversión en generación eléctrica enEspaña.

En 2013 los ciclos combinados funcionaron de promedio el 11%de las horas, yaunquefuerondiseñadosparatrabajaralmenosel35‐60%delashorasparaserrentables,elincrementodeotrasvíasdegeneraciónlesestárelegandoaoperarunnúmerodehorasconsiderablementemenoryconmayorescambiosensuperfildeproducción,estandodestinadosacubrirlaspuntasdeconsumo,actuandotambién,comosehadichocomobackupdelasenergíasrenovables5.

Como consecuencia de todo lo anterior podría concluirse que existe exceso decapacidad en el sistema. Con el fin de solventar esta situación, el Gobierno haplanteado laPropuestadeRealDecretopor laqueseregulan losmecanismosdecapacidad e hibernación y se modifican determinados aspectos del mercado deproducción de energía eléctrica, dentro de la propuesta de reforma eléctrica dejuliode2013.

5Hayotros factoresparasu rentabilidadcomoelpreciodelgas, elpreciodelpool y la inversiónespecífica.

1.939

3.4483.520

4.0114.087

3.245

4.204

3.388

2.556

2.0051.526

992

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

heq

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

GWh

Carbón Ciclocombinado

Eólica Restorenovables


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1.2. Numerososagentes,coninteresesdiferentes

Elsectoreléctrico iniciósuprocesode liberalizacióncon laLey54/1997,quehaidoenparaleloconlaliberalizacióndelsectorpromovidadesdelaUE6yladeotrospaíses comunitarios; así como de un proceso de privatización7. Este proceso hasupuesto una reorganización importante del sector y en él, determinadasactividadesdelacadenadesuministrosedefinencomoactividadesreguladas8(eltransporteyladistribucióneléctrica9).Además,sehapromovidoladesintegraciónverticaldelasgrandescompañíasnacionalesyhapermitidoofacilitadolaentradadenuevosagentes.

De hecho la Ley 54/1997 transformó de manera llamativa el sector eléctrico,comenzandoporelnúmerodeagentes.Enestesentido, lacreacióndelreguladordelsector,deloperadordelmercadoydelsistemaylaseparacióndeactividades,con la consecuente entrada de comercializadores, nuevos productores, etc.; sonalgunosdelosejemplosdeloscambiosenelsector.Losdiferentesagentespodríanclasificarse según la naturaleza de su actuación, como se recoge en la siguientefigura.

FIGURA1.Agentesdelsectoreléctricoespañol

Nota1:Lasinstitucioneseuropeastambiénregulanaspectosdedetalle.

Nota2:Ademásdelosconsumidoresindustrialesydomésticos,enlaactualidadtambiénlasempresasestán“pagando”partedelcostedelsuministro.

Fuente:elaboraciónpropia.

6 Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobrenormas comunes para elmercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva96/92/CE7LaprivatizaciónsehaproducidoenEndesa,pueselrestodecompañíaseranprivadas.8Estaespecificidadtendrásuimpactoalahoradeestablecerlatarifayrealizarlaliquidacióndelospeajesdeacceso,comosecomentará.9 Esta especificidad tendrá su impacto en el establecimiento de la tarifa y la liquidación de lospeajesdeacceso.

•MinisteriodeIndustria,EnergíayTurismo,CCAA,AyuntamientosAdministraciónPública

•ComisiónNacionaldelosMercadosylaCompetencia(CNMC)Regulador

•Productores,transportista,distribuidores,comercializadores,operadordelmercadoyoperadordel

sistema,etc.Suministradoresdelservicio

•Propietarios,Institucionesfinancieras,FondosdeinversiónFinanciadores

•Consumidores:industriales,domésticosy"comerciales"Receptoresdelservicioy

remuneradoresfinalesdelasactividades

•Industriaasociada,Asociaciones,otrasinstituciones(ENUSA,ENRESA),etc.Otros


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EnprimerlugarseencuentranlosagentesdecarácterpúblicocomoelMinisteriode Industria, Energía y Turismo, las Comunidades Autónomas (CCAA) y losAyuntamientos. Todos ellos tienen competencias e intereses propios que enalgunoscasossesolapanyproducenincoherencias10.

El Ministerio de Industria, Energía y Turismo (MINETUR) tiene entre suscompetencias (a través de la Secretaría General de Energía), establecer laregulaciónbásica de la generación, del transporte y de la comercialización de laenergía eléctrica en España. También se encarga de regular la estructura deprecios, la tarifa y el importe correspondiente al uso de redes de transporte ydistribución(peajesdeaccesoalared),asícomodefijarlosrequisitosmínimosdecalidad y seguridad que han de regir el suministro de energía eléctrica queabastecetantoapequeñoscomoagrandesconsumidores.

Las Comunidades Autónomas (CCAA) no son un organismo ni una instituciónenergéticaensí,perosonde importancia,yaque tienenasignadascompetenciasenmateriaenergéticaymedioambiental.Éstastienenunmargendeactuación,enocasiones,limitadodesdeelpuntodevistaregulatorioynormativo,nopudiendoirmásalládeejercerunaciertacapacidaddeinfluencia, impulsandopropuestasderevisiónyadecuacióndelmarcoregulatorioquesedefinedesdelaAdministraciónGeneral del Estado. No obstante las CC.AA. pueden autorizar acometidas dedistribución eléctrica, excepto en lo relativo al régimen económico. Tambiénapruebannormativatécnicadeconstrucciónyexplotación,yestablecencalidadesde servicio. En el ámbito económico, alteran la retribución establecida por elGobiernomedianteelestablecimientodeimpuestosambientales.

SepuededestacarladescoordinaciónentreCCAAyGobiernoCentral.Porejemplo,éstas establecen criterios de calidad que el Ministerio no tiene en cuenta en laretribución.Además lasCCAApuedenrealizarconcursosdeenergíasrenovables,novinculadosconlaretribucióntipificadao losobjetivosestatales;odesarrollanimpuestosambientalesdiferentesentresí,entreotros.

Por suparte, losAyuntamientosestánendisposiciónde imponercondicionesdeimplantaciónde instalacionese infraestructurasen loreferentea licencias,zonasdepaso,permisos,soterramientos,etc.

IndependientedelGobiernoperosometidoacontrolparlamentarioseencuentraelorganismoreguladordelossistemasenergéticos11,quedesdelaLey3/2013,de4de junio,es laComisiónNacionalde losMercadosy laCompetencia(CNMC),queagrupalasfuncionesdeladesaparecidaComisiónNacionaldelaEnergía(CNE12)y

10Unejemplode incoherenciaeseldedeterminados tributos“ambientales”establecidosporalgunasCCAA,quepenalizaninstalacionesdegeneraciónconreducidasemisiones(canoneólicoenGalicia,CastillalaManchayCastillayLeón)ynoainstalacionesmáscontaminantes(CallejaMediano,2013).11Esunorganismopúblicoconpersonalidadjurídicaypatrimoniopropio,asícomoplenacapacidaddeobrar.Ha estado inicialmente adscrita al Ministerio de Economía, y en la actualidad al Ministerio de Industria,EnergíayTurismo,elcualejerceelcontroldeeficaciasobresuactividad.12LaLey54/1997constituyóelorganismoreguladordelsectoreléctricoquefuelaCNEhastaquesecreólaCNMC.


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de la Comisión Nacional de la Competencia, así como las de otros órganossupervisoresyreguladores.Susobjetivossonvelarporlacompetenciaefectivaenlossistemasenergéticosyporlaobjetividadytransparenciadesufuncionamiento,en beneficio de todos los sujetos que operan en dichos sistemas y de losconsumidores,protegiendoaestosúltimosygarantizandoelsuministroeléctrico.En la actualidadpuedeconsiderarseque sus funcionessonmásbiende carácterconsultivo.

El siguiente grupo de agentes son los que ofrecen el servicio de suministroeléctrico.Enelmercadooperan,en laactualidad,másde1.400agentes13 (OMIE,2013b); entre los cuales hay productores (en régimen ordinario, unos 300, yrégimen especial, unos 700); comercializadores (libres o de último recurso) asícomorepresentantesdeagentesvendedores.Ademásestán losdistribuidoresdeelectricidad,transportistasylosoperadoresdelsector(eloperadordelsistemayeloperadordelmercado).

Laactividaddegeneraciónnohasidoajenaalaumentoenelnúmerodeagentes,tantoenelámbitodeenergías renovables comoenconvencionales.En2000, lasempresasqueformabanpartedeUNESA,eranpropietariasdecercadel86%delapotencia instalada. Sin embargo, una década después representaban el 65%habiéndose incorporado como nuevos agentes como la alemana E.ON14 y laportuguesaEDP.Seobservaquesehamásqueduplicadolapotenciaenmanosdegeneradoresdemenortamaño,loquehafacilitadolatransiciónhaciaunmercadomásliberalizado.

GRÁFICO5.RepartodelapotenciainstaladaenEspaña

Fuente:elaboraciónpropiaapartirdeinformesanuales.

13Haceunos15años,elsectoreléctricoestabacompuestoporpocasempresas integradasverticalmente.LaLey54/1997,delSectorEléctrico,ensuartículo14,establecelaseparacióndeactividades.14 Conviene destacar que con fecha noviembre de 2014, el consejo de E.ON acordó la venta de todos susnegociosenEspañayPortugalal fondoaustralianoMacquariepor2.500millonesdeeuros.El fondoestatalkuwaitíKIAacompañaaMacquariecomosocio.Esdecir,quienadquierelosactivosesunfondodeinversión,nounautility.

Iberdrola29%

Endesa41%

UniónFenosa10%

Hidrocantábrico6% 0%

Otros14%

2000

Iberdrola23%

Endesa20%

GasNaturalFenosa12%

EDPEspaña5%

EON4%

EnelGreenPowerEspaña2%

Otros34%

2013


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La cifra de negocios que representaban las empresas de UNESA en la actividadeléctricanacionalen1998eradel93%deltotal,frenteaun40%en2012(MontesPérezdelReal,E.,2012).

Una parte del aumento de los agentes generadores se debe al desarrollo de lastecnologías renovables de generación. En el ámbito de la producción eólica, lasveintecompañíasmásimportantescuentanconel86%delapotenciainstaladadeaerogeneradoresenelterritorionacional,el52%delacualpertenecea lascincograndes empresas eléctricas. Cuarenta y una son las empresas generadoras deelectricidadeólicaque formanpartede laAsociaciónEmpresarialEólica(AEE)15.Esprobablequeexistanmásgeneradoreseólicosquenointegrenestaasociación.

Enloquerespectaalaproducciónsolarfotovoltaica,cuyoprincipaldesarrolloseprodujoapartirdemediadosdeladécadapasada,son75lasprincipalesempresasproductoras de electricidad, de acuerdo con los datos de UNEF16. Sin embargo,dadoelcarácterdeestatecnologíadegeneración,nosedebedescartarunmayornúmero de pequeños productores independientes17, orientados entre otros alautoconsumo,enconcretodesde201218.

Dentrodelgrupode losgeneradores, tambiénsepuededestacar laentradaen laactividad de empresas, que con anterioridad a la liberalización se dedicaba a lafabricacióndebienesdeequipoeléctricoomontajes,comoAbengoaoAcciona.

Enlaactividaddegeneraciónseobservaunagrandiversidaddeintereses,debidoengranpartealosdiferentesmixenergéticosdelascompañíasyalaestructuradelapropiedaddelasmismas.Losmixdegeneraciónyeltratamientodelosmismosenelmercadosonunelementoclave,enlaposicióndelosgeneradoresfrentealosagentes de carácter público; en lamedida en que el diferente tratamiento a lasenergíasrenovables,nuclearocarbón,porejemplo,esmotivodecontroversiasporlaexistenciadeinteresesmuydispares.

Red Eléctrica de España (REE), empresa privada, que cotiza en bolsa, es eltransportistaúnico,operadordelareddetransportedeelectricidadyeloperadordelsistema19;siendoambasactividadesreguladas.

LaactividaddedistribucióneléctricaesunaactividadreguladaconremuneracióndeterminadaporlaAdministración,quetieneporobjetolatransmisióndeenergíaeléctricadesdelasredesdetransportehastalospuntosdeconsumo.Sonempresasdistribuidorasaquéllasquetienencomoobjetosociallaconstrucción,operaciónymantenimientode las instalacionesdedistribución.Deacuerdocon losdatosdelregistrodelMinisterio,existenunas340empresasdedicadasaestaactividad.

15(AEE,2013)16(UNEF,2013b)17Anpier,laAsociaciónNacionaldeProductoresdeenergíafotovoltaica,hablade55.000familiasfotovoltaicas(Anpier,2014).18(UNEF,2013a)19Comooperadordelsistemagarantiza lacontinuidadyseguridaddelsuministroyelequilibriodeofertaydemanda,encondicionesdetransparencia,objetividadeindependencia.


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Otra actividad del suministro eléctrico es la comercialización de electricidad;actividad que desempeñan más de 260 empresas, (OMIE, 2013b); de las cualesocho20,sonlascomercializadorasdereferencia(COR),yelrestodemercadolibre.Con los datos de que se dispone, en 2010, la actividad empleó a unas 9.000personasygeneróunacifradenegociosde5.000M€yunresultadodeexplotacióntotalde129millones(BasededatosSABI).

Eloperadordelmercadoesunasociedadmercantil,quecomoelregulador,nacióenvirtuddelaLey54/1997.Tieneencomendadalagestióndelsistemadeofertade compra y venta de electricidad, así como las operaciones de liquidaciones,pagos y cobros correspondientes de los mercados diario e intradiario deelectricidad.Desdeel1dejuliode2011,encumplimientodelconvenioMIBEL21,laestructuradeloperadordelmercadoibérico(OMI22)sehamodificado.

Enúltimolugarestaríanlosgestoresdecargasdelsistema,sociedadesmercantilesque siendo consumidores, están habilitados para la reventa de energía eléctricapara servicios de recarga energética, permitiendo unamejor gestión del sistemaeléctrico,deacuerdoconlaLey24/2013.SegúndatosdelaCNE,enlaactualidad,diez empresas se dedican a esta actividad, con establecimientos en Baleares,Cantabria,CastillayLeón,Cataluña,Extremadura,Galicia,Madrid,NavarrayPaísVasco.

AmododeresumenyencomparaciónconlasituaciónantesdelaLey54/1977sepresentalasiguientetabla,dondeserecogenloscambiosenelnúmerodeagentessuministradoresdelservicioeléctrico.

20 Las comercializadoras de último recurso son Iberdrola comercialización de último recurso, SAU, EndesaEnergía XXI, SLU; Gas Natural SUR, SDG, SA; EDP comercializadora de último recurso, SA y E.ONcomercializadoradeúltimorecurso,SL.,CHCComercializadordeReferencia,S.L.U.,Teramelcor,S.L.yEmpresadeAlumbradoEléctricodeCeutaComercializacióndeReferencia,S.A.21Regulaelmercadoibéricodelaenergíaeléctrica.22OMIestáconstituidaporOMELyporOMIPSGPS,S.A.Estassociedadesmatricessontenedorasal50%delasacciones de las compañías gestoras del mercado spot de electricidad OMI‐Polo Español S.A. (OMIE) y delmercado a plazo OMI‐Polo Portugués SGPR, S.A. (OMIP). Además, mantienen participaciones cruzadas del10%.Porsuparte, sonaccionistasdeOMIentidades financierasycompañíasdel sectorenergéticoeuropeoconlimitacióndel5%delcapital,salvolosoperadoresdelmercado,quepuedenparticiparenhastaun10%(OMIE,2013a)(OMIE,2013a).


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TABLA1.Evolucióndelnúmerodeagentesinvolucradosenelsuministroeléctrico

1996 2013

Generación

80empresas23Generadoresenrégimenordinario

Grandesgeneradores(5)Otros(300)

580autoproductores,asociadosalosdiferentes

sistemas24

Generadoresenrégimenespecial

Eólica(41)Fotovoltaicas(75)

Otros(600)Distribución 400empresas25 340empresasTransporte 12empresas26 1empresa(REE)Comercialización ‐ 260empresas

Otros ‐Gestoresdecargas(10)Operadordelmercado(1)

Otros

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(CSEN,1997)y(OMIE,2013b).

Relacionadas con la actividad de generación eléctrica de origen nuclear seencuentran ENUSA27 y ENRESA28, dedicadas al diseño, fabricación yabastecimiento de combustible nuclear y al desmantelamiento de centralesnuclearesyalagestiónderesiduosradiactivos,respectivamente.

Otro grupo más de agentes son los consumidores, y representantes de agentescompradores (más de una veintena). Consumidores, los hay domésticos eindustriales,sujetosadistintastarifas,perotienenencomúnbuscarcomoobjetivounsuministroeléctricofiableenlascondicioneseconómicamentemásfavorables.El número total de consumidores, independientemente de su condición, haaumentado considerablemente en el período 1996‐2012, pasando de cerca deveintemillonesaveintisiete,esdecir,unincrementoentornoal40%.

También existen los consumidores directos en mercado, que son aquellos queadquierenlaenergíadirectamenteenelmercadodeproducción,cuyoregistroserealiza a través de la sede electrónica del Ministerio de Industria, Energía yTurismo.

Se puede considerar también un grupo heterogéneo, que es el de la industriarelacionada, en el que se consideran además, asociaciones creadas alrededor deotros agentes anteriormente mencionados. En este sentido, los productores deelectricidad se encuentran en una serie de asociaciones cuya función es larepresentación,promoción,gestiónydefensadelosinteresesgeneralesycomunesdesusmiembros.

23Entreellas,lasdemayortamaño:UniónFenosa,Iberdrola,E.Viesgo,ERZ,Hecsa,H.Cantábrico,Enher,Fecsa,Sevillana.Dichasempresasestánverticalmenteintegradas(CSEN,1997).24SistemasdeIberdrola,UniónFenosa,C.Sevillana,FECSA,Enher,H.Cantábrico,E.Viesgo,E.R.Zaragoza.25Entreellas,lasmásimportantessonlasmismasqueenelcasodelasgeneradoras.26RedEléctricadeEspaña,UniónFenosa, Iberdrola,H.Cataluña,E.Viesgo,ERZ,H.Cantábrico,Enher,Fecsa,Sevillana,Unelco,Gesa.27El60%deENUSApertenecealaSEPIyel40%restantealCIEMAT.28EmpresapúblicacreadaporelParlamentoen1984.


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Entre estas asociaciones se encuentra UNESA, cuyos miembros son las cincomayoresempresaseléctricas29queoperanenEspaña.ConlaentradaenvigordelaLey54/1997,adoptólaformadeasociaciónempresarial.

Más recientemente se ha creado la Asociación Empresarial Eólica30 (AEE), en laqueparticipanunas200empresas,querepresentanel95%delsectorenEspañayqueincluyenosóloalospromotoresdeparqueseólicossinotambiénafabricantesdeequipos,entreotros.Tambiénestán laAsociacióndeProductoresdeEnergíasRenovables (APPA) y la Asociación Empresarial Fotovoltaica, entre otras, que aligualquelaAEEacogecomomiembrosnosóloaproductoresdeelectricidadsinoalaindustriarelacionada,consultores,instaladores,etc.

Nosepuedeterminarestarelaciónsinnombrarungrupodeagentesquepodríanllamarsefinanciadores,queinfluyenenelsectordemaneraimportante.Estegrupoestá formadopor losaccionistasde lascompañías31,que tienencomoobjetivo larentabilidad de la inversión. Dentro de este grupo también se encuentran lasinstituciones financieras que completan las necesidades de recursos de lascompañías.

La liberalización del sector también ha introducido cambios en este campo. Amediadosde ladécadade los90, Iberdrola,H.CantábricoyUniónFenosa(enun90%), eran empresas de titularidad privada, y las empresas que constituían elgrupo de Endesa (Sevilla, Fecsa, ERZ, etc.) eran de titularidad pública. En laactualidad,apenasquedaun20%deREEenmanospúblicas,salvoenelcaso,decompañías extranjeras que ahora operan en el territorio nacional. La siguientetablamuestraunpequeñoejemplo,de losmayoresaccionistasde lasprincipalesempresasdelsector.

29Endesa,Iberdrola,GasNaturalFenosa,E.ONEspañayEDP.30Constituidaen2002.31 En el caso de las empresas dedicadas a actividades reguladas, se exige que para la adquisición departicipacionesaccionarialesseobtengaunaautorizaciónadministrativaprevia.


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TABLA2.Estructuradepropiedada31dediciembrede2012

Compañía Propietaria%

Compañía Propietaria%

ABENGOA

INVERSIÓNCORPORATIVAIC,S.A.32 51,63

ACCIONA

TUSSENDEGRACHTEN,BV33

27,803

FINARPISA,S.A.34 6,19 ENTREAZCA,BV 27,43

Freefloat 42,18 JELICONETHERLANDS,BV <3%

HIDROELÉCTRICA DELCANTÁBRICO,EDP

EDP‐ENERGÍASDEPORTUGAL,S.A;SUCURSALENESPAÑA(EDP)

99,601 Freefloat 41,7aproximadamente

LIBERBANK,S.A. 0,131

IBERDROLA

QATARINVESTMENTAUTHORITY

9,52435

ENDESA

ENELENERGYEUROPE,S.R.L. 92,063

Freefloat 7,937ACS,Actividadesde

ConstrucciónyServiciosS.A. 5,645

E.ONEspaña2 E.ON 100BANCOFINANCIEROYDE

AHORROSS.A.5,06936

GASNATURALFENOSA

CAJADEAHORROSYPENSIONESDEBARCELONA

34,621 KUTXABANK,S.A. 4,006

REPSOL,S.A. 30,001 BLACKROCK,INC. 3,043

SONATRACH 4,007 SOCIÉTÉGÉNÉRALE,S.A. 4,111

Freefloat 31,371

Freefloat 68,602RED ELÉCTRICA DEESPAÑA(REE)3y4

SociedadEstataldeParticipacionesIndustriales(SEPI) 20,00

Freefloat 80,00

ENELGREENPOWER1ENEL,S.P.A. 68,29

Freefloat 31,71

Nota1:Ningúnaccionista,aexcepcióndeEnelS.P.A.,poseemásdeun2%delcapital.

Nota2:Lamayorpartedelasentidadessonal100%deE.ON,salvoalgunarelacionadaconelgas.

Nota3:Ningúnotroaccionistapuedesertitulardeunaparticipaciónsuperioral5%.

Nota 4: Un 70% del capital social está en manos de inversores extranjeros, en particular, de inversoresinstitucionales.

Fuente:elaboraciónpropiaapartirdelosinformesanuales.

Comoseponedemanifiesto,sehaproducidounimportantecambioenelrégimende propiedad. Existe una gran variabilidad en los datos que se presentan, demaneraquehaycompañíasconunagranpartedelcapitalenelmercadocomosonREEeIberdrola;otrasconmenorporcentajecomoAcciona,AbengoayGasNaturalFenosa;yotrascomoEndesa37,quecotizanenbolsa,perodondeapenasel8%estádisponibleenelmercado(freefloat).

Entodocaso,destacalagranparticipaciónextranjeraenlapropiedad,lareducidapropiedadpúblicaasícomolavariedaddeactividadesquehanpuestosumiradaen el sector invirtiendo en elmismo, como fondos de inversión, constructoras ycompañíasenergéticasinternacionales.Destacael20%deREEquepertenecealaSEPI. Sin embargo, estas cifras son muy reducidas en comparación con varias

32PrincipalaccionistadeAbengoa,empresapropiedaddelafamiliafundadoraBenjumea.33LostresaccionistasdereferenciadeAccionasoncompañíasconsedesocialenAmsterdam,sonbankholdingcompanies.Probablementecontrolanpartedelaautocarteradelacompañía.34Empresadedicadaalaadquisición,tenencia,explotación,administraciónyenajenacióndebienesderechosincorporables,valoresmobiliarios,acciones,títulosderentafijayotrasparticipacionesdecualquiersociedadocompañíamercantil.35Un9,261%estábajo titularidaddirectadeQATARHOLDINGLUXEMBOURG II, S.À.R.L.yun0,263%bajoDGICLUXEMBOURG,S.A.R.L.36Un5,046%correspondeaBFAPARTICIPACIONESCOTIZADASS.A.yun0,023%aBANKIAS.A.37En1988seiniciólaprivatizacióndeEndesa.


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empresaseuropeascomoEDF(84%),GDF(37%)yENEL(40%)38.Enesteúltimocaso,Endesa39tambiéncuentaconunaparticipaciónpúblicaenlamedidaenqueENELespropietariadel92%delamisma,delamismamaneraqueEDPenHC.

También conviene mencionar la existencia de sociedades, probablemente,relacionadas con las compañías y algunos de sus propietarios, que gestionanparticipacionessignificativasdelasempresasyquepuedenserviralasempresasparagestionarsuautocartera,anteposibleseventualidades.

Un detalle final que conviene señalar en este apartado es el proceso deinternacionalización de los agentes. No sólo se refiere a la realización deactividades fuera deEspaña sinoque entre las primeras eléctricas nacionales sehancolocadocompañíasextranjerascomoEDP,E.ONyEnel,porlaadquisicióndecompañías que eran nacionales, en su origen. Además, en la propiedad de lasempresasespañolas(IberdrolaoGasNaturalFenosa,porejemplo),hayunaparteenmanosextranjeras.

Como se puede observar, existe un elevado número de agentes, muchosinternacionalizados,condistintasactividadesenelsectoreléctrico.Lamayorpartede ellos desempeñando su actividad de suministrar electricidad, tienen comoobjetivogarantizarsurentabilidadyelempleo.

1.3. Disminución de la concentración de las principales compañíaseléctricas

LaCNE señalaba en2012que, en el caso español, el gradode concentracióndelmercado era menor, que en la mayoría de países europeos, y además se habíaproducidoundescensodelamismaen2010y2011.

Si se mide el grado de concentración con el índice de Herfindhal‐Hirschmann40(HHI),construidocomolasumadelascuotasdemercadoalcuadradodetodaslasempresas delmercado, se obtiene un valor entre 1.400‐2.500 en función de lossupuestosdepartida41.

DeestamanerasiseconsideraelMercadoIbéricode laElectricidad(MIBEL)yatodos los generadores, se obtiene un HHI inferior a 1.500 en el año 2013, pordebajodelos3.500queseobteníaenelaño2.000.

Si se tiene en cuenta sólo el conjunto de tecnologías que marcan precio en elmercadoespañol(cicloscombinadosdegasycarbón)elniveldeHHIllegaa2.500,por encima de los resultados del año 2010, año desde el que se observa unaconcentracióncreciente.Enelcasodeexcluir lascentralesdecarbónadscritasalmecanismodeResolucióndeRestriccionesporGarantíade suministro, centralescuyas ofertas están reguladas, el HHI, se sitúa en el entorno de los 1.400. No

38VerAnexo1yAnexo5.39NoseconsideranaquílosúltimoscambiosylasegregaciónsocietariadeEndesaenEspañayLatinoamérica.40(CNMC,2014d)41Lossupuestosdifierenenfuncióndeladefinicióndemercadorelevantequesehaga.


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obstante,estascifrasdelíndicedeconcentraciónsonrelativamentereducidas42,loquereflejaunbajogradodeconcentración.

Sinembargo,hayque completarel conceptode concentracióndemercado,dadoquepuedesucederquealgúnagenteconrelativareducidacuotademercadopuedaser decisivo para atender la demanda43, en determinadosmomentos. Al fin y alcabonosedebedeolvidarqueporelmomento,enausenciadealmacenamiento,lademanda eléctrica es relativamente inelástica. En todo caso, de acuerdo con elúltimo informe de la CNE sobre la evolución de la competencia en el mercadoeléctrico, de 2012, se señalaba que dada la situación de exceso de capacidad nohabíaningúngeneradorconcondicióndepivotalidad(CNE,2012a).

Respectoalpoderdeloscomercializadores,siestostuvieranlafacultaddemedircorrectamente losconsumosdesusclientes,en tiemporeal,existirían incentivosque les permitirían favorecer la competencia, a través de la oferta de productosmásadaptadosalasnecesidadesdelosconsumidores.

Sin embargo, independientemente de la integración vertical contable, cabedestacarquelaexistenciadeunatarifareguladaporelGobierno,quedifícilmentees igualable por los comercializadores, es un elemento que dificulta la realtransiciónhaciaunmercadoeléctricomásliberalizado.

1.4. Productivoyeficiente

Laactividaddel sectoreléctricoha idoadquiriendouna importancia llamativa, apesardequeenlosúltimosaños,lasituacióneconómicanacionaleinternacional,unidasaproblemassurgidosporlapropiaregulacióndelsector;hayaperjudicadoa la actividad de algunas empresas. Otras por el contrario, han sido capaces deresponderdemaneraactivayexitosaalaseventualidades,atravésdeestrategiasdediversificacióneinternacionalización,entreotras.

El índice de especialización de la economía en el sector eléctrico y el valor quepresentanloscosteslaboralesunitariosdeestesectorenEspaña,encomparacióncon otros países de referencia, permiten afirmar que el sector eléctrico españolpresenta ventajas comparativas o competitivas, mostrando característicasatractivasfrentealrestodesectoresdelaeconomía.

Enesteapartado44seanalizan,principalmente, lasvariablesValorAñadidoBruto(VAB),Productividadporempleado(LP),calculadacomoelcocienteentreelVAByel número de empleados y el Coste Laboral Unitario (CLU) calculado con su

42HayquetenerencuentaqueelvalordelíndiceHHIseencuentraentre0(competenciaperfecta)y10.000(monopolio).Porello,unamenorconcentraciónsuponeunamayorcompetencia;quefavorecemejorasenlaeficiencia,quesedeberíanpodertrasladara losconsumidoresen formadeunpreciode laelectricidadmáscompetitivo.43Enlaliteraturasehabladegeneradorpivote.Paracalcularelpoderdeéste,sepuedeemplearelíndicedeofertaresidual(Vives,2006).44Convieneseñalarqueenalgunoscasos,debidoal interésdecompararelsectorenEspañaconeldeotrospaíses,losdatospresentadosnoestándemasiadoactualizadosdebidoaladisponibilidaddeseriesdedatosdeEurostat.


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formulaciónmáshabitual45 comococienteentre losgastosdepersonalyelVAB.Conelanálisisdeestasvariablesyalgunosdesuscomponentescomoelnúmerodeempleados,losgastosdepersonaloelcostelaboralporasalariado(CLA)sepuedellegaradiferentescuestiones.

En primer lugar, es conveniente comparar la importancia del sector eléctricorespecto a otros sectores económicos españoles. El índice de especializaciónproductivapermitereflejarqueunterritoriopresentaventajascomparativasentalactividad(puestoquesino,nohabríapodidoganar tantopesoensueconomía).Por su parte, el índice de ventaja comparativa de un sector indica si ese sectorpresenta ventajas o desventajas con respecto al resto de los sectores delmismoterritorio.

En base a los datos, se puede concluir que se ha producido una relativaespecialización de la economía en el sector energético, en general, pero en eleléctrico,enparticular.Ello,seconcluyedelascifrasdeVABdelaramaeléctrica,quesuponeunporcentaje,relativamenteelevado.

SepuedeobservarcómolaactividadeléctricahaseguidounatendenciacrecientedeimportanciaenelVABnacional,conunmáximoen2008,perocuyapendientedecrecientedesdeentoncesesmenorquelaquehanvividoelrestodeactividadesconlasquesecompara.En2013,lascompañíasdeUNESAaportaronel2,1%delPIB,alcanzandolos21.000millonesdeeuros46.

GRÁFICO6.EvolucióndelVABenEspañaporactividades

Fuente:elaboraciónpropiaapartirdeINEySEE.

45 Existe una formulación más precisa: coste laboral por asalariado entre la productividad horaria, Sinembargo,enesteestudioparalacomparacióninternacionalseemplealaotraformulaciónmásintuitiva.46(UNESA,2014b)

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2000200120022003200420052006200720082009201020112012

millonesdeeuros

Industriaquímica

Fabricacióndeproductosdecauchoyplásticos,ydeotrosproductosmineralesnometálicos

Metalurgiayfabricacióndeproductosmetálicos,exceptomaquinariayequipo

Fabricacióndematerialdetransporte

Electricidad


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Además,sepuededecirqueelsistemaeléctricojuegaunpapelfundamentalenlaeconomía, no sólo española sino también europea. Como muestra de ello elsiguiente gráfico recoge el VAB generado por el sector eléctrico en diferentespaísesdelaUE.EnEspañaseobservaqueesmenorqueenItaliaysobretodoenAlemania.

GRÁFICO7.VABdelaactividaddeproducciónydistribucióndeelectricidadendiferentespaíseseuropeos

Nota: Los datos de Eurostat para España están ajustados para que sean comparables con los de los demáspaíses.

Fuente:elaboraciónpropiaapartirdeEurostat.

Este menor valor del VAB en España puede estar explicado por el número detrabajadoresqueempleaelsectorencadapaís.En loquerespectaalnúmerodeempleados,sedetectaqueenEspañaesdondemenosempleadoshayenelsector,yenAlemaniadondemás.

GRÁFICO8.Númerodeempleadosdelaactividaddeproducciónydistribucióndeelectricidadendiferentespaíseseuropeos


0

5.000

10.000

15.000

20.000

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30.000

35.000

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19951996199719981999200020012002200320042005200620072008

millonesdeeuros

Alemania España Francia Italia ReinoUnido

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



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Enelcasoespañol,aunqueconciertaprobabilidadenelrestodepaísestambién,lacaídadeempleadosenestaramadeactividad,enelperiodo,puededeberseaquesehayaproducidounaexternalizacióndeactividades,propiasdelsector.

Llegadosaestepuntosehacenecesarioanalizarelconceptodeproductividadporempleado(LP47).Enprimerlugar,secomparalaproductividaddelsectoreléctricoespañolconotrasactividades.

GRÁFICO9.LPenEspañaporactividades

Nota:Lossectoresconlosquesecomparaeleléctricorepresentanentreun6yun8%delVAB.


A la luz del gráfico, se observa que la productividaddel sector eléctrico, esmuysuperior a la productividad del resto de actividades económicas con las que secompara. Ello, se debe a que se trata de una actividad intensiva en capital y nomano de obra, que además, ha mejorado de los equipos de producción y desuministro durante las últimas décadas. En cierta medida, esta mayorproductividad es un elemento que permite atisbar la eficiencia del procesoproductivodelsectordelaproducciónysuministroeléctricos.

Enelámbitointernacional,apesardequeelVABgeneradoporelsectoreléctricoenEspañaesinferioraldelrestodepaíses,ydebidoaqueelnúmerodeempleadoses muy inferior al de Italia y Alemania; si se calcula el indicador de laproductividadporempleado,seobservaqueelsectoreléctricoespañolgeneraunmayor valor por empleado que en el resto de países europeos con los que secompara.

47LP=VAB/nºdeempleados.

050100150200250300350400450

2000

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2012

milesdeeuros/em

pleado Industriaquímica

Fabricacióndeproductosdecauchoyplásticos,ydeotrosproductosmineralesnometálicosMetalurgiayfabricacióndeproductosmetálicos,exceptomaquinariayequipo



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GRÁFICO10.Productividadporempleadodelaactividaddeproducciónydistribucióndeelectricidadendiferentespaíseseuropeos


LatendenciaaqueexistaunamayorproductividadporempleadoenEspañaqueen el resto de países parece clara, de la misma manera que se observa que laactividad eléctrica presenta una mayor productividad que otros sectores de laeconomíaespañola.Elloesdebidoaqueelnúmerodeempleadossehareducidoen general, y en el sector eléctrico en particular, ya sea por una mayorautomatizacióndelosprocesos,mejoradelaeficienciay/oexternalizacióndelosservicios.Unúltimoratiodeproductividad,aplicablealsectoreléctrico,podríaserelratioproduccióneléctricaporelnúmerodeempleados.

GRÁFICO11.Evolucióndelratioproduccióneléctrica/númerodeempleadosdelaactividaddeproducciónydistribucióndeelectricidadendiferentes

paíseseuropeos


Empleando este indicador, producción obtenida (GWh) vendida o producida,respectoalnúmerodeempleados,seobservaunamejoradelaproductividaddeltrabajo (GWh producidos/empleados) y un empeoramiento de la productividaddelcapital(GWhproducidos/M€invertidos).

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300

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500

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1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

milesdeeuros/em

pleado


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12

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

GWh/empleados



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Noobstante,parasabersiunsectorpresentaventajasodesventajasconrespectoalmismosectordeotrospaíses,loseconomistasempleanotrosindicadorescomoelcostelaboralunitario.Así,sielcostelaboralquellevaincorporadocadaunidaddeproductodeunterritorioesinferioraldelosotrosterritorios,laempresapuedeofrecersuproductoaunprecioinferiorasuscompetidores(aumentandosucuotade ventas, y, por lo tanto, multiplicar su margen por un mayor volumen defacturación) u obtener sobre sus ventas un mayor margen (Orkestra‐InstitutoVascodeCompetitividad,2013).

Comosehaobservadoycomentado,lospaísesdondeelsectoreléctricoaportaunmayor valor añadido por empleado, son los países donde menor número deempleadoshay.EnEspaña,en2013,lacontribuciónalempleodelasempresasdeUNESArepresentóel1%delempleototaldeEspañayel2,1%delPIB48.Asuvez,elsectoreléctricoempleódirectamenteenEspañaaunas25.500personas,peroentérminosdeempleodirecto,indirectoeinducidosupusotrabajoamásde151.000personas49.

En el caso del ratio coste laboral por asalariado, se observa que las personasasalariadas del sector eléctrico reciben una remuneración superior a la quereciben los asalariados de otros sectores de actividad, aún cuando en origen loscostesdepersonaldelasempresassoninferiores.

GRÁFICO12.CLAenEspañaporactividades


A pesar de la evolución de las variables VAB, número de empleados yproductividad,elgastodepersonalhapermanecidomásomenosconstante;porloqueelratiocostelaboralporasalariadohaaumentadoenelperiodo.Cabedestacarqueaprincipiosdelapasadadécadahubounperíododetiempo(2002‐2004)enelquedisminuyó, pero conposterioridad sehan recuperado los valoresde2000y2001.

48ElValorAñadidoBrutofuede11.900millonesdeeurossegúnelINE.49(UNESA,2014b)

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

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2000

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2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

€

Industriaquímica

Fabricacióndeproductosdecauchoyplásticos,ydeotrosproductosmineralesnometálicosMetalurgiayfabricacióndeproductosmetálicos,exceptomaquinariayequipo



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Enesteanálisisdelascaracterísticasdelsectoreléctrico,comosehaseñaladonosepuedeolvidarelconceptocostelaboralunitario,calculadoaquícomogastosdepersonaldivididoporelVAB.Enelcasodelacomparativanacional,seempleará,como aproximación, el ratio remuneración por asalariado entre VAB, que semuestraenelsiguientegráfico.

GRÁFICO13.Remuneraciónporasalariado/VABenEspañaporactividades


Alaluzdelosdatos,seobservaquelaremuneraciónporasalariadoentreelVAB,comoaproximacióndelCLU,delaactividaddesuministrodeelectricidadpresentalamenorcifra,muypordebajodesectorescomolaindustriaquímica,loquehacedeeste sectorunaactividadcompetitiva, apesardeque los costes laboralesporasalariadosonsuperiores.

Realizandounacomparaciónanivelcomunitario,sepuedeobservarqueAlemaniapresentaelmayorcosteunitarioylosdeEspañaestánpordebajodemayoría.

GRÁFICO14.CLUdelaactividaddeproducciónydistribucióndeelectricidadendiferentespaíseseuropeos(Costesdepersonal/VAB)


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0,1

0,2

0,3

0,4

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0,6

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0,8 Industriaquímica

Fabricacióndeproductosdecauchoyplásticos,ydeotrosproductosmineralesnometálicos

Metalurgiayfabricacióndeproductosmetálicos,exceptomaquinariayequipo


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1995

1996

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2000

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2002

2003

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2006

2007

2008



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Los menores costes unitarios del sector eléctrico español frente al del resto depaíses,esunelementoquepermitecorroborarjuntoconlarelativaespecializaciónproductiva,queel sectoreléctricoespañolpresentaventajas considerables.CabedestacarquelaevolucióndelavariableCLUhaseguidounatendenciadecrecientedurantelaúltimadécadaymedia.

Además,sehacalculadoelratiogastosdepersonal+gastosrealizadosportercerosdividido por VAB. Esta variable muestra una senda creciente como puedecontemplarseenelgráficosiguiente.

GRÁFICO15Gastosdepersonal+trabajosrealizadosporterceros/VABconstante

Fuente:elaboraciónpropiaapartirdeINE.

Estasendacrecientepuededeberseadosmotivosprincipales.Elprimeroesquesehaproducidounaumentodelosgastosdepersonaly/odelostrabajosrealizadosporterceros,yelsegundoesquesehareducidoelVABenigualdaddelnumerador.

Dadoque el sector eléctrico es un sectormuy intensivo en capital, otra variablerelevanteeslainversióndelsector.EnAlemaniasepuedeobservarlamayorcifrade inversión, pero es destacable que en España ha tenido un crecimiento muyintensodesdeelaño1998hastael2008.

0

0,1

0,2

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1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009


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GRÁFICO16.Inversióndelaactividaddeproducciónydistribucióndeelectricidadendiferentespaíseseuropeos


Alavistadelgráfico,parecequelaliberalizaciónsupusounimpulsoalainversiónen España. También hay que tener en cuenta que durante la década anterior separalizaron en gran medida las inversiones, había exceso de capacidad y sepromulgólamoratorianuclear.Además,elperíodoinversoriniciadoafinalesdelsiglo pasado coincide con un nuevo despegue de la demanda, la crecienteconcienciaciónmedioambientalyelconsecuentedesarrollodecicloscombinadosdegas,asícomodelastecnologíasdegeneracióneléctricarenovables.

Sisecalculalainversiónporempleado,elmayorratiosepresentaenEspañayelmásbajoenAlemania,dadoquelacifradepersonasempleadasenEspañaporelsectoreramuyinferioraladeAlemania.

Como se ha comentado, tanto en España como a nivel comunitario, la actividadeléctrica ha visto mejorar la productividad del trabajo. Sin embargo, laproductividad del capital (Valor añadido/inversión) se ha mantenido estable oinclusosehadeterioradoenmayormedidaenEspañaqueenEuropa.

ElsiguientegráficoponeenrelaciónlaevolucióndelVABdelsectoreléctricoylaproduccióntotaldeelectricidad.SeobservaquesibienlaevoluciónenEspañaibapordebajodelrestodepaísesconlosquesecomparaelsector,apartirde2005hamostradounatendenciaalcistapositiva.

01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

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2005

2006

2007

2008

millonesdeeuros



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GRÁFICO17.VAB/Produccióntotaldelaactividaddeproducciónydistribucióndeelectricidadendiferentespaíseseuropeos


Alavistadetodoloanterior,sepuedeconcluirqueelsectoreléctricoespañolescompetitivo,nosóloencomparaciónconotrossectoresdelaeconomíaespañola,sinoencomparaciónconotrospaíseseuropeos.

Si bien el número de empleados es inferior; el coste laboral por asalariado delsectorestáentre losmáselevadosdelpaísydeotrospaíseseuropeos.Asuvez,debidoaunaelevadaproductividad, los costes laboralesunitarios, tal y comosehan estimadoen estedocumento sonmenores, lo que le coloca al sector enunaposiciónprivilegiadaparapodercompetir.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

€/GWh



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2. PRECIOSDELAELECTRICIDAD

Los precios de la electricidad, así como los de la energía en general son unelemento importante para la economía, tanto por su repercusión sobre lacompetitividadempresarialcomosobreelbienestardelasfamilias.

Desde el 1 de enero de 2003, debido al proceso de liberalización del sectoreléctricoemprendidoconlaLey54/1997,todoslosconsumidorestienenderechoa contratar libremente en el mercado su suministro. No obstante, siguenconviviendodosregímeneseconómicosdiferentes.

Porun lado, estáaquelde los consumidoresque conectadosenbaja tensiónconpotencias contratadas iguales o inferiores a 10 kW, pueden acogerse al preciovoluntario del pequeño consumidor (PVPC)50, y así lo hacen y, por otro lado, elrestodeconsumidores, conpotenciascontratadasmenoresomayoresde10kWque acuden al mercado liberalizado. Los clientes que se acogen al PVPC sonsuministradosporloscomercializadoresdereferencia(COR).

El sector eléctrico cuenta con casi 28,6 millones de clientes51(CNE, 2013a), de loscualesel93,8%sonconsumidoresconunapotenciacontratadainferiora10kW,de los que se acogen al PVPC aproximadamente el 51,7%; que representanaproximadamente la mitad de la electricidad consumida a dicha potencia. Losconsumidoresdepotenciainferiora10kWconsumenel28%delaelectricidad,loquesuponequeel6,2%delosclientessuponenel72%deltotaldeelectricidad.

A pesar de que en materia de número de clientes, la liberalización del sectorparezcatodavíaunautopía,enGWh,sepuedehablardeavancesimportantesqueculminaráncuandoelGobiernodecida liberalizar todoel sector lospreciosde laelectricidad.

Noobstante,enesemomento,nosedeberíadescartarlaposibilidaddemanteneruna tarifa especial para clientes/consumidores en riesgo de pobreza energética,que podría materializarse a través del mantenimiento de un descuento en losprecios de la electricidad cubierto por los Presupuestos Generales del Estado,comopartedelapolíticasocialdelGobierno.

Elgrupodeconsumidoresacogidosalbonosocial52,debajatensión,seredujeronamenosde2,5millonesdeclientes,en2014,cayendodichoañotantoelnúmerodeconsumidores sujetos como la energía consumida por ellos (4.047 GWh), que50Existetambiénotrogrupodeconsumidoresqueporsuscaracterísticasseacogenaunbonosocial.51(CNMC,2015)52Paraelloesnecesarioquepertenezcanaalgunodelossiguientescolectivos:a) Personasfísicasconpotenciacontratadainferiora3kWensuviviendahabitual.b) Pensionistas con 60 años o más que perciban una pensión mínima por jubilación, incapacidad

permanenteoviudedad.c) Familiasnumerosas,d) Familiasdondetodossusmiembrosseencuentrenensituacióndedesempleo.

Elnúmerodeclientesdelosgruposb,cydhaaumentadoconlacrisis,cayendolosclientesdelgrupoa.Estacifrahacaído,dadoqueconlosnuevoscontadoressehaobservadoqueungrannúmerodeconsumidoresdeestegrupoconsumíanmásysehanreajustado.


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supusoaproximadamenteel1,8%delaelectricidadtotal.Dichademanda,conuncomponente cíclico importante, sigue una tendencia decreciente, de la mismamaneraqueelnúmerodeclientes.

Porlotanto,ennúmerodeclientes,lascifrasparecequemuestranqueexisteunainterferencia, con tendencia decreciente en el tiempo, en el mercado debido alelevado número de ellos que se acogen al PVPC. Las comercializadoras dereferencia53 venden su electricidad empleando un mecanismo de preciospreviamente establecido por el Gobierno. En la actualidad, la dificultad deencontrar en el mercado liberalizado ofertas mejores que el PVPC es una claraseñal de que dicha tarifa constituye una barrera a la liberalización efectiva delmercado, dificultando el desarrollo de la competencia. Al fin y al cabo, lascomercializadoras libres deben de considerar en sus ofertas el riesgo por lavolatilidad delmercado, que puede asumir según sea la oferta, la compañía o elconsumidor.

Apesardetodoloanterior,sedebeseñalarqueEspañaesdelospaísesdeEuropaconmayor tasa de cambio de consumidor, lo que demuestra que existe presióncompetitivaapesardelPVPC.

Agrandesrasgossepuededecirqueelpreciodelaenergíasecomponede:elcostede la energía propiamente dicho, los peajes y otros cargos; y, por último, losimpuestos.Debidoalaexistenciadediferenciasentreloselementosquecadapaísconsideracomocomponentes, lascomparacionesdelospreciosdelaelectricidadconotrospaíseseuropeosdebenrealizarseconcautela,yaquecadapaísintroduceconceptos en unas u otras partidas (Eurelectric, 2014). Para ello, es necesarioprocederaunahomogeneizacióndelosdatospreviacomparación.

Unavezrealizadaestaaclaración,semuestra,enelsiguientegráfico laevolucióndelpreciode la electricidadenelmercado, esdecir, del componente energético.Dichográficomuestrauncrecienteacoplamientodelospreciosaambosladosdelafrontera.

53 IberdrolaComercializadoradeÚltimoRecurso,S.A.U.;EndesaEnergíaXXI,S.L.U.;GasNaturalS.U.R.;SDG,S.A.;HC‐NaturgásComercializadoradeÚltimoRecurso,S.A.;E.ONComercializadoradeÚltimoRecurso,S.L.


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GRÁFICO18.Evolucióndelpreciomedioanualdelaelectricidadenelmercado

Fuente:(OMIE,2014)

EsteprecionoincluyeimpuestosespecialesniIVA,asícomotampococonsideralospeajes ni los cargos. El precio del mercado eléctrico tiene, a su vez, trescomponentes, cuya evolución se muestra en el siguiente gráfico; el precio delmercadodiarioeintradiario,lospagosporcapacidadyelserviciosdeajuste.

GRÁFICO19.Evolucióndeloscomponentesdelpreciofinalmedioenelmercadoeléctrico(€/MWh)

Nota:p=estimaciónpropia.

Fuente:elaboraciónapartirde(UNESA,2013;UNESA,2014a)

DeacuerdocondatosdeEurostat,elpreciodelmercadomayoristaespañolesdelosmás reducidos de la UE, suponiendo el 44%de la factura energética. Por suparte,elsiguientegráficomuestralaevolucióndelospeajesycargos.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

euros/MWh

PreciomedioaritméticodeEspaña PreciomedioaritméticodePortugal

41,1

65,9

38,1 38,4

50,956,9 55,2

2,3

2,6

2,7 3,8

3,2

4 5,4

3,9

1,1

2,5 3,6

6,1

5,5 5,5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2007 2008 2009 2010 2011 2012(p)

2013(p)

Pagosporcapacidad

Serviciosdeajuste

Mercadodiarioeintradiario


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GRÁFICO20.Evolucióndeloscostesdelasactividadesreguladasdelsistema.Año1998‐2014

Nota:2013y2014sondatosprovisionales.

Fuente:(CNE,2013b),(CNMC,2014a;CNMC,2014b)

Como se observa en el gráfico, los peajes y cargos han experimentado uncrecimientocasiexponencial,ysehaincurridoencostesinsostenibleseneltiempoen granmedida por incentivar tecnologías incipientes, que verán reducidos suscostes en los próximos años. Esta evolución ha supuesto que el cargo por estosconceptoshapasadodeser9€/MWh,en2007a37€/MWhen2013.

EstosconceptosdebendeiracompañadosdeloscostesporimpuestosespecialescuyoimporteanualderecaudaciónserecogeenelgráficoGRÁFICO33yquehanpasado de suponer 4,65€/MWh, en 2008, a 6,17€/MWh en 2013; así como delIVA. Eurostat establece que los precios de la electricidad para consumidoresdomésticoseindustriales,seencuentranporencimadelamediadelospaísesdelaUE.

Como resultado de los componentes de los precios, se presenta una tabla quemuestra los precios medios correspondientes al componente de energía paradistintostiposdeconsumidores.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

millonesdeeuros

Transporte

Distribuciónygestióncomercial

CostesDSA(Cuotas)

Serviciointerrumpibilidad

PrimaRE

Costespermanentes(CNE,OSyOMEL)

Compensaciónextrapeninsular

CTC´s

Anualidadesdéficit


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TABLA3.Evolucióndelpreciomediocorrespondientealcomponentedeenergíaportipodeconsumidor(€/MWh)

Año Trimestre Doméstico Pyme Industrial Gráfico

2009

T1 82,95 77,88 66,95

T2 83,07 79,59 68,42T3 80,53 79,11 66,63T4 75,63 77,98 64,27

2010

T1 72,34 76,19 61,43T2 70,60 76,32 59,11T3 71,56 75,35 57,22T4 72,47 74,91 55,80

2011

T1 74,79 75,23 55,77T2 77,73 74,92 55,84T3 80,04 75,92 56,69T4 83,05 77,43 57,74

2012

T1 84,71 79,19 58,51T2 86,03 80,14 59,28T3 86,89 81,28 60,39T4 87,13 82,15 60,96

2013T1 87,93 82,80 61,87T2 87,71 82,69 61,00

Fuente:(CNMC,2014c)

Comosepuedeobservarelconsumidorindustrialsebeneficiadeunpreciomenorque,nosóloelconsumidordoméstico,sinoquelasPymes,muchasdelascualessededicanalaactividadindustrial.

2.1. Lospreciosparaelconsumidordoméstico

Convienedestacarlaimportanciadelconsumoenergéticoenlarentafamiliar,quese muestra en la siguiente tabla. En ella se recoge el gasto en otras fuentesenergéticas,demaneraqueofrezcaunaideadelpesodelcomponenteenergéticodelgastoporhogar.

TABLA4.Gastototal,porcódigosdegasto(4dígitosymillonesdeeuros)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Variación

2013/2006

Electricidad 7.402 7.977 8.898 10.476 12.810 13.985 14.410 13.574 83,4%

Gas 3.692 3.692 4.256 4.404 4.281 4.637 4.992 5.437 47,3%

Combustibleslíquidos 1.665 1.711 1.918 1.803 1.778 1.894 2.046 2.056 23,5%

Combustiblessólidos 172 176 190 197 198 189 229 293 70,4%

Carburantesylubricantes

21.555 22.469 24.943 21.130 22.830 25.130 25.484 24.588 14,1%

Gastototalenenergía 34.487 36.025 40.206 38.010 41.897 45.835 47.161 45.948 33,2%

GASTOTOTAL 488.869 526.606 541.235 524.788 519.357 521.362 509.154 493.514 1%

Fuente:(INE,2014)

Enlatablaanteriorseobservaqueelgastototalalolargodelosúltimosañoshaaumentado en un 1%. Sin embargo, el gasto energético ha aumentado un 33%,siendo,enelcasodelaelectricidadun83%.Enelcasodelgas,elaumentohasidodel 47,3%. Los combustibles líquidos y sólidos tradicionales han conocidoincrementos menores, a pesar de la elevada volatilidad de sus precios, lo quepuededeberseaqueel consumoenestosproductos tieneunamayorelasticidadanteaumentodeprecios.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2

2009 2010 2011 2012 2013

€/M

Wh

Doméstico Pyme Industrial


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Además,sepuedeseñalarqueelconsumoenergéticohapasadoderepresentarun7%delgastototalaalcanzarel9,3%.Denuevoeselgastoenelectricidadelquehasupuestoelmayorincremento,pasandodel1,5%en2006al2,7%delgastototalen2013.Poniendoencomparaciónelgastoenelectricidadconelgastoenenergía,se ha pasado de que representara el 21,5% en 2006 al 29,5% en 2013. Esteaumento en el gasto eléctrico en una economía doméstica prácticamenteelectrificada, en la actualidad, supone un perjuicio para aquellos hogares conmenos recursos. A nivel familiar, el siguiente gráfico pone de manifiesto laevolucióndelosparámetrosanteriores.

GRÁFICO21.Evolucióndelgastomedioporhogarenproductosenergéticos(euros)

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(INE,2014).

Este gráficoponede relieve la evolucióndesincronizadaqueha seguidoel gastofamiliartotalconlosgastosenenergía,especialmenteenelectricidad.Ello,sedebe,principalmente al aumento del coste de la electricidad para los hogares en losúltimosaños,debidoalafinanciacióndepolíticaspúblicasatravésdelpreciodelaelectricidad.

Alaluzdelmismoseobservaquesibienelgastototalhaaumentado,elgastoporhogar ha alcanzado su máximo en el período en 2008, pero seguidamente hainiciadounasendabajista,reduciéndoseelgastoporhogarenun10%,frenteaunincrementoenelgastoenergéticodel18%,siendoenelectricidaddeun63%ydel31%engas

Si se compara loqueocurreenEspañaconotrospaísesde laUniónEuropea, sepuedever, enelestudioeuropeo “Energypricesandscost report”,que losdatosmuestranunaltogradodevariaciónentre losEstadosmiembrosde laUE.Entre2010y2011,elgastoenenergíadeloshogaresrepresentóentreel3,5%yel10%delarentadisponibleenlosdistintosEstadosmiembros.EnelextremoinferiordeestánlospaísesdelsurdeEuropa(España,Chipre,Grecia),dondelasnecesidadesde calefacción sonmenores. En el extremo superior se encuentran los países de

24.00025.00026.00027.00028.00029.00030.00031.00032.00033.000

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

€€

Electricidad Gas Combustibleslíquidos

Combustiblessólidos Carburantesylubricantes Gastototalenenergía

Gastototal(ejesecundario)


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EuropaCentralydelEste(RepúblicaCheca,Estonia,Croacia,Eslovenia),dondeloshogarestieneningresospordebajodelamediadelaUE.Apesardesusclimasmásfríos,lospaíseseuropeosdelNorteyOesteestánenelextremoinferiordebidoalaaltarentadisponibledeloshogares.

Encomparacióncon1999/2000,enlamayoríadelosEstadosmiembroselgastoenergéticode loshogares se incrementó entre0‐2,5%.Enpaíses comoPortugal,Croacia, España, Chipre, el Reino Unido, Bélgica y la República Checa, tuvieronaumentosdemásde0,5%.En2010‐2011loshogaresdelamayorpartedeestospaísestuvieronquepagarentreun15‐30%másporlosproductosenergéticosqueundécadaantes.

ElgastodeloshogaresenloscombustiblesdetransportevariómenosporEstadosmiembrosqueelgastoenergéticorelacionadoconlasnecesidadesdecalefacciónydeiluminación.En2010/2011elgastoencombustiblesdetransportevarióentre2,5%y4,5%.

Laproporcióndegastoencombustiblesparaeltransporteenlarentadisponiblede loshogaresse incrementóen1%enGrecia,en0,4%enelReinoUnidoyen0,3% en Dinamarca y Estonia, y en algunos países esta proporción disminuyóligeramentedesde2000(en0,4%enEsloveniayen0,3%enBélgica).Elgastodeloshogaresencombustiblesparaeltransportesubióenmenormedidaqueenelcasodeenergíaenelhogar.

Losdatosdisponibles tambiénmuestranque loshogarescon ingresosmásbajostienden a gastar proporcionalmente más en electricidad, gas y combustiblesrelacionadosconlacalefacción,queloshogaresdeingresosmediosoaltos.Porelcontrario, los hogares de ingresos más altos tienden a gastar una mayorproporcióndelarentadisponibleencombustiblesparaeltransporte.

2.1.1. Sobreelnuevomecanismoparadeterminarelcomponenteenergéticodelafactura

El nuevo mecanismo para determinar el componente energético del preciovoluntario para el pequeño consumidor (PVPC), sevincula directamente almercado eléctrico mayoristadesde abril de 2014. Este mecanismo, según elMinisterio, debería permitirahorrar una media anual del 3%, debido alaeliminación de los costes financierosque suponían la intervención de los deintermediariosfinancierosenlassubastastrimestralesCesur.

Elpreciofinaldelaelectricidadseguiráteniendodoscomponentesunovariableyotrofijo,siendoelprimeroelpreciodelaelectricidad.DeacuerdoconelMinisterioen el nuevo sistema, elprecio de la energía se decide haciendo una mediaponderadadelcosteenelmercadomayorista(diarioyhorario)duranteelperíododefacturación,desapareciendolassubastasCESURparalafijacióndelpreciodelaenergía. De hecho, los puntos de suministro que dispongan de contadores con


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discriminaciónhorariapagancadahoradeconsumoalprecioregistradocadahoraefectivaenesemercadoalpormayor.

El segundo componente será un importe fijado por el Ministerio de Industria(peajes) para retribuir todas las actividades necesarias para llevar el suministroeléctrico hasta los hogares y el resto de costes a cargo del sistema eléctrico;elementoqueencarecelaelectricidad.

Almargen de este sistema, los consumidores que deseen unamayor estabilidadtendrán laopcióndecontrataruna tarifaconprecio fijopara todoelaño,yaqueIndustria obligará a las comercializadoras de referencia a ofrecer esta opción,aunqueelMinisteriohaadvertidoqueestaopciónesmáscara.Losconsumidoresque se acojan a estas tarifas, mantendrán la opción de volver al PVPCmientrascumplanconlosrequisitosestablecidosparaello.

Convieneseñalarqueestamedidanosuponelaliberalizacióntotaldelmercado,yaque aunque en el PVPC, el Gobierno no interviene en el componente energético,seguirá fijando el margen de comercialización que cobran las empresas queofrecen este servicio. Además el Gobierno se reserva el derecho a cambiar, denuevo,elsistemadepreciossiobservamovimientosalcistasrelevantesenelpool.

2.1.2. Comparacióneuropeadepreciosparalosconsumidoresdomésticos

Elsiguientegráficomuestralaevoluciónmásrecientedelpreciodelaelectricidadpara los consumidores domésticos, donde se observa la tendencia creciente delmismoentodoslospaísesanalizados.

GRÁFICO22.Precioseléctricosparaelconsumidordoméstico(2.500kWh<consumoanual<5.000kWh)en€/MWhincluidosimpuestosy

gravámenes


Los precios más caros corresponden a Alemania y, hasta 2010 también Italia,siendoenFranciayReinoUnidodondeseencuentranpreciosmáseconómicos.Porsu parte, España ha pasado tener un precio similar al del promedio europeo acolocarsetrasAlemania.

100

120

140

160

180

200

220

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300

S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2

2009 2010 2011 2012 2013

€/M

Wh

EU28

Alemania

España

Francia

Italia

Portugal

ReinoUnido


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Como se adelantaba al inicio del apartado de precios, las comparaciones de losprecios de la electricidad y en especial de sus componentes entre estadosmiembros de la UE deben de realizarse con cautela. Ello se debe a que tras larealización de un estudio sobre los componentes de las diferentes partidas decoste(energía,redeseimpuestos),encadapaís;sedetectóquelaclasificacióneradispardepaísapaís.Lossiguientesgráficosmuestran lasdiferenciasque traselestudiorealizadoporEurelectricsehandetectadoconlospreciosdelosdiferentescomponentesquepresentaEurostat.


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TABLA5.Comparacióndeloscomponentesenergía,redeseimpuestosdelpreciodelaelectricidadparaconsumidoresdomésticosrealizadopor

Eurelectric

Gráfico Comentario

EnelcasodeEspaña,el

componentedeenergíaincluyeenambosanálisislosmismoselementos.

ElcomponentederedesdeEurostatincluíamuchos

elementosquenoleeranpropios,sinomásbiencargas.Elcosterealdelasredes,dejaporlotantodeserelmáselevadodelaUE

paraestardentrodeloscincomásreducidos.

ElcomponenteimpuestosyotrascargasenEspañaha

aumentado,alreajustarel

componentedelasredes.

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(Eurelectric,2014).


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En Alemania, Irlanda, Francia, Italia, Noruega y Grecia, entre otros, los costesasociadosapolíticasgubernamentales,noenergéticas,seincluyenenlapartidadeimpuestosyotrascargas;mientrasqueenEspaña,RepúblicaChecayDinamarca,por ejemplo, se incluyen en lade redes. Por ejemplo, en el casodeAlemania, seincluían lasprimasa las renovablesen lapartidade impuestos,mientrasqueenEspañaseincluíanenlasredes.

Existen casos como el del Reino Unido, Suecia y Polonia, donde se considerancostesenergéticosyenFinlandiayHolanda,sonsoportadosporlosPresupuestosGeneralesdelEstado(Eurelectric,2014).

2.2. Lospreciosparaelconsumidorindustrial

El análisis de las cuestiones energéticas ha protagonizado una buena parte deldebatesobrelacompetitividaddelasempresasenlaúltimadécada.Laprogresivaconsideración de la energía como factor determinante de la competitividad sesustenta en granmedida en el incremento experimentadopor los precios de lasdistintasenergíasdesdefinalesdelpasadosiglo,yserefuerzaanteeltemordequetalespreciosvayanaalcanzaraúnmayorescotasenelfuturo.

En este sentido, los costes energéticos pueden resultar particularmente vitalespara la competitividad de las industrias intensivas en energía: química, refino,aluminio, cemento, hierro y acero, papel y vidrio, cuya factura energéticarepresentaunporcentajemuysignificativodeloscostestotalesdeproducción.Porello,elahorroenergéticoylaeficienciaenergéticasonobjetivosquesepersiguenenlaindustria.

Porlotanto,elcostedelaenergíayelcostedeaccesoalamismapuedensuponerun inconveniente para la competitividad de las empresas, en la medida en quecompitan con otras cuyos costes sean más favorables y no se compense estedeteriorode la competitividad con otra ventaja. Sin embargo, el problemano esexclusivodeEspaña,sinoqueafectaatodaEuropa.

En este sentido, la electricidad, si bien ha cedido paso al gas como fuenteenergéticaenlaindustria,siguesiendolafuentepredominanteenbuenapartedelaindustrianacional.


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TABLA6.EstructuraporcentualdelgastoenergéticoindustrialporenergíasysectoresindustrialesenEspaña(%)

2000‐2004 2005‐2009 2010‐2012

Electricidad

Gasnatural

Otras ElectricidadGas

naturalOtras Electricidad

Gasnatural

Otras

Extractivas 47,6 10,5 41,9 41,7 7,2 51,1 38,14 31,31 30,56

Alimentación 46,9 18,6 34,4 50,0 23,7 26,3 53,52 24,55 21,93

Textil 62,5 19,0 18,6 59,1 25,4 15,5 62,94 23,84 13,22

Maderaycorcho

54,4 6,7 38,9 56,2 13,2 30,6 54,61 13,53 31,86

Papel 48,2 31,6 20,3 47,7 37,9 14,4 51,68 37,39 10,93

Química 41,4 34,3 24,3 40,2 39,6 20,2 45,39 38,23 16,39

Caucho,plástico

79,1 11,9 9,0 77,7 14,0 8,3 78,88 15,08 6,04

Ptos.nometal.

31,7 32,2 36,1 31,8 36,9 31,3 35,06 40,73 24,21

Siderurgiaymetalurgianoférreos

63,1 19,3 17,7 65,1 20,7 14,3 64,36 20,29 15,35

Máquinasytransf.metálicos

64,9 11,8 23,3 61,6 14,4 24,0 64,45 14,59 20,95

Mat.transporte

65,6 20,2 14,1 65,6 22,8 11,6 69,87 21,00 9,13

Energíayagua

40,5 4,5 55,0 56,4 2,7 40,9 62,97 12,29 24,73

TotalIndustria

49,1 22,5 28,4 49,1 26,4 24,5 53,79 26,11 20,10

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(Arocena&Díaz,2012)eINE.

2.2.1. Comparacióneuropeadepreciosparalosconsumidoresindustriales

El precio de la electricidad para el consumidor industrial español se encuentradentrodel promediode laUE‐28, conun coste ligeramente inferior al alemán, ymenorqueenItaliaeIrlanda;sinembargo,porencimadelcoste/KWhindustrialfrancés,finlandés,suecoodanés(Eurostat,2013).

Elhechodeque la industriaespañolatengaaccesoaunaelectricidadmásbarataquelaalemanaesunacuestiónimportante,enlamedidaenque,enocasiones,secomentan lospreciosde laenergíacomounfactor importantedecompetitividadempresarial.Noobstante,paraprofundizarenestetemaypoderrealizarunjuiciosería necesario analizar la estructura de consumo energético de la industria enAlemania.

El gráfico siguiente presenta la evolución semestral del precio total de laelectricidad para consumidores industriales enAlemania, España, Francia, Italia,Portugal,ReinoUnidoyUE‐28,incluidosimpuestosygravámenes.


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GRÁFICO23.Precioseléctricosparaelconsumidorindustrial(500<consumoanual<2.000MWh)en€/MWh,incluidosimpuestosygravámenes54

Nota:Estegráficono considera los impuestos sobreel IVAyotros impuestos recuperables indicadosen lasfacturasentregadasalosconsumidoresindustrialesfinales.


De nuevo, como en el caso del consumidor doméstico, el estudio elaborado porEurelectricponedemanifiestolasdiferenciasquesurgencuandosecomparanlosdiferentes componentes de coste de la electricidad en cada país (Eurelectric,2014).Porestemotivo,losdatosdebendeinterpretarseconcautela.Lasiguientetabla muestra el reajuste de los componentes del precio de la electricidadrealizadoenelestudioyamencionado.

54Enelcasoindustrial,ladescripcióndelosimpuestosincluirátresseccionesclaramenteseparadas(ComisiónEuropea,2007):‐Impuestos,gravámenes,gravámenesnofiscales,tasasycualesquieraotrascargasfiscalesnoindicadasenlasfacturas entregadas a los consumidores industriales finales. Los elementos descritos en este apartado seincluirándentrodelascifrascomunicadasparaelniveldeprecios"Preciossinimpuestosnigravámenes",‐ Impuestos y gravámenes señalados en las facturas entregadas a los consumidores industriales finales yconsiderados no recuperables. Los elementos descritos en este apartado se incluirán dentro de las cifrascomunicadasparaelniveldeprecios"PreciossinIVAysinotrosimpuestosrecuperables",‐ImpuestosobreelValorAñadido(IVA)yotrosimpuestosrecuperablesindicadosenlasfacturasentregadasalos consumidores industriales finales. Los elementos descritos en este apartado se incluirán dentro de lascifrascomunicadasparaelniveldeprecios"Precioscontodoslosimpuestos,gravámeneseIVA".

50

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150

170

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S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2

2009 2010 2011 2012 2013

€/M

Wh

EU28

Alemania

España

Francia

Italia

Portugal

ReinoUnido


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TABLA7.Comparacióndeloscomponentesenergía,redeseimpuestosdelpreciodelaelectricidadparaconsumidoresindustrialesrealizadopor

Eurelectric

Gráfico Comentario

EnelcasodeEspaña,elcomponentedeenergíaincluyeenambosanálisislosmismoselementos

Loscostesdelasredessonmenoresaloqueenprincipiosehabía

mostrado,debidoaqueseleshabíaimputadocostesquenolespertenecían.

Enestecaso,seobservaqueelcomponentede

impuestosyotrascargasesenrealidadmuysuperioralinicialmentepresentado

porEurostat.

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(Eurelectric,2014).


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Si se compara lo que ocurre en Europa con respecto a EE.UU, los precios de laelectricidad resultanmuy dispares entre las diferentes regiones delmundo. LasindustriasdeJapónyEuropa,einclusolasdeChina,pagandemediamásdeldoblequelasdelosEE.UU(WEO2013).EstehechosuponeparaEE.UU.ungranahorroparasuindustriamanufacturerayunapérdidadecompetitividadparalaindustriaeuropea.

Esmás, en su escenario central, laAIEprevéquepara el 2035 los precios de laelectricidadindustrialenlaUEyJapónsigansiendomásaltosqueenEE.UU.Porello, las mejoras en eficiencia podrían mitigar los altos costes de la energía, almismotiempoquepermitiríanavanzareneltemadelaseguridaddesuministroydelaconservacióndelmedioambiente.

A modo de resumen se presenta la siguiente tabla, donde se tienen enconsideraciónlasvaloracionesdeldocumentodeEurlectric.

TABLA8.Clasificacióndelospaíses55enfuncióndelospreciosdelaelectricidadysuscomponentes

Consumidordoméstico Consumidorindustrial

Precio total incluidosimpuestosygravámenes

>mediaUE27 Alemania,Italia,España Italia,Alemania

<mediaUE27 Francia,ReinoUnido Francia

Impuestosyotrascargas(EURELECTRICvsEUROSTAT)

EURELECTRIC>EUROSTAT España,ReinoUnido España,ReinoUnido

EURELECTRIC=EUROSTAT Alemania,Italia,Francia Alemania,Italia,Francia

EURELECTRIC<EUROSTAT Nohay Nohay

Redes(EURELECTRICvsEUROSTAT)

EURELECTRIC>EUROSTAT Nohay Nohay

EURELECTRIC=EUROSTATReinoUnido,Alemania,Francia,

ItaliaReinoUnido,Alemania,

Francia,Italia

EURELECTRIC<EUROSTAT España España

Energía(EURELECTRICvsEUROSTAT)

EURELECTRIC>EUROSTAT Nohay Nohay

EURELECTRIC=EUROSTATEspaña,Alemania,Francia,

ItaliaEspaña,Alemania,Francia,

Italia

EURELECTRIC<EUROSTAT ReinoUnido ReinoUnido

Fuente:ElaboraciónpropiaapartirdeEUROSTATy(Eurelectric,2014).

2.3. Dispersióndeobjetivosysobrecargadelosprecios

Enlaluchacontraelcambioclimático, losgobiernosyentidadessupranacionaleshan involucrado de manera muy especial al sector eléctrico, debido a suscaracterísticas tanto de escasa probabilidad de fuga de la actividad, como derelativoreducidonúmerodefuentesemisoras,encontraposición,enespecial,conlasemisionesdelsectordetransporte.

55Latablarecogelosejemplosdelospaísesobjetodeestudio.Cuandoseñala“Nohay”significaquenohayningúnpaísdelaUE‐27dondesedéesapremisa.


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GRÁFICO24.EvolucióndelasemisionesdeGEIdelaproduccióndeelectricidadenEspaña

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(UNESA,2012),(REE,2014b)

Desde 2007, aproximadamente se ha producido una reducción de las emisiones,que,enparte,seexplicaporunamejoradelosprocesosproductivosymejoradelaeficiencia energética, así como por la caída de la actividad económica yconsecuentecaídadelademandaeléctrica.

Esmás, si se comparaestaevolución con laevoluciónde laproduccióneléctricapor fuente; se observa, desde 2010, una tendencia a producir con fuentes máscontaminantescomoelcarbónqueconcicloscombinadosdegasnatural,queestánsiendo infrautilizados, aunque también es cierto que la generación eléctricarenovablehamantenidounasendaalcista.

Estasemisionestienenunarepercusiónenlaestructuradecostesdelaseléctricasen la medida en que están sujetas a la obligación de participar en el mercadoeuropeodepermisosdeemisiónoEuropeanEmissionstradingscheme(EU‐ETS),atravésdelaDirectiva2003/87/EC,actualizadaporlaDirectiva2009/29/EC,quemejorayextiendeelusodelEU‐ETS.Sinembargo,durantelosúltimosaños,debidoalacaídaeconómica,lospreciosalosqueseliquidanlosderechosdeemisiónhancaídodemaneramuyllamativa,comoseobservaenelsiguientegráfico.

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20

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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

millonesdetoneladasdeCO2e

GWh

Generaciónneta Emisiones(ejesecundario)


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GRÁFICO25.Preciosdecierredelospermisosdeemisiónparadiferentesperíodosdevencimiento

Nota: EUA= European Union Allowance, permiso de emisión de la UE; CER= Certified Emission Reduction,certificadodereduccióndeemisiones.

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(ICE,2014;Investing.com,2014)

Lospreciosdelospermisosdebíandeserunincentivoparapromocionarfuentesdeenergíabajasencarbono,perolospreciosdecrecientesnohanlanzadolaseñalque se esperaba. A principios de 2014, se aprobó la normativa comunitariaconocidacomoback‐loading,queconsisteenretrasar lasubastade900millonesdepermisosdeemisiónaperíodosposteriores,demaneraqueseeviteunacaídadrásticadelpreciodelosmismos.

Diferentes fuentes señalan que parece un hecho claro, que los precios de laelectricidadaumentarána lo largode lapresentedécadaparapodercumplirconlosobjetivosmedioambientalesestablecidosporlaUEenelpaqueteenergía/climaconocido como 20/20/20 y que posteriormente han sido actualizados conobjetivosmásambiciososcomoel40%dereduccióndelasemisionesdegasesdeefecto invernaderoen2030, o lapromociónde las energías renovableshastaun45%enelsectoreléctricoparaelmismoaño(EuropeanCommission,2014).

Sepuedeconcluirqueestesectorestásometidoamayorpresiónparacumplirconloscompromisosmedioambientales.Porunlado,lapolíticadeenergíasrenovablesse ha centrado en su desarrollo en el sector eléctrico, cuando los objetivoscomunitariosserefierenalconsumodeenergíafinaldetodoslostiposdeenergía.Por otro lado, se ha desarrollado una Ley sobre medidas fiscales para lasostenibilidadenergética,dondesegravalaproduccióneléctricaauncuandotengaorigenrenovable(comoeselcasodelcanonhidráulico,oimpuestosautonómicossobre la producción eólica) y además, a nivel comunitario está sometido alcomerciodepermisosdeemisión,ydesdeenerode2013,elsectoreléctricodebedeadquirirenelmercadoel100%delosderechosdeemisión.

02468101214161820

ene‐09

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sep‐09

ene‐10

may‐10

sep‐10

ene‐11

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sep‐11

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sep‐12

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sep‐13

ene‐14

may‐14

sep‐14

€/Permiso

EUA CER


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2.4. ElasticidaddelademandadeelectricidadenEspaña

Dada la repercusión que genera cualquier variación del sector eléctrico sobre elconjuntodelaeconomía,determinarlasvariablesqueinfluyenenlademandadeenergíaeléctricaysuimportanciaesuncondicionantebásicoentodoprocesodeplanificaciónnormativadelaeconomíaensuconjunto.

El análisisde laelasticidadprecio cobra relevanciaa lahoradeevaluarposiblesvariaciones en el comportamiento de los individuos ante alteraciones de laestructuratarifariadelaelectricidad,olaintroduccióndefigurastributariassobreeste bien con propósitos de conservación energética y del medio ambiente, asícomoparaevaluarel carácterdeestebiendeconsumoporpartede loshogaresespañoles.

En el proceso de liberalización del sector eléctrico se han dado repetidosdesajustes entre los precios finales y los costes de suministro, lo cual puedepersistirenel futuro.Porotraparte, lanecesidaddeplanificar laofertaeléctrica,en un contexto restricciones políticas y fuerte dependencia energética hacenecesario un claro conocimiento de la reacción de los consumidores ante lospreciosdelaelectricidad.

Convendría señalar, antes de presentar los principales resultados de estudiosrealizados sobre la materia de la elasticidad de la demanda de electricidad, elhecho de que algunos de los acontecimientos más recientes han hecho que losíndices de temporalidad y los laborales hayan cambiado. Esto ha ocasionado uncambioenlaelasticidad,demaneraqueesbastantemayorenelsectordoméstico,queantesdelacrisis56,loquehasupuestounamayorausteridad.

Además,elpaísparecequeestácreciendo,perodebidoalasmedidasdeeficienciaenergética, la demanda de electricidad no está aumentando como podríaesperarse. No obstante, se espera que el mayor impacto de estas medidas seobserveenelfuturo.

En España existe escasa literatura sobre la elasticidad precio. (Labandeira &Labeaga,2006)eselarticulomásrelevantequeanalizalademandaresidencialenEspaña. Sobre la demanda industrial apenas hay trabajos. Posteriormente en(Labandeira, Labeaga, & López‐Otero, 2012) se realizó una estimación de laelasticidad precio a corto plazo de la demanda de electricidad en España, tantoresidencialcomoindustrial.Losresultadosdelestudiosemuestranenlasiguientetabla.

56Disminuyelarenta,aumentalaelasticidad.


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TABLA9.Elasticidadespreciodelademandaeléctricaacortoplazo

Residencial Empresas

Grandesconsumidores

Elasticidad‐0,2471(0,0023)

‐0,0241(0,0024)

‐0,0152(0,0073)

Nota:errorestándarenparéntesis.

Fuente:(Labandeiraetal.,2012)

Lademandadeelectricidadesinelásticaconrespectoasuprecioenelcortoplazo.Esto es, incrementos en el precio de la electricidad conllevan disminuciones delconsumoenergéticoenmenorproporción;enbaseadatosrelativosalconsumoygastosrealesenelectricidaddeempresasyhogaresespañolessuministradosporIberdrolaDistribución(Labandeiraetal.,2012).

Comoconclusióngeneraldelartículosepuedeindicarquehaynotoriasdiferenciasentre la demanda residencial y la industrial. Las empresas y los grandesconsumidoresapenasreaccionanenelcortoplazoante incrementosenelpreciodelaelectricidad,probablementedebidoaloscuantiososcostesqueconllevaríaelcambio en sus sistemas de producción. Por su parte, los hogares sí lo hacen,mostrandouncomportamientomáseficienteyracionalconlaenergía.Ademásenlosconsumidoresresidencialesseobservaunaciertarelaciónentrelaelasticidadprecioyelnivelderentadelafamilia,deformaqueamedidaqueaumentaelnivelderenta laelasticidadsereduce.Porelcontrario,en lasempresasnoseobservaestarelaciónentrelaelasticidadysuvalorañadido.

Losproductores, por suparte, deberían contemplar estas reduccionesesperadasen la demanda por parte de los consumidores residenciales, por el incrementoesperadoenlospreciosfuturosdelaelectricidad,ydeberíantenerlasencuentaalahoradeplanificarsusestrategias.

A nivel internacional, sin embargo, existen diversos estudios sobre elasticidad‐precioquenosonconcluyentesyllevanaconfusión,dadoquesusestimacionesdeelasticidades tienen un rango demasiado amplio (Espey & Espey, 2004). Acontinuaciónaparecenlosresultadosencontradosen la literaturaempíricasobrelaelasticidadprecioanivelinternacional.

TABLA10.Elasticidadespreciodelaliteraturaempíricainternacional

Autores Elasticidadprecio

Barnesetal.(1981) ‐0,55

Baker&Blundell(1991) ‐0,89

Branch(1993) ‐0,20

Halvorsen&Larsen(2001) ‐0,43

Reiss&White(2001) ‐0,39

Fernandez ‐0,6

Fuente:(FernándezVilladangos,2006)


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Otroconceptoquedebeanalizarseeseldelaelasticidadrentade lademandadeelectricidad. En este sentido, el análisis del consumo de energía eléctricaresidencial y su relación con la renta es un elemento esencial en el estudio delsector eléctrico, ya que su conocimiento permite determinar la influencia de lasvariaciones en el nivel de ingreso sobre la demanda y aproximar medidas depolíticaeconómicaquetenganporobjetivounmayorcontroldeestavariable.

Anivelnacional,enelestudiodeMedinasedemuestraquelarentaposicionaalaelectricidad comounproductodeprimeranecesidad, esto es, comoun bien conuna elasticidad próxima a cero, donde cambios en la renta no producenalteracionessignificativasenlosámbitosdeconsumoeléctrico(Madlener,1996).

El resultado obtenido refleja que el consumo eléctrico es un bien inelástico a larenta, y presume que también lo sea al precio, teniendo en cuenta que ambaselasticidadeseransimilaresencuantíaenlosestudiosempíricosreferidosalcortoplazo. La inclusión de figuras tributarias que graven el consumo, o medidasdireccionadas a un mayor control de la tarificación eléctrica, parecen estarcondenadasalfracasoacortoplazo,enlamedidaenquevariacionesenlarentanosupondrán alteraciones significativas de los hábitos de consumo eléctrico de loshogares.

En este contexto, la exigencia de un mayor control del consumo residencial nodeberíafundamentarseenpolíticasqueimpliquenunadisminuciónenlosnivelesde renta, como son la inclusión de figuras tributarias que graven el consumo omedidas destinadas a unmayor control de la tarificación eléctrica, y sí en otrasopciones más eficaces, decantándonos por las políticas de gestión activa de lademandaconimpactoenelcortoylargoplazo.

De nuevo, los diversos estudios sobre elasticidad renta no son concluyentes yllevanaconfusiónporelampliorangodesusestimacionesdeelasticidades(Espey& Espey, 2004). A continuación aparecen los resultados encontrados en laliteraturaempíricasobrelaelasticidadprecio.

TABLA11.Elasticidadespreciodelaliteraturaempírica

Autores Elasticidadrenta

Barnesetal.(1981) 0,20

Baker&Blundell(1991) 0,21

Branch(1993) 0,23

Halvorsen&Larsen(2001) 0,10‐0,22

LethPetersen(2002) 0,28

Fernandez 0,14‐0,55

Fuente:(FernándezVilladangos,2006)


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2.5. Unelevadoeinsostenibledéficitdetarifa

Eldéficitdetarifa57acumulado,pendientedecobro,cuyoimporteescercanoal3%delPIBespañol,en2013,surgecuandoladiferenciaentreingresosycostesdelasactividadesreguladasesnegativa,esdecir,cuandoloqueserecaudaporlastarifasdeaccesoesinferioraloscostesreconocidosparalasactividadesdetransporteydistribución, las primas del régimen especial, la compensación a la generacióninsular y extrapeninsular, la interrumpibilidad, las anualidades de déficitsanterioresyotroscargos.

El déficit de tarifade2013 se situó en los3.600M€de acuerdo condatosde laCNMC,siendoestacifraun35,8%menorquelade2012,apesardelaumentodelospeajesdeacceso,queseincrementaronenun1,4%,desdelos20.906de2011hasta los 21.201 millones de euros. De estos, cerca del 60%, se referían aactividades no energéticas sino de políticamedioambiental, social, etc. Convieneseñalarqueeldesajustesehaproducidoauncuandolosingresosdelsectorporlospeajesdeaccesohanaumentado.

GRÁFICO26.Evoluciónanualdeldéficitdetarifaeléctrico(M€)

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(CNE,2012b)(LasHerasGarcía&ArtetaArnáiz,2014)

Estosedebe,enparte,aqueestaconstanteacumulacióndederechosdecobro,confechasderecuperaciónaquinceañosdesdequeseoriginan,vansobrecargandolospeajesdeaccesoqueserequiererecaudarcadaaño.

Como se comentará, uno de los principales causantes del déficit fue laremuneración al régimen especial. No obstante, se podría concluir con másprecisiónqueelorigendedéficitseencuentraenelhechodequesobreelsectoreléctricosehacenrecaerunaseriedepolíticascostosasdecarácternoenergético,propiamente dicho, sinomás bienmedioambiental, social (compensación por elrégimenextrapeninsular),territorial,...entreotros.

57 Conviene señalar que no se trata de un problema que afecte únicamente a España, dado quetambiénhanaparecidoenPortugal,GreciayFrancia.Noobstante,elmayorproblemaseencuentraenEspaña(Linden,Kalantzis,Maincent,&Pienkowski,2014).

250 279

1.297

70 182

4.089

2.946

1.757

6.287

4.616

5.554

3.850

5.609

3.600

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013


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El Gobierno, en su afán por terminar con el déficit de tarifa adoptó numerosasmedidasquehanintroducidoincertidumbreenelsector,“culminandosuobra”conunareformadelsector,planteadaamediadosde2013yquesibienestápendientedefinalizarsudesarrollonormativo,parecequenolograsatisfacerlasexpectativasde los diferentes agentes del sector, aunque se puededecir que ya no se generadéficitdetarifa.

En 2013, el coste de acabar con el déficit de tarifa suponía la necesidad de laparticipacióndevariosagentes;enprimerlugar,lasempresas(alasqueserecortótanto retribuciones, como primas, por valor de 2.700 millones mediante másimpuestos, recortes a las renovables y de los costes extrapeninsulares), losconsumidores(elrecibodelaluzseelevóun3,2%enagostoconelfinderecaudar900M€)yelEstado(debíaaportarunapartidade3.60058M€víaPresupuestos).

Sin embargo, en diciembre de 2013, mediante enmienda a la Ley del Sectoreléctrico,elEstadoanuncióquenoaportaríalacantidadcomprometida,conloqueeldéficitascenderíaa3.600M€59;yaquenoqueríaincluirloeneldéficitpúblicopara no incrementar los límites pactados con la UE. Dado que el Fondo deAmortizacióndelDéficitEléctrico60(FADE)teníaunmáximode26.000M€,queyasehabíaalcanzado,eldéficitde2013setitulizó,conelavaldelEstado,atravésdeunfondosimilar.

ConestaactuacióndelGobiernosurgieronnuevasincertidumbresregulatoriasquela reforma que se planteó buscaba eliminar, además de incrementar laincertidumbreregulatoriay la inseguridad jurídicapor los continuoscambiosdelosfundamentosdelareformaeléctrica,lacualsesuponíaqueseríadefinitiva.

Alaluzdelosdatos,parecíaquelaúnicamaneradequeseeliminaraelproblemadeldéficitde tarifaeraque lospeajesdeacceso reflejaranen todomomento loscostes que le eran propios y se excluyeran aquellos que no eran debidos a laactividadsinoaotrascuestionesdecaráctermásbienmedioambiental,territorial58Deestos3.600M€,2.200M€eranparafinanciarlasprimasalaproducciónconenergíasrenovables,900M€paraloscostesextrapeninsulares(900millonesmenosdelosquedebía)y500M€porlarecaudacióndeimpuestosdehidrocarburosparaelgasnaturalqueibanaserdirigidosasufragarlossobrecostesdelsistema.59 Este cambio de opinión se produjo en elmomento de cierre de las cuentas; demanera que prefirió darprioridadalobjetivodeldéficit,establecidoporBruselas,del6,5%delPIB,endetrimentodeldéficitdetarifaeléctrico.60Noobstante,esmuydestacablequeaunqueeldéficitdetarifalogeneraelconjuntodelsistemaeléctrico,laobligación legal de financiarlo recae únicamente en seis de sus agentes. El RD Ley 6/2009 establece, en sudisposicióntransitoriaprimera,paraelrepartodeldéficitlossiguientesporcentajes:IberdrolaGeneración,S.A.:35,01%;UniónFenosaGeneración60,S.A.:12,84%;GASNaturalS.D.G,S.A.:0.91%;HidroeléctricadelCantábrico,S.A.:6,08%;EndesaGeneración,S.A.:44,16%;E.ONGeneración,S.L.:1,00%.Debidoalcrecienteimportedeldéficitdetarifa,queperjudicabaalbalancedelascompañías,elGobiernopusoenmarchaunsistemadetitulización,quelespermitíaa lasempresascolocarsusderechosdecobroaotrosinversores.Enestesentido,elRD‐Ley6/2009creóeldenominadoFondodeTitulizacióndelDéficitdelSistemaEléctrico,queconposterioridadse llamóFondodeAmortizacióndelDéficitEléctrico(FADE).Enuninicio,estefondo,avalado por el Gobierno español60, alcanzaría un importe de 16.600 M€ y en él participarían diversasentidadesfinancieras.Sinembargo,coneltiemposeviolanecesidaddeaumentarelfondo.Esta cuantía inicial, no fue finalmente suficiente, por lo que se aprobaban incentivos que ampliaban lascantidadesavaladasporelGobiernoqueayudaran


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y/o social. Para ello, habría sido necesaria una reestructuración de la tarifa, asícomounarealvoluntadpolíticaquedesarrollaraunanormativaestableysegura.

La reestructuración habría supuesto llevar a los Presupuestos Generales delEstado el déficit de tarifa, tanto la deuda como los intereses. También habríahabido que llevar a los Presupuestos Generales el coste de las conexionesextrapeninsulares,dejardepagarlainterrumpibilidadadeterminadasindustrias,ysacardelastarifasalgunoscostes,comolosincentivosalcarbón.Elhechodequelatarifadelaluzincorporecostesajenosalpropiosectoreléctrico,adiferenciadeloquesucedeenotrospaíses,hahechoquelaelectricidadenEspañaseaunadelasmáscarasenEuropa,conlapérdidadecompetitividadqueelloprovoca.

En el fondo era una decisión de política económica. Se trataba de decidir si eldéficitdetarifaacumuladosesumabaaldéficitpúblico,deformaquelosufragaranla totalidad de contribuyentes o sólo los consumidores de electricidadmediantesubidasdeprecios.


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3. CAMBIOSREGULATORIOSEINSEGURIDADJURÍDICA

LaaprobacióndelaLey54/1997,de27denoviembre,delSectorEléctrico,supusoeliniciodelprocesodeliberalizaciónprogresivadelsectormediantelaaperturadelasredesaterceros61,elestablecimientodeunmercadoorganizadodenegociacióndelaenergíaylareduccióndelaintervenciónpúblicaenlagestióndelsistema.

EstaLeyteníacomoobjetivosgarantizarelsuministroeléctrico,lacalidaddedichosuministro y que éste se realizara al menor coste posible, todo ello enmarcadodentrodelosprincipiosdeprotecciónmedioambiental,enlíneaconlasdirectricesdelanormativacomunitaria.

Por otro lado, con vistas a reducir la dependencia energética y cumplir con lasnormativas europeas sobre cambio climático y energías renovables, la políticaenergéticaespañolahaimpulsadoeldesarrollodelasenergíasrenovables;desdeelestablecimientodelPlandeFomentodeEnergíasRenovables(PFER2000‐2010)hasta el actual Plan de EnergíasRenovables (PER2011‐2020). Así, el parque degeneración eléctrico ha evolucionado considerablemente, incorporandotecnologías renovables que han propiciado que en la actualidad exista un mixenergético diversificado en España, que ha supuesto también una complejidadcreciente en su explotación (ya que la potencia instalada en solar y eólica no espotenciafirmesinoquedependedelavariabilidaddelrecursoenergético).

Enesteproceso,sehanidogenerandonotablesdeficienciasenelfuncionamientodelsistemaeléctrico,siendolamásrelevantelaaparicióndeundéficittarifarioporla existencia de desequilibrios anuales en la diferencia entre los ingresos y loscostesdelasactividadesreguladasdelsistemaeléctricodurantelaúltimadécada,siendoenelmomentoactualladeudadelsistemacasi30.000M€.

La causa de este desequilibrio se encuentra en el crecimiento excesivo dedeterminadaspartidasde los costes reguladosdesdeelaño2006,queno fueronacompañadas de incrementos de los ingresos suficientes como para cubrir talincremento en costes. Agregando las diferentes partidas de los costes regulados(costesdetransporte,distribución,primasalrégimenespecialyotroscostes),lasque más han repercutido en la generación de déficit tarifario han sido: losdesajustes de ingresos de años anteriores que se repercuten en cada ejercicioanualylasprimasalrégimenespecial.Otrostemasregulatoriosrelevantessobrelosqueespreciso reparar, son lanormativa sobre lospagospor capacidady lasprimasalcarbóndelasinstalacionesdelrégimenordinario.

En2012yanteunasituacióncomplicadaespecialmenteporelelevadodéficitdetarifa,el sectoreléctricosesumióenunprocesodereformaregulatoriacuyo finúltimo,apriori,eralasostenibilidadeconómicayfinancieradelsistemaeléctrico,eliminando el déficit en el corto plazo; sin tener en cuenta la inviabilidad delsector; yaque, trasmásdequince añosdesde la aprobaciónde la leydel Sector61Seestablecióelprincipiodeaccesodetercerosalasredes,ysurégimenretributivocontinuaríasiendofijadoadministrativamente,enfuncióndeloscostesdelaactividad.


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Eléctrico, el objetivo de que el suministro eléctrico se realizara al menor costeposible,presentabasalvedadesconsiderables.

Eldéficitdetarifahabíaalcanzadonivelesconsiderables, llegandoasuponerunacifrasuperioral2%delPIB,queseincrementóen3.600M€correspondientesaldéficit de 2013. Ante esta situación, el Gobierno reaccionó con nuevasmedidas,quecomenzaronconlapublicacióndelRD‐ley9/2013,de12dejulio,porelqueseadoptabanmedidasurgentesparagarantizarlaestabilidadfinancieradelsistemaeléctrico.Enélseadaptabalaestructuradeingresosfijo/variablesaladecostes,donde casi todos son fijos, de manera que los consumidores pagaran unaproporciónsuperiorpor loscostes fijosquepor losvariables, loquesuponía,enciertamedida,desligarelpreciodelaenergíadelniveldeconsumo.

La publicación de este RD, fue acompañada de una decena de proyectos denormativarelativos,entreotros,alametodologíaparaelcálculodelaretribucióndelasactividadesdetransporteydistribucióndeenergíaeléctricaoalaregulaciónde laactividaddeproduccióndeenergíaeléctricaapartirde fuentesrenovables,cogeneraciónyresiduos(actualRD413/2014).

Además, se planteó también la propuesta de RD por el que se establecía laregulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de lasmodalidadesdesuministrodeenergíaeléctricaconautoconsumoydeproduccióncon autoconsumo; la propuesta de RD por el que se regulaba la actividad deproducción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemaseléctricosdelosterritoriosnopeninsulares;elproyectoporelqueseregulabalaactividad de comercialización y las condiciones de contratación y suministro deenergíaeléctricaylapropuestadeRDporelqueseregularíanlosmecanismosdecapacidadehibernaciónysemodificabandeterminadosaspectosdelmercadodeproduccióndeenergíaeléctrica.

Lareformafuecriticadapor laUEdadoqueciertosaspectosde lamismapodíanser contrarios a varias directivas europeas, como la falta de apoyo a lacogeneración de alta eficiencia impulsada y protegida por la directiva2012/27/UE;motivoporelcualsereclamóalGobiernoespañolquelatraspusiera.También se puede señalar que la Ley 15/2012, de medidas fiscales para lasostenibilidad energética, que aplica elevados impuestos a la cogeneración, escontraria a la Directiva, aun cuando no forma parte, de manera explícita, delpaquetedelareforma.

Dichareformaregulatoriahasupuestoeldesarrollodeunimportanteacervolegalque viene a completar y sustituir, en su caso, al existente yque, junto a algunoshitosregulatoriosimportantesanteriores,semuestranenlasiguientefiguraysondescritosacontinuación.


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FIGURA2.Algunosdelosprincipalesdesarrollosnormativosdelsectoreléctrico

1998… 2004 … 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

RD2818/1998 RD436/2004 RD661/2007 RD1578/2008 RD‐Ley6/2009 RD1565/2010 RD‐Ley1/2012 RD‐Ley2/2013 RD413/2014

MarcoretributivoDesarrollodelas

EERR

Cambiosenlospagosdelaenergíasolarfotovoltaica

CreacióndelregistroparaEERR

RD1614/2010SuspensióndelaasignacióndeEERR

Produccióndeenergíaeléctrica

conEERR,cogeneracióny

residuos

RD616/2007 RD‐Ley14/2010Orden

IET/1045/2014Desarrollodelacogeneración

Parámetrosretributivos

RD2351/2004 ITC/2794/2007 RD134/2010Orden

ITC/3127/2011RD‐Ley13/2012

Desarrollodepagosporcapacidad

Soluciónderestriccionesalaseguridaddesuministro

Serviciodedisponibilidad

RD17/2012

RD2819/1998 RD222/2008 RD‐Ley13/2012 RD‐Ley2/2013 RD‐Ley8/2014

Desarrollodeunabaseparalaretribución

RD‐Ley9/2013

Reduccióndelaretribución

RD1048/2013Retribucióndeladistribución

RD1699/2011

Conexiónalared

RD1261/2007 RD40/2009 RD1202/2010 Ley15/2012 Ley24/2013

Ayudasalcarbón ResiduosnuclearesRevisióndelastarifasdeacceso

Imposiciónenergéticasostenible

Leydelsectoreléctrico

Régimenespecial(EERR)

Garantíadecapacidad

Distribucióneléctrica

Autoconsumoygeneracióndistribuida

Otros

Nota1:Noseanalizaeldesarrollonormativoypropuestorelativoalainterrumpibilidadnialautoconsumo.Enesta últimamateria existe unestudiode la CátedradeEnergía deOrkestra que se encuentradisponible enhttp://www.orkestra.deusto.esNota2:Ademásdelanormativadescritaexistenmuchosotrosdesarrollosnormativos,comoeltransportedeelectricidad (RD 1047/201362) o la gestión de la demanda de interrumpibilidad (Orden IET/1752/2014),entreotros.Fuente:elaboraciónpropia.

62 La actividad de transporte de energía eléctrica tiene desde la Ley 54/1997 el carácter deactividadreguladaysurégimeneconómicoseráobjetodedesarrollonormativo.ElRD2819/1998establecióelrégimeneconómicodelaactividadquesehavenidoaplicandohastalaactualidadalasinstalacionespuestasenservicioantesdefinalesde2007.SepartíadeunacantidadfijaqueseibaactualizandoanualmenteenfuncióndelÍndicedePreciosalConsumo(IPC).Alasinstalacionesqueentraronenfuncionamientoapartirdeenerode2008,selesaplicabaelRD325/2008.ConlaentradaenvigordelRDL13/2012semodificóelrégimenretributivo,quebuscabacorregirlasdesviacionesentrecosteseingresosdelsectoreléctrico,ademásdelgasista.Enélsedescribíauna propuesta de retribución que vinculaba la retribución por inversión de los activos detransportea losactivosenservicionoamortizados,yqueplanteabaunretrasoenel cobrode laretribución. Con posterioridad, el RDL 20/2012 planteó que la retribución por inversión sólo serealizaríaparaaquellosactivosenservicionoamortizados.ElRDL9/2013,porsuparte,supusolaintroduccióndeunnuevoprincipioretributivoalreferenciarlatasaderetribuciónalrendimientode las Obligaciones del Estado a 10 años, así como el establecimiento de una metodologíatransitoriahastalapublicacióndelRD1047/2013sobreretribucióndelaactividaddetransportedeenergíaeléctrica.La Ley 24/2013, en materia de transporte, aunque también de distribución, estableció que laretribuciónsebasaráenloscostesnecesariosparaconstruir,operarymantenerlasinstalacionesde acuerdoconel principiodelmenor coste y consolidó losprincipios retributivos (devengodelcobro, retribución por inversión sólo para activos no amortizados y rentabilidad asociada a unaactividaddebajoriesgo,entreotros).Alavistadetodoloanterior,elRD1047/2013establecióunaformulaciónpararetribuirlosactivosdetransporteconunametodologíaindependientementedelafechadeobtencióndelaautorizaciónde explotación del activo, que además tendrá en cuenta valores unitarios de referencia de lainversiónydeloscostesdeoperaciónymantenimiento.Además,seintroducencriteriosdestinadosal control del volumen de inversión y al control de costes derivados de la proliferación denormativa autonómica y local, que ha supuesto el soterramiento de líneas y blindajes de



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Entodocasoconvieneseñalarquedadoquelosproyectosdeenergíarequierendegrandesinversionesdecapital,ydadoquelaactividadenergéticaestáfuertementeregulada, es necesario que la regulación energética goce de estabilidad ypredictibilidad. Si es necesario hacer cambios regulatorios que tengan impactosobre la rentabilidad de las inversiones, el proceso debería ser transparente ydiscutidoconlosinversoresylosdiferentesagentesqueparticipanenelsector.

3.1. Ley24/2013,de26dediciembre,delSectorEléctrico

La nueva ley del sector eléctrico deroga casi en su totalidad la Ley 54/1997.Únicamente quedan vigentes las disposiciones adicionales sexta (sobre el fondopara la financiación de las actividades del PGRR63), séptima (paralización decentralesnuclearesenmoratoria),vigésimaprimera(suficienciade lospeajesdeaccesoydesajustedeingresosdelasactividadesreguladasdelsectoreléctrico)yvigésimotercera(sociedadesfilialesde“RedEléctricaCorporaciónS.A.”).

LaLey24/2013esmásextensaquelaanterior,loquesedebeenciertamedidaaquesuobjetivohasido,entreotros,cubrirlaslagunasquesehanidoobservandoenlaleydelaliberalizacióndelsector.Décadaymediadespuésdesuentradaenvigor,elsectorhaevolucionadoyhadebidoenfrentarseanumerososproblemas,quehan ido tratandodesolventarseconnuevanormativaderango inferior.Contodo,lanuevaLeytratadeestablecerunnuevopuntodepartida,paraelfuturodeestesector.

GranpartedelanuevaleyrecogeaspectosyaconsideradosydesarrolladosenelLey 54/1997, si bien mantiene prácticamente la misma estructura, no obstantetambiénincorporaconsideracionesnovedosasquesonfrutodelasituaciónactualdelsectorydeldesarrollotecnológico.LasiguientetablapresentalasprincipalesnovedadesocambiosdelaLey24/2013.

subestaciones,loquehatenidocomoresultadounimportanteaumentodeloscostesdelaactividaddetransportequesehantrasladadoalospeajesdeacceso.La retribución financiera estará referenciada al rendimiento de lasObligaciones del Estado a 10años,incrementándolaenundiferencialde200puntosbásicos,siendolaprimerael6,5%antesdeimpuestos.Además,seelimina lapenalizaciónquesehabía introducidoyseretribuiránteniendoencuentaelmomentodesupuestaenservicioyseconsideranincentivosaladisponibilidaddelared.63PlanGeneraldeResiduosRadiactivos.


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TABLA12.PrincipalescambiosdelaLey24/2013

Títulos Ley24/2013frentealaLey54/1997Disposicionesgenerales

‐AmplialascompetenciasdeleAdministraciónGeneraldelEstado‐Planificacióneléctrica:Estableceunperíodo regulatoriode6años, concriteriosdeflexibilidadparaeldesarrollodelareddetransporte

Ordenación delsuministro

‐Introducelafiguradelosrepresentantesdelosagentes‐Seconsideralaposibilidaddeintervenciónestatalsipuedehaberproblemasqueafectenalacontinuidadyseguridaddelsuministro‐Se desarrolla el concepto de autoconsumo64 y distingue entre las diferentesmodalidadesquehay.Ademásestablecelaobligacióndelosconsumidoressujetosal mismo a contribuir con los costes y servicios del sistema por la energíaautoconsumida, siempre que el sistema esté conectado al sistema eléctrico.Tambiénsecreaunregistrodeinstalacionesdeautoconsumo

Régimeneconómico ‐Se establece que se podrá establecer un incentivo a la inversión y un régimenretributivoespecíficoa laproducciónconEERR,cogeneraciónyresiduoscuandoexista una obligación de cumplimiento de objetivos energéticos derivados denormasdelaUE,conelrequisitodequeseacompatibleconlasostenibilidaddelsistema‐Se diferencia entre precio voluntario para el pequeño consumidor y tarifa deúltimorecurso,deaplicaciónalosconsumidoresvulnerables‐Introduceunartículorelativoalosdesajustestemporalesentreingresosycostesdel sistema, déficits que no podrán superar el 2% de los ingresos estimados.Establecelascondicionesyplazosparasurecuperación

Producción deenergíaeléctrica

‐Seabrelaposibilidaddelcierretemporaldeinstalacionesdeproducción65‐Se eliminan los conceptos diferenciados de régimen ordinario y especial, sinperjuiciodelasconsideracionessingularesnecesarias

Gestión económica ytécnica del sistemaeléctrico

‐Aumentan lasobligacionesde informaciónde losoperadoresdelmercadoydelsistema‐Seintroduceunapartadodedicadoenexclusivaalaccesoyconexión

Transporte deenergíaeléctrica

‐Se amplía la definición de red de transporte secundario a instalaciones enterritorio no peninsular con tensión igual o superior a 66 kV, así como lasinterconexionesentreislasquenoseantransporteprimario‐Paraelreconocimientodelaretribucióndenuevasinstalaciones,esnecesarioqueesténrecogidasenlaplanificación

Distribución deenergíaeléctrica

‐Introducelageneracióndistribuida

Suministrodeenergíaeléctrica

‐Profundiza en las medidas de protección al consumidor, describiendo susderechosyobligaciones,cediendounartículoalosconsumidoresvulnerables‐Seestablecequeelservicioderecargaenergéticatendrácomofunciónprincipallaentregadeenergíaatravésdeserviciosdecargadevehículosydebateríasdealmacenamiento‐Se mantiene la capacidad para el establecimiento de medidas de ahorro yeficienciaenergéticaenelámbitonacionalyautonómico,asícomoelserviciodeinterrumpibilidad‐La oficinade cambiosde suministradordesempeñara su funciónhasta el 30dejunio de 2014, fecha a partir de la cual será la CNMC la responsable de dichaactividad‐Se plantean los suministros esenciales (alumbrado público, hospitales, centrospenitenciarios,etc.)

Autorizaciones,expropiaciones yservidumbres

‐Seestablecentodaslascuestionesrelativasalasautorizacionesenunapartado

Régimen deinspecciones,infracciones ysanciones

‐Sedesarrollaunapartadodedicadoalasinspecciones(facultadesdeinspecciónyplazos)‐Seplanteannuevasinfracciones(48muygraves,frentea28;36graves, frentea23)quenosehabíancontempladoanteriormente,debidoaquesehanobservadocomportamientosinapropiados.‐Losimportesdelassancionesseelevanhasta60M€lasmuygraves.‐Elprocedimientosancionadorpasaatenersupropioapartado

Fuente:elaboraciónpropiaapartirdelaLey54/1997ylaLey24/2013.

64ExisteunapropuestadeRDsobreautoconsumo.65ExisteunapropuestadeRDsobremecanismosdecapacidadehibernación.


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Entrelasprincipalescuestionesqueseplanteandestacaelaumentodefacultadesdel Ministerio, frente a una reducción de las actuaciones del nuevo reguladorúnico,laComisiónNacionaldelosMercadosylaCompetencia(CNMC),queasumeelpapeldelaoficinadecambiodesuministrador.

Como se ha señalado, debido, principalmente, a los desarrollos tecnológicos,económicosysociales,handebidointroducirsenuevosconceptossobrelosquesellevaba tiempo hablando pero que todavía no habían sido regulados como es elautoconsumo.

Otracuestiónfundamentalqueseincorporaenlanuevanormaeselhechodequelos desfases económicos, siempre que no sobrepasen los niveles establecidos,deberánserfinanciadosportodoslossujetosdelsistemaynoenexclusivaporlosgrandesoperadorescomoerahastaestemomento.

Porsuparte,elrégimenretributivonuevodelasfuentesrenovables,cogeneracióny residuos plantea la participación de dichas instalaciones en el mercado. A laretribución que obtuvieran se les complementaría con una remuneraciónespecíficaquelespermitieracubrircostesyobtenerunarentabilidadadecuada.

También es destacable la introducción en la Ley del autoconsumo como fuentealternativa de generación, que hasta el momento tenía como normativa dereferenciaelRealDecreto1699/2011,de18Noviembrequeregula instalacionesde producción eléctrica de baja potencia. Sin embargo, la obligación de lasinstalaciones de autoconsumo de contribuir a la financiación de los costes yserviciosdelsistema,enlamismacuantíaqueelrestodeconsumidores,mediantepeaje,puedesuponerunobstáculoaunrápidodesarrollo.

3.2. Sobreelrégimenespecial; lasenergíasrenovables, lacogeneraciónylosresiduos

ElRealDecreto(RD)queestableceelmarcoeconómicoquesuponeeldespeguedelas energías renovables en España, es el RD 661/2007, de 25 de mayo, quederogabaalRD436/2004,de12demarzo.

Bajoestemarcoseestablecíaunsistemadeprimasalasrenovablesgenerosoparaalgunas tecnologías, que si bien permitió posicionar a España como uno de losprincipales países en el desarrollo de energías renovables (eólica y solarprincipalmente),tambiénpropicióelaumentoacusadodeloscostesreguladosdelsectoreléctricoenconceptoderetribuciónalrégimenespecial.

Encuantoalrepartodelasprimassegúnlatecnologíadelrégimenespecial,conelRD661/2007laeólicapercibíaunaretribuciónmoderadayenconcordanciaconsuaportealaproduccióneléctricaysugradodemadurez.Sinembargo,enelcasode la energía solar fotovoltaica (FV), se promovió la instalación vertiginosa de“huertossolares”comoconsecuenciadelaasignacióndeunasprimaselevadasqueincentivaban la inversión, pese ano ser una tecnologíamadura y contribuir a laproducción eléctrica de manera limitada. Se suscitó entonces la necesidad de


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racionalizarlaretribuciónparaestetipodeenergía,yposteriormenteparalasolartermoeléctrica.

Sepreveíaunarevisiónprogresivade los incentivosaeste tipode tecnologías,yunos objetivos de potencia en línea con los objetivos del PER 2005‐2010. ElobjetivodeimplantacióndeenergíafotovoltaicadelPERa2010erade500MW,sibien,afinalesde2007yasehabíainstaladounapotenciade940MW(un88%másdelobjetivodelPERa2010),dehecho,duranteelaño2007seinstalaron690MW.

Teniendo en cuenta la acusada implantación de la tecnología FV, se decidióestablecerunmarcoretributivoespecíficoparadichatecnología.ElMinisteriodeIndustria estableció un periodo transitorio, en el cual las instalacionesfotovoltaicaspodíaninscribirseenelregistrodeproductoresdelrégimenespecialyacogersealRD661/2007antesdequeentraraenvigorelRD1578/2008.Enestasituación,yantelaprevisiblereduccióndeprimasqueseestableceríaconelnuevomarco,másde2.500MWseinscribieronenelregistrodelrégimenespecial.

Con el RD 1578/2008, de 26 de septiembre de 2008, de retribución de laproduccióndeenergíaeléctricamediantetecnologíasolarfotovoltaica,semodificóelsistemadeprimasyelritmode implantaciónde las instalacionesfotovoltaicasmediantelainscripciónpreviadelosproyectosenunRegistrodePreasignacióndeRetribución(RPR)enbaseacuposdepotenciatrimestralesdesdeenerode2009.

Dado que la potencia solicitada para la tecnología solar termoeléctrica y eólica,sumada a la potencia ya instalada, excedía también los objetivos de potenciarecogidosenelRD661/200766,enmayode2009entróenvigorelRD‐Ley6/2009.

BajoesteRD‐Ley,quepretendíacontenereldéficittarifario,secreóunRPRcomúnpara el resto de las instalaciones de régimen especial, en el cual debíanpreinscribirseparapodertenerderechoalrégimendeprimas.

Con esta medida se trataba de ajustar la implantación progresiva de estastecnologíasyqueseracionalizarael incrementoanualdeloscostesregulados.Elreto para la Administración era que el sector eléctrico dejase de generar nuevodéficitapartirde2013,hastasueliminacióntotalen2026.

ElMinisteriodeIndustriaestablecióunperiododetreintadíasdesdelaentradaenvigor del RD‐Ley 6/2009, en el cual, las instalaciones que cumplieran lascondicionesparainscribirseenelRPR,podíanpresentarsusolicitudderegistroyacogerse a la retribución del RD661/2007. Este era el caso de las instalacioneseólicas y la termosolares que cumplían los requisitos del registro, que ante laprevisiblereducciónenconceptodeprimasseregistraronenelRPR.

Afinalesde2010,enlosmesesdenoviembreydiciembre,sepublicaronenelBOEtres nuevos elementos de regulación: el RD 1565/2010, el RD 1614/2010, así

66Altérminode2010Españadisponíadeunapotenciaeólicade20.203MWyde682MWtermosolares.


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comoelRD‐Ley14/2010,porloscualessemodificabandeterminadosaspectosdelastecnologíaseólica,termosolaryfotovoltaica.

ElRD1565/2010,de19denoviembre, introdujonuevoscuposdepotenciaparalasinstalacioneseólicasexperimentales(160MW)ytermosolaresinnovadoras(80MW) que requerían todavía de fase de pruebas, con el fin de fomentarinstalacionesconnuevosproductosynofrenareldesarrollotecnológico.Además,selimitóa25añoselderechoatarifareguladaparalasinstalacionesfotovoltaicassujetasalRD661/2007,yseredujeronlasprimasen laprimeraconvocatoriadepreasignacióndelaretribucióndelaFVapartirdelaentradaenvigordelRD.

EnelRD1614/2010dediciembrede2010,seregulabanymodificabanaspectosrelativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de solartermoeléctricayeólica.Seacordólimitarlashorasdefuncionamientoconderechoaprima,seredujeronenun35%lasprimasparalasinstalacioneseólicasdesdeel1 de enero de 2011 hasta el 31 de diciembre de 2012, y se estableció la tarifaregulada como la única opción de venta de energía durante el primer año defuncionamiento de las instalaciones termoeléctricas. Con estas medidas, elMinisterio trataba de reducir el impacto en el precio de la electricidad de estastecnologíasacortoplazo.

ConlaaprobacióndelRD‐Ley14/2010,de23dediciembre,seestablecieronunaseriedemedidasurgentesconobjetodereducireldéficittarifario:

- Se limitaban lashorasde funcionamientoanualesconderechoaprimadelas instalaciones fotovoltaicas nuevas y existentes. Para las instalacionesexistentesacogidasalRD661/2007,seestablecíaellímitedehorashastael31dediciembredel2013,sibien,seampliabade25a28años67elderechoatarifareguladadeestasinstalaciones.

- Seestablecíalaobligacióndeabonarunpeajetransitoriodeaccesoalaredde0,5€/MWhalosproductoresdeenergíaeléctricadesdeel1deenerode2011.

Además,dadalaevolucióndeloscostesregulados,sepodíaesperarqueloslímitesde déficit establecidos mediante el RD‐Ley 6/2009 no se cumplirían, y seampliaron los límites para los años 2011 y 2012 a 3.000 M€ y a 1.500 M€respectivamente, manteniéndose la obligación de que a partir de 2013 no segenerara nuevo déficit. Sin embargo, como se observa en el siguiente gráfico, lasendadereducciónanualdeldéficitestablecida,seincumpliósucesivamente.

67 Este plazo fue ampliado posteriormente a 30 años por la Ley 2/2011, de 4 de marzo, de EconomíaSostenible.


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GRÁFICO27.Sendalegaldeldéficitdeactividadesreguladas2009‐2013ydéficitliquidado(millones€)en2009,2010yLiquidación12/2011

Fuente:elaboraciónpropiaapartirdeCNE.

ApesardeloslímitesimpuestosmediantesendosRD‐Ley,nosetomaronmedidassuficientessobrelareduccióndeloscostesdelsistema.Lasmedidasdelimitaciónde horas a la fotovoltaica y a la eólica en 2011, el peaje transitorio a losgeneradores,lareduccióndelosañosconderechoaprima,fueronmedidasquesibien sirvieron para reducir la senda de incremento de déficit en 2011, noresolvieronelproblemadecostesestructuraldelasactividadesreguladas,comoseobservaenelincrementogeneradoeneldéficiten2012.

Desde2006(últimoañoenquelospeajesdeaccesofueronsuficientes)elaumentode loscostesdeaccesohasta2013 fuedeun168%.Laspartidasconunamayorcontribuciónalcrecimientodeloscostesdeaccesofueronlasprimasdelrégimenespecialylasanualidadesdeldéficitdeingresos,partidasquesemultiplicaronporseis y siete respectivamente entre 2006 y 201368. En el siguiente gráfico serepresenta la evolución de las primas para las distintas tecnologías del régimenespecial.

GRÁFICO28.EvolucióndelasprimasrecibidasporlosproductoresdelRégimenespecialsegúntecnología

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(Forodelaindustrianuclearespañola,2014).

68VerGRÁFICO20.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2009 2010 2011 2012 2013

millonesdeeuros

IncrementoRD‐Ley14/2010 LímiteRD‐Ley6/2009 Déficitreal

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

millonesdeeuros

OtrasTécn.Renov.

Trat.Residuos

Residuos

Biomasa

Hidráulica

Eólica

SolarTE

SolarFV

Cogeneración


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En el gráfico se observa cómo se ha potenciado la instalación de fotovoltaicamediantegenerosasprimas,perosinembargo,alserunatecnologíainmadura,sucontribución a la producción eléctrica no es significativa,mientras que recibe elmayor porcentaje de primas, suponiendo en 2013 el 7,1% de la producción delrégimenespecial(frenteal49%delaeólica).

Repercutir los costes de las actividades reguladas generados cada año sobre elmercado minorista parecía una solución obvia para que no se generase nuevodéficit de tarifa, sin embargo, el vertiginoso aumento en los costes del sistema,como consecuencia, en granmedida, de la creciente retribución en concepto deprimasalrégimenespecial,hacíapolíticamenteinviablerepercutirtodosloscostesatravésdelospeajesdeaccesoconsubidasanualescrecientes.

Sibienlospreciosminoristasdelaelectricidadseempezaronarevisaralalza,lassubidasestablecidasen lospeajesdeaccesoconobjetodeaumentar los ingresosreguladosnofueronsuficientesparacubrirtodosloscostes.Losingresosmediosporpeajesdeaccesoaumentaronun81,6%entérminosacumuladoshasta201269respectoa2003(un78%paralosconsumidoresenbajatensiónyun92%paralosdealtatensión).

GRÁFICO29.Incrementoenlospeajesdeaccesodealtaybajatensión


Se preveía la aprobación de un nuevo marco jurídico‐económico para lasinstalacionesdelrégimenespecial,sinembargo,estaregulaciónnofueaprobada,yconelcambiodelegislatura,seaprobóunamedidadecarácterurgente,elRD‐Ley1/2012, que consistió en la supresión de los incentivos para la construcción deinstalaciones de régimen especial, y la suspensión del procedimiento de

69HubiesesidonecesarioaumentarlosATRenun30%en2012,yenun17%en2013paracumplirconelRD‐Ley14/2010(segúninformedePWC).

1,50% 1,70%

3,40%

‐0,90%

‐11,40%

36,40%

9,50%

9,30% 8,90%

1,60%

1,70%2,60%

‐18,60%

3,60%

55,20%

22,10%

2,00%6,60%

‐20%

‐10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Baja Tensión

Alta Tensión


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preasignaciónderetribución.Deestemodo,elmarcoretributivodelastecnologíasderégimenespecialnuevasseviosuspendido.

En2013,elGobiernopublicóelRealDecreto‐ley2/2013sobremedidasurgentesen el sistema eléctrico y en el sector financiero. El objetivo era evitar unincrementode lospeajesdeaccesoquepagan los consumidoreseléctricosyquepodríaperjudicaralacompetitividadindustrialyalaseconomíasdomésticas.

Paraelloseplantearondosmedidas.Laprimeraeraquelasactualizacionesdelasretribuciones de actividades del sistema eléctrico, se vincularan al Índice dePrecios al Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados niproductos energéticos. La segunda supusounamodificación importante delRealDecreto661/2007, suprimiendo laprimaprevistapara aquellas instalacionesderégimenespecialquevendíanlaenergíaproducidaenelmercado.Conestaúltimamedida se trataba de garantizar una rentabilidad razonable para estasinstalacionesyevitar,además,unaretribuciónsuperior.

Conposterioridad,sepublicóelRealDecreto‐ley9/2013porelqueseadoptabanmedidasurgentesparagarantizar laestabilidadfinancieradelsistemaeléctricoyque, en cierta medida, puede considerarse la antesala de la reforma de laretribuciónalasfuentesdeenergíarenovables,lacogeneraciónylosresiduos.

Estanormasupusouncambioderumboenloquearemuneracióndelasfuentesdeenergíarenovablesycogeneraciónserefería,desarrollandounnuevorégimenjurídicoyeconómicoquemodificabaal vigente.Eneste sentido,planteabaentreotroslossiguientesprincipios:

- Laretribucióndeestasinstalacionesvendríadeterminadaporlaventadelaenergía generada valorada a precio de mercado y por una retribuciónespecífica,compuestaporuntérminoenfuncióndelapotenciainstaladaylosingresosporlaparticipaciónenelmercado.

- Para el cálculo de la retribución específica se tendría en cuenta unainstalacióneficienteybiengestionada.

- Elrégimenretributivonodeberíasersuperioralnecesarioparacubrirloscostes que permitan a la instalación competir con una rentabilidadrazonable. Esta rentabilidad razonable se asociaría al rendimiento de lasObligacionesdelEstadoadiezañosconundiferencial.

AdemásesteRealDecreto‐leyderogóelRD661/2007,elRD1578/2008yvariosapartadosdelRDL6/2009.

Todoelprocesode reformaenelque sevio sumergidoel sectoreléctricodesdemediados de 2013 dio lugar a un nuevomarco de regulación de la actividad deproducción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables,cogeneración y residuos, plasmado en el Real Decreto 413/2014 y la OrdenIET/1045/2014.


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MedianteesteRDseestablecelametodologíadelrégimenretributivoqueserádeaplicaciónparaestasinstalaciones,susderechos,obligaciones,lasparticularidadesdesufuncionamientoenelmercadoylosprocedimientosrelativosalainscripciónenel registroadministrativode instalacionesdeproduccióndeenergíaeléctrica.Cabedestacarqueseabandonanlosconceptosdiferenciadosderégimenordinarioyespecial,yseprocedeaunaregulaciónunificada.

El régimen retributivo de las nuevas instalaciones se basará en la necesariaparticipación en el mercado de las mismas, complementados, en su caso, losingresos de mercado con una retribución regulada específica adicional, queasegure la denominada rentabilidad razonable. Dicha rentabilidad, para estasinstalaciones, girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en elmercadosecundario,delosdiezañosanterioresalaentradaenvigordelRD‐Ley9/2013, de lasObligaciones del Estado a diez años como tasa de retribución dereferenciaincrementadaconundiferencialde300puntosbásicos.

Por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se estableció unaclasificacióndeinstalacionestipo(asignadasalasinstalacionesenfuncióndesuscaracterísticas)enfuncióndelatecnología,potenciainstalada,antigüedad,sistemaeléctrico,etc.Comoparámetrosretributivosseconsideranlainversiónporunidaddepotencia (Rinv), el coeficientede ajuste, la retribución a la operación (Ro), elincentivo a la inversión (Iinv), la vida útil regulatoria, el número de horas defuncionamientomínimo, el umbral de funcionamiento y los límites superiores einferiores del precio demercado. En todo caso, para conocer la retribución seránecesariorevisarlaOrdenIET/1045/2014.

EnelcálculodelosparámetrosretributivosestándarlaCNMCestimaráunpreciomedio anual del mercado diario e intradiario, e introducirá un ajuste pordesviación en la estimación del precio. Adicionalmente al régimen retributivoespecifico establecido, aquellas instalaciones que participen en los servicios deajustedelsistemapercibiránlaretribucióncorrespondiente.Además,seestablecequepodránparticipartodaslassalvolasnogestionables.

Lametodología incorpora revisiones periódicas de la retribución, definiendo unperiodo regulatorio de seis años de duración dividido en dos semiperiodosregulatoriosdetresaños.

Se establece que las instalaciones deberán ser inscritas obligatoriamente en elRegistro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctricadependiente del Ministerio de Industria, en la sección que les corresponda enfunción de su potencia, ya sea ésta mayor o menor de 50MW. Además, seránecesario que se inscriban en el registro de régimen retributivo específico, parapercibirlaretribución.

Una vez que las instalaciones superen la vida útil regulatoria (que también serecogeportipodeinstalaciónenesteRD),dejarándepercibirlaremuneraciónalainversiónyalaoperación.Noobstante,dichasinstalacionespodránmantenerseen


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operación recibiendo únicamente la retribución por la venta de energía en elmercado.

Lanormativa tambiéncontempla laexistenciadeun incentivoa la inversiónporreduccióndecostesdegeneración,conobjetodefavorecerlapuestaenmarchadelas instalaciones y la reducciónde costes del sistema. Esto parece estar en líneaconelRealDecreto‐ley8/2014,quepromuevelamejoradelaeficienciaenergéticadel sistema energético español. En este sentido ambas medidas buscan lareduccióndeloscostesenergéticos.

Elcompromisoadquiridoa2020dequeel20%delconsumodeenergíaprimariaproceda de fuentes renovables, ha propiciado el aumento de la producciónrenovable en el sector eléctrico, lo cual ha repercutido en menos horas defuncionamiento de otras instalaciones del régimen ordinario, que en últimotérmino,sonnecesariasparacubrirlaspuntasdeconsumo,asícomoparacubrirlademanda en los momentos en los que no haya generación renovable nogestionable,lademayorimplantaciónenelsistemaeléctricoespañol.

3.3. Garantíadepotencia

Con objeto de asegurar un nivel de seguridad de suministro adecuado, desde laaprobación de la Ley 54/1997 el diseño delmercado eléctrico en España debíaestablecer una señal económica que garantice a los generadores un ingresoregulado adicional al de la venta de energía en elmercado, para contribuir a larecuperacióndeloscostesfijosdelascentralespunta.

De esta manera, se incentivaría la inversión requerida en nueva generación, laoperacióneficientedelasunidadesdegeneración,asícomoladisponibilidaddelascentrales necesarias para asegurar el suministro eléctrico (centrales de potenciafirme), al contribuir a que la capacidad necesaria esté disponible cuando lademandalorequiera,notenganquecerrar.

Conestefin,secreóelmecanismodepagosporgarantíadepotenciaafinalesde1997. El ingreso adicional inicialmente fijado, “pagos por garantía de potencia”,estuvovigentehastael31dediciembrede2007,yconsistíaenelrepartodeunabolsadeingresos,productodeunprecioreguladoporlademandaenelsistema,enfuncióndeladisponibilidaddelosgeneradores.Estospagos,sufrieronnumerosasvariaciones a lo largo de los años impidiendo que los mismos se constituyesencomounaseñalestablealainversión.

La Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifaseléctricasapartirdel1deoctubrede2007,desarrollóel conceptodePagosporCapacidad en sustitución del anterior sistema de garantía de potencia. Estaretribución,seestructuróendostiposdeservicios,elserviciodedisponibilidadyelincentivoalainversión.

El objetivo del servicio de disponibilidad consistía en poner a disposición delOperadordelSistemaunadeterminadapotenciaenunperiodoigualo inferioral


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añode aquellas instalacionesdegeneraciónquepudieran estar indisponibles enlos periodos de demanda punta. Con respecto al incentivo a la inversión, éstesuponíalapromocióndelaconstruccióndenuevasinstalacionesdegeneraciónatravésdepagosquefacilitaranlarecuperacióndeloscostesdeinversión.

Con la entrada en vigor de esta Orden, las instalaciones en régimen ordinariopeninsulares conpotencia instalada superior o igual a 50MW teníanderecho alincentivoalainversión.Seestablecióunacuantíaanualdecobrode20.000€/MWdurante 10 años tras la puesta enmarcha. Se preveía además, la posibilidad derealizarsubastasparalaasignacióndelincentivoalainversiónencasodequeelíndice de cobertura (IC) fueramenor a 1,1, pero el esquema basado en el IC nollegóaaplicarse.

El servicio de disponibilidad establecido en esta Orden no se desarrollócompletamente.Fuedefinidodeformatransitoriaparaelperiododeeneroajuliode 2008, estableciéndose una dotación económica que ascendió a unos 137millonesde€.

A finales de 2011, con la aprobación de la Orden ITC/3127/2011 de 18 denoviembre, sedesarrollóel serviciodedisponibilidadconobjetodepromover ladisponibilidaddelasinstalacionesdelrégimenordinarioenunhorizontetemporaldeunaño,yseestableciólaretribuciónporprestarelservicioenelordendelos5.000€/MWsegúnlatecnología.Además,seincrementóelincentivoalainversiónhastalos26.000€/MW,tambiéndurante10años.

Posteriormente, con el RD‐Ley 13/2012, de 30 de marzo, se modificaron losvalores del incentivo de inversión revisados en la Orden ITC/3127/2011, concarácterexcepcionalparaelaño2012,a23.400€/MW, justificadoporunriesgoreducidodedéficitdecapacidadinstalada.

Enparaleloaldesarrollonormativo,elcontextoenergéticoeraelsiguiente:

- Lacrisiseconómicasuponíalarupturadelasendaevolutivadelademandaeléctrica,situándoseen2011en255TWh,yen2012en252TWh(nivelesinferioresalosdelaño2006).

- Se llevabaacabounfuerteproceso inversorentecnologíasdegeneracióndesde2003,principalmenteencicloscombinadosyrenovables,con25.309MWdepotencia instaladaen ciclosy21.011MWeneólica a finde2011.Tambiénseinvirtióensolarfotovoltaica.

- Índicedecobertura(IC)creciente70.Desde2008superóel20%,alcanzandoen2011y2012valoresentornoal40%,cuandoparaasegurarlaseguridaddesuministroseconsiderabasuficienteunmargendel10%.

- Penetracióncrecientederenovablesenelmixeléctrico,asícomodecarbónporelmecanismoderestriccionestécnicasporgarantíadesuministro.

70ParamásinformaciónsobreelICverÁlvarezPelegry,E.(2015).LafiabilidaddelsistemaeléctricoenAranzadi,C.(2015).Tecnología,EconomíayRegulaciónenelSectorEnergético.


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- Reducción del número de horas de funcionamiento de los cicloscombinados,conunfuncionamientopromediodel48%en2008quesehaidoreduciendoprogresivamentehastael20%en2012.

Teniendo en cuenta la evolución del panorama energético, se observaba laexistenciadeunexcesodecapacidadinstalada,yseponíaderelieveunaseriedeconsideracionesrespectoaldesarrollonormativodelospagosporcapacidad.

Dada la reducción de horas de funcionamiento de los ciclos combinados, eranecesario desarrollar el mecanismo de retribución adecuado del servicio dedisponibilidad,deformaquesedieracoberturaatodalademanda.Noobstante,nose observaba necesidad de incentivar la inversión en nueva capacidad. Por todoello, era hacía necesario revisar el esquema de retribución, y adjudicar lasretribuciones según las necesidades, acorde a las especificaciones concretas decadamecanismoderetribución.

Además,laCNEconsiderabaqueeranecesarialarevisióndelmétododefijacióndelospagosporcapacidad,debiéndoseestudiarlasventajaseinconvenientesdelusode mecanismos de fijación de precios frente a mecanismos de fijación decantidades, procesos de subastas de los pagos por capacidad sin discriminaciónpor tecnologías. Era fundamental que se fijara unmecanismo adecuado, y se ledotaradeestabilidadalargoplazo.

Porotraparte,sedebíadeconsiderarelimpactoquetuvosobreelfuncionamientodelastecnologíasdelrégimenordinario,concretamenteenloscicloscombinados,laentradaenvigordelRD134/2010porelqueseestablecíaelprocedimientoderesoluciónderestriccionesporgarantíadesuministro.

Desde su entrada en vigor las centrales de generación eléctrica que empleabancarbónnacional eranprogramadasporREE conel finde cumplirunosobjetivosfijados anualmente. La decisión de impulsar la utilización de carbón nacional sedebía a que la generación eléctrica con este combustible disminuyó de maneraimportanteapartirdelaño2008(vergráficosiguiente)comoconsecuenciadesureducida competitividad y se buscaba mantener el funcionamiento de aquellasunidadesdeproduccióndeelectricidadqueemplearanfuentesdeenergíaprimariaautóctona, adoptando medidas dirigidas a evitar la alteración del precio demercado.

AtravésdelRD134/2010,estascentralespasaronatenergarantizadasunashorasmínimasdeoperaciónanuales,loquerepercutióenlareduccióndelaproduccióneléctrica mediante ciclos combinados, reducción que además ha estadoacompañada por una caída de la demanda y aumento de la producción conenergíasrenovables.


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GRÁFICO30.Evolucióndelaproduccióndeloscicloscombinadosfrentealcarbón

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(REE,2014a)

Entrelasprincipalesconsecuenciasdelaintroduccióndeestanormativaestánlassiguientes:

- AumentodelasemisionesdeCO2.- Menorproduccióndelrestodeinstalaciones,quepuedeponerenriesgosu

continuidad.

Teniendo en cuenta las medidas regulatorias llevadas a cabo en el periodo deanálisis, se pusieron de manifiesto una serie de elementos que reflejaban lasituacióndeinseguridadjurídicadelsectoreléctrico.

Elestablecimientodegenerosasprimasaalgunastecnologíasdelrégimenespecialsin tener en cuenta la curva de aprendizaje de algunas de ellas, contribuyó alcrecimiento acusado de los costes regulados del sector eléctrico. Dado que elaceleradocrecimientoenloscostesnoseacompañódeincrementosequivalentesde los ingresos, ya fuere con ánimo de proteger al consumidor industrial ydoméstico o por estrategia política electoral, se generó un importante déficittarifario,queponíaenriesgolaseguridaddelsistemaeléctrico.

Laconsecuenciaapremianteparadeterminadosgeneradoresdelrégimenespecial,es que hicieron sus inversiones bajo un marco normativo que les ofrecía unarentabilidad atractiva a largo plazo por las elevadas primas. Sin embargo, lascircunstanciasdel sectoreléctrico, suponíanque,paraasegurarsusostenibilidadeconómica,eranecesarioracionalizarlaretribuciónalrégimenespecial,yreducirasíelcostequesuponeelapoyoalasrenovables.Enestecontexto,lastecnologíasinmaduras, cuyos ingresosdependenenmayorpartede la prima recibida, veíanamenazadalarentabilidaddesusinversiones.

El establecimiento de incentivos de capacidad inefectivos se reflejaba en lainestabilidad de los mismos, al estar sujetos a modificaciones inesperadas quegeneraban incertidumbre e inseguridad, y podían alterar las decisiones deoperaciónymantenimientodelascentrales,asícomolasdecisionesdeinversión.

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GWh

Carbón Ciclocombinado


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El establecimientode las ayudas al carbón, provocóque laproducciónmediantecicloscombinadoscayerapordebajodelaproducciónconcarbón;apesardequelaproduccióncongasnaturalcontribuyealaluchacontraelcambioclimáticoporsus menores emisiones, y además son plantas necesarias para asegurar lacoberturadelademandacuandoseacontecenpicosdeconsumo.

Antelanecesidaddereformarelsector,ylosproblemasquesehabíanplanteado,elRealDecreto‐ley9/2013establecióunareducciónindefinidadelosincentivosalainversiónencapacidad,fijándoseen10.000€/MW/año;juntoconunasupresióndelmismopara todas las instalacionesnuevasdeproducción, salvoaquéllasqueobtenganelactadepuestaenserviciodefinitivaantesdel1deenerode2016,encuyocaso,tendránderechoalos10.000€/MW/añodurante20años.

Las instalaciones ya existentes antes de la entrada en vigor de este RDL, y conderecho a este incentivo, recibirán el incentivo durante un período que será eldobledelplazoque les restaraparacubrirelperíododediezañosalque teníanderechoparapercibirdicharetribuciónsegúnlaOrdenITC/2794/2007.

En2013,sedesarrollólaPropuestadeRDporelqueseregulanlosmecanismosdecapacidadehibernación71y semodificandeterminadosaspectosdelmercadodeproduccióndeenergíaeléctrica.Enlorelativoalospagosporcapacidad,serevisael mecanismo actualmente existente, estableciendo que la financiación de lospagos por capacidad corresponde a los comercializadores y los consumidoresdirectosenelmercado.

En cuanto al incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo, se revisa y seestablece un mecanismo de subasta para las nuevas instalaciones que seráimplementadoenelcasodequeelOperadordelSistemadetectaseundéficitenlacobertura en la demanda en el largo plazo, en función del cálculo de índice decobertura.

Se recogen los requisitos y el procedimiento de asignación del servicio delincentivoa la inversión,queestablecequeencasodequeel índicedecoberturaparaloscuatroañossiguientesestépordebajodelmínimoestablecido,seiniciaría

71Enestamateriasecontemplalahibernacióncomouncierretemporaldelasinstalacionesdetalformaquesepermitequeelexcesodecapacidadquepudieraexistirenunmomentodado,pudieraautoajustarse gracias a las decisiones de los propios agentes, sin afectar a la seguridad delsuministro. Se regula así la asignación de la capacidad susceptible de hibernación mediante unprocedimientocompetitivodesubastas.Concaráctergeneral,elcierretemporaldelascentralesdeciclocombinadoseráporunplazodeunaño, realizándose subastas para cada periodo con una antelación mínima de seis meses. Seestablecequelaprimerasubastadecapacidaddehibernaciónpodrácontemplarunplazodecierretemporalsuperioralaño.La entidad supervisora de las subastas será la CNMC y la responsable de la liquidación de lasmismasseráREE. Seestablecerán losproductosa subastar,que serán lapotenciaquepuedeserhibernadaencadaperiodoylascantidadesasubastar.LaSecretaríadeEstadodeEnergíaestablecerálainformaciónsobreelresultadodelasubastaquetendrá carácter público. Se regula el procedimiento administrativo a seguir para obtener laautorizacióndecierretemporaldeunainstalación,y,ensucaso,suposteriorpuestaenmarcha.


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unaconvocatoriadesubasta.Sedisponequelacuantíaderetribuciónanualsealaresultantedemultiplicar lapotenciapor la retribuciónunitariaqueresultede lasubasta.

Serecogeunrégimentransitorioparalapercepcióndelincentivoalainversióndelos pagos por capacidad para aquellas instalaciones que con anterioridad a laentrada en vigor de este RD tuvieran derecho a la percepción del incentivo a lainversióndelospagosporcapacidad.

Respecto al incentivo a la disponibilidaddepotencia gestionable se establece suretribución mediante un pago en función del coste de oportunidad de ladisponibilidaddelatecnologíamarginalmáseficiente.Paraello,sefijasuimporteanual,arepartirentre lapotenciadisponible,calculadoenfunciónde lapotenciagestionable térmica necesaria para el sistema. Se establece el procedimiento decálculodelaretribucióndelincentivodelpagoporcapacidadenelcortoplazo,yseregula el procedimiento de asignación de la retribución. La retribución anual secalcularácomoelproductodelapotenciagestionablederespaldorequeridaporelsistema, por la estimación del coste de oportunidad de la disponibilidad de latecnologíamarginal.

Elvalorunitariodelincentivoaladisponibilidadparacadainstalación,seajustarámediante un coeficiente que minorará en un porcentaje el incentivo, y el valorresultantedelaminoraciónserálacantidadapercibircomoincentivoenconceptodegestionabilidad.

Corresponderáaloperadordelsistemaelcálculodelaretribuciónylaliquidacióndelincentivoacadaunodelostitularesdelasinstalacionesquetenganderechoalapercepcióndelmismo.Laliquidacióndelospagosporcapacidadserealizaráporeloperadordelsistemaconcarácteranual.

Es de señalar que en caso de incumplimiento de los requisitos con carácterposterior a la acreditaciónpara el cobrodel incentivo, deberá ser comunicado aREE, y conllevará la pérdidadel derechode cobro anual del incentivo, debiendoreembolsar las cantidadesquehayapercibidoporesteconcepto.Encasodequelos incumplimientos no se comuniquen al operador del sistema, la instalaciónperderíaelderechodecobrodelincentivoanualcorrespondientealosdosúltimosaños.

Se establece el mecanismo de retribución del procedimiento de resolución derestricciones técnicas, de tal manera que con carácter general, se plantea laretribuciónconformealmecanismodeofertasencompetencia.Noobstante,enelcaso de que la resolución de dicho procedimiento no pueda plantearse en unentornocompetitivo(zonasdeterminadas,situacionesrecurrentes),laretribuciónserá regulada, calculándose sobre la base de la variación temporal de los costesestimados.


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Seestablece lacreacióndeungrupodetrabajoanivelsectorialquerealizaráunanálisis de los diferentes aspectos del mercado de producción, así como de sufuncionamiento cuyo resultado sería una propuesta concreta que contengasolucionesa losproblemasquepuedadetectarymedidasymejorasregulatoriasnecesariasparaimplantarlas.

3.4. Retribucióndeladistribucióneléctrica72

Enelcasodelasredes,laLey54/1997establecióelprincipiodeaccesodetercerosa las redes, así como que su régimen retributivo continuaría siendo fijadoadministrativamente,enfuncióndeloscostesdelaactividad.

Se creó, además, la actividad de comercialización de energía eléctrica como unaactividad independientedelrestodeactividadesdestinadasalsuministro.Así,seprocedió a la desintegración vertical de las distintas actividades, segregando lasactividades de red (transporte y distribución), de las actividades que sedesarrollanenrégimendelibrecompetencia,generaciónycomercialización.

Enelámbitodeladistribuciónsehandesarrolladodistintosmodelosretributivos,quesehanaplicadodesdelaliberalizacióndelsectoreléctrico,clasificándolosporgrupos.ElprimeroagrupaalRD2819/1998yalRD222/2008,quehandefinidoelprimerperiodoregulatorio(2008‐2012).ElsegundocontemplalosDecretosLeyes13/2012y9/2013,quedefinen,especialmentelaúltima,elperiododetransiciónhasta la entrada en vigor de la nuevametodología retributiva. Por último, el RD1048/2013,de27dediciembre,resultadodelareforma.

En primer lugar, el RD 2819/1998 estableció una fórmula mediante la cual laretribuciónglobalde la actividaddedistribución sebasabaprincipalmenteen lademanda, sinconsiderar las inversionesrealizadas,ni incentivosparamejorar lacalidad de suministro o reducir las pérdidas. Suponía una “bolsa única” deretribuciónglobal,queserepartíaentrelasempresasdistribuidoras,enfuncióndeunos porcentajes establecidos administrativamente, al inicio del periodoregulatorio.

Estemodelopresentabaunadeficiencia,derivadadelhechodequelademandaseestablecía de manera única a nivel nacional, sin tener en cuenta los distintoscrecimientos, que se producían en cada zona geográfica. Como consecuencia lasdistribuidoras, que operaban en las zonas en las quemás creció la demanda, novieronreconocidoelesfuerzoinversorquehabíanllevadoacabo(CastroLegarza&ÁlvarezPelegry,2013).

Conobjetodemejorarelesquemaretributivoanterioryvincular laretribuciónalasinversiones,quesedebíanrealizar,entróenvigorelRD222/2008.Ésteúltimoestablecióunanuevametodologíaretributivaqueseapoyabaenunainformación

72GranpartedeesteapartadoprocededelestudioRedesdedistribucióneléctricadelfuturo:Unanálisisparasu desarrollo, disponible en la página webhttp://www.orkestra.deusto.es/index.php?option=com_fabrik&c=form&view=details&Itemid=309&fabrik=17&tableid=17&rowid=250&lang=es


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regulatoriadecostesyenunModelodeReddeReferencia.Conello,sepasódeunmodelobasadoenelincrementodedemandaaotrodondeprimabalainversión,yestablecíaincentivosalamejoradelacalidadyalareduccióndepérdidastécnicas.

EsteRDestablecíaunaretribuciónbase,queseactualizabaanualmenteduranteloscuatro años del primer período regulatorio73 (2008‐2012), incrementando laretribución base en función de los costes de las inversiones correspondientes acadaaño,yconsiderando,además,losincentivosopenalizacionesporlacalidaddesuministroylaspérdidas(CastroLegarza&ÁlvarezPelegry,2013).

No obstante surgieron diversos problemas tanto en la aplicación como en laformulación de este RD durante el periodo regulatorio 2009‐2012, que generóincertidumbre.Amododeejemplo,nosehabíaprevistoquelosactivossefueranamortizando, por lo que se retribuía la totalidad del activo bruto de aquellasinstalaciones puestas en servicio el periodo 2009‐2012, y el activo neto a 31 dediciembrede2008deaquellasinstalacionespuestasenserviciohastaeseaño,enlugar del activo neto al cierre de cada ejercicio. Asimismo, en algunos casos noprecisó de manera clara a partir de qué conceptos y de qué forma habría quecalcularseelnivelderetribuciónbasealiniciodecadaperiodoregulatorio.

A partir de su entrada en vigor, la retribución de la distribución empezó a serindividualizada, por empresa74, en base a las circunstancias de su territorio.Además,creóincentivos75paralamejoradelacalidaddeservicioylareduccióndepérdidas(CastroLegarza&ÁlvarezPelegry,2013).

Porotraparte,cabeconsiderarqueel incentivodecalidaden2009,2010y2011(68,9M€,65,9M€y74,204M€; respectivamente) supuso aproximadamente un1,5% respecto a la retribuciónde ladistribución (sin contargestión comercial),mientrasqueel incentivoporpérdidas(0,580M€)tansólorepresentóun0,01%delaretribuciónen201176.

Posteriormente, entraron en vigor elRD‐Ley13/2012,RD‐Ley2/2013yRD‐Ley9/2013, que pretendían contribuir a equilibrar las desviaciones por desajustesentreloscosteseingresosdelsectoreléctricoyresultaronenunadisminucióndelaretribucióndelaactividaddedistribución

ElRD‐Ley13/2012supusolaprimerareducciónsignificativadelaretribucióndeladistribucióndebidoatresmedidasqueintrodujo.Enprimerlugar,únicamenteseretribuyenlasinversionesenactivosenservicionoamortizados,tomandocomo

73 El segundo periodo regulatorio no recalculó la retribución de referencia sino que semantuvo lamisma,hastalaentradaenvigordelRD‐Ley9/2013del12dejuliode2013.74DesdeeliniciodelaliberalizaciónyhastalaentrarenvigordelRD228/2008,periodoenelqueademásdeREE; Endesa, Iberdrola, Unión Fenosa, HidroCantabrico y Viesgo eran también transportistas; sólo eltransporte disponía de retribución individualizada, dado que las instalaciones son más estándares yhomogéneas.75Atravésdeldesarrollodesendas instruccionestécnicascomplementariasOrdenITC/3801/2008yOrdenITC/2524/2009,respectivamente.76 Resulta un valor insignificante porque ese año las empresas de distribución recibieron tanto incentivoscomopenalizacionesporpérdidas.


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baseparasuretribuciónfinancieraelvalornetodelosmismos.Ensegundolugar,se cambia el criterio de reconocimiento respecto almomento en que las nuevasinversiones comienzan a retribuirse. Así, el devengo de las instalaciones queentranenservicioenelañonseiniciaráenelañon+2,enlugardeenn+177,comoveníahaciéndose.

Por último, también se reducen los ingresos por gestión comercial de losdistribuidores, lo que se justifica argumentando que parte de esta gestióncorresponde ahora a la actividad que desempeñan los comercializadores. Comoresultadodeloanterior, laretribuciónporladistribuciónygestióncomercialdelconjuntodeempresasdistribuidorasseredujoenunos689M€(BostonConsultingGroup,2013).

En línea con lo anterior, el RD‐Ley2/2013 tambiénperseguía reducir los costesasociados a retribuciones del sector eléctrico. Para ello establecía que todas lasretribucionesasociadasaactividadesdelsistemaeléctricovinculadasalIPC,entreellas ladistribución,pasana estar vinculadas al ÍndicedePreciosdeConsumoaimpuestosconstantessinalimentosnoelaboradosniproductosenergéticos(IPC‐IC),elcualsesuelesituarunpardepuntospordebajodelIPC(CastroLegarza&ÁlvarezPelegry,2013).Estamedidasuponíaunareduccióndeaproximadamente28M€.

La entrada en vigor del RD‐Ley 9/2013, en julio de 2013, supuso una nuevareducción significativa de la actividad de distribución. En su artículo 3 sedescribían los criteriosmediante los cuales se determinaría el valor a retribuir,peronopresentabalascifrasfinales.

ÉstelimitabalarentabilidaddelasinversionesentransporteydistribuciónaunatasaantesdeimpuestosfijadabasándoseenlaObligacionesdelEstadoa10añosmás200puntosbásicos(equivalenteal6,5%antesdeimpuestos),loquesuponíauna rentabilidad de un proyecto de inversión del orden del 4,55% después deimpuestos. Además, definía una metodología retributiva transitoria hasta laaprobacióndelanueva.

Cabe destacar que la actividad de distribución es el componente de los costesreguladosquemenoshaaumentadoenelperiodo2003‐2011,yellosintenerencuentalosrecortessufridostrasdichoperiodo(MinisteriodeIndustria,EnergíayTurismo,2013).Elgráficosiguientepresenta laevoluciónde la retribuciónde ladistribución de empresas distribuidoras demás de 100.000 clientes, el 95%deltotal,entre2000y2013.

77 El RDL 13/2013 también cambió el método de retribución a futuro, relativo a las inversiones.Concretamente, establecequeapartirdel1de enerode2012 sólo se retribuiránen conceptode inversiónaquellosactivosnoamortizadosy,además,loharánenbasealactivoneto.


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GRÁFICO31.Evolucióndelaretribucióndeladistribución2000‐2013

Nota:Noincluyeretribuciónporgastosdegestióncomercial.

Fuente:(CastroLegarza&ÁlvarezPelegry,2013)apartirdeÓrdenesMinisteriales.

Seobservaqueprácticamentehasta2007,periodoenelqueestuvoenvigorelRD2819/1998, la retribución de la distribución experimentó un crecimiento anualmodestoeinferioralIPC.Cabedestacarelaumentoqueexperimentólaretribuciónen 2007, año en el que el conjunto de empresas percibió un aumento deaproximadamente584M€conrespectoa2006.

A este período, le siguió otro con crecimientos ligeramente mayores, ligados afuertes crecimientos de la demanda y necesidad de inversiones en distribución,quesoportabanestoscrecimientos.

Estesegundoperíodosecaracterizaporunafaseinicialenlaquelaretribucióndeladistribucióncrecióanualmenteaunatasamediadeentornoal5%,traslocual,lassucesivasdisminucionesdelaretribución,introducidasporelRD‐Ley13/2012yelRD‐Ley9/2013,volvieronasituarlaretribuciónde2013aunnivelsimilarqueen200978.

Relacionadodemaneradirectaconlaretribucióndeladistribución,seencuentrala inversión en distribución. La inversión en la actividad de distribución siguesiendonecesariaporqueacorto‐medioplazosecontinuarárequiriendounamejorcalidadde suministroyporquecomo las redes sediseñanenbasea lapuntadepotencia, la disminución de la demanda no exime de continuar potenciando lasredes79.En cuantoalmedio‐largoplazo, esta inversiónesnecesariaparaque las78Estamedidaque,enprincipio,puedeparecerrazonableyaquelademandaeléctrica,en2013,essimilaralade2009,dalugaradebate.Además,lasempresasdistribuidorasinviertenpaulatinamente,puestoquehacerlodegolpeseríainviable,tantotécnicacomoeconómicamente.79Apesarde labajadadedemandacoyunturalquesehaproducidoenestosúltimosañosdebidaa lacrisiseconómica, no hay que olvidar que la red de distribución no se planifica ni se construye en función de laenergíaquecadaañocirculaporlamisma,sinoparagarantizarquesedisponedelacapacidadnecesariaparasatisfacer lademandaen todomomentoypoderdarsuministroa todosycadaunode losconsumidores (yproductores) conectados a la misma. El tiempo de reacción de la demanda puede ser más rápido que elnecesarioparadisponerdelasinfraestructurasnecesarias.

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RD2819/1998RD222/2008; RDL13/2012;RDL2/2013;RDL9/2013


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redeseléctricasevolucionenhaciaelparadigmadelassmartgrids,convirtiéndoseasí en el eje vertebrador del cambio de modelo energético (Castro Legarza &ÁlvarezPelegry,2013).

Elgráficosiguientemuestra las inversiones llevadasacaboendistribuciónentre2002y2011.Seobservaquelainversiónendistribuciónhacrecidoconunatasade,aproximadamente,el15%hastaelcomienzodelacrisisen2008.

GRÁFICO32.Evolucióndelasinversionesefectuadasendistribución(M€)

Fuente:(CastroLegarza&ÁlvarezPelegry,2013)

El hecho de que, a excepción de 2010, la rentabilidad sobre activos (ROA) de laactividad de distribución haya estado por debajo del costemedio ponderado decapital (WeightedAverageCostofCapital,WACC),duranteprácticamente toda laúltimadécadarevelaqueapesardequelainversiónendistribuciónrealizadanoresulteatractivaparaelinversor,eldistribuidorhacontinuadoinvirtiendoporquetienelaobligacióndedarsuministro,deacuerdoconlaLey54/1997.

En2013yalaluzdelareformadelsectorsepromulgóelRD1048/2013,de27dediciembre,porelqueseestablecelametodologíaparaelcálculodelaretribucióndelaactividaddedistribucióndeenergíaeléctrica.

La Ley del Sector Eléctrico establece que cada empresa distribuidora esresponsable de la gestión de la red en su zona de operación80. Asimismo, paraevitarposicionesdedominio, laactividaddedistribuciónestáregulada técnicayeconómicamente por la Administración81. Además, todos los costes necesarios,tantoparaeldesarrollodelaredcomoparalaoperaciónymantenimiento,estánreguladosysonpagadosporlosconsumidoresatravésdelatarifaeléctrica.

80 Para garantizar la igualdad y la transparencia en el uso de la red, se instaura el derecho de acceso deterceros a la redqueposibilita que generadores y consumidorespuedanutilizarla, independientemente, dequienseasutitular.81 La regulación compete al Ministerio de Industria, Energía y Turismo (MINETUR), siendo actualmente laCNMClaresponsabledesupervisarelfuncionamientodelsectoreléctrico.


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Deconformidadconelartículo14.8delaLey24/2013,elRD1048/2013establecela metodología para el cálculo de la actividad de distribución82, que será deaplicación a todas aquellas sociedadesmercantiles o sociedades cooperativas deconsumidoresyusuariosquedesarrollenlaactividaddedistribución.

Elobjetivodelanormativaescontarconunametodologíaestableypredeciblequegarantice, bajo unos criterios homogéneos en todo el territorio español, unarentabilidadadecuadaalmenorcosteposibleparaelsistemaeléctrico.

El RD 1048/2013 disponía que el inicio del primer período regulatorio seproduciríael1deenerosiguientealdelaaprobacióndelaordenministerialquefijara los valores unitarios de referencia, hito que marcaría el fin del períodotransitorioenqueesdeaplicación lametodología transitoriadelRD‐ley9/2013.La retribución de la actividad de distribución se determinará atendiendo aperiodos regulatorios de seis años de duración y los parámetros retributivos dedichaactividadpodránrevisarseantesdelcomienzodecadaperíodoregulatorio

Lasprincipalesnovedadesqueintroducíason:

– Alefectodepermitirunaretribuciónadecuadaaladeunaactividaddebajoriesgo,seretribuirálainversióndelosactivosenservicionoamortizados,considerando el valor neto de los mismos y una tasa de retribuciónfinanciera,queserálamediadelrendimientodelasObligacionesdelEstadoa diez años en el mercado secundario de los tres meses anteriores a laentradaenvigordelRD‐ley9/2013,incrementadaen200puntosbásicos.

– Seretribuiránloscostesnecesariosparaejercerlaactividaddedistribucióncomolaslecturasdecontadores,lacontratación,lafacturacióndepeajesdeaccesoygestióndeimpagos,laatencióntelefónicaalosclientesconectadosa sus redes, las tasas de ocupación de la vía pública, y los costes deestructura.

– Se ha realizado una reformulación de los incentivos con la pretensión dequeseamássencilloestableceracadaempresaunincentivo,amejorarlosobjetivosmarcados por ellasmismas los años anteriores en lo relativo acalidad de servicio y a la mejora de las pérdidas de su red. Se incluyenincentivos y penalizaciones a la mejora de la calidad de suministro, a lareducciónde laspérdidasen lasredesdedistribución,asícomounnuevoincentivoalareduccióndelfraude.

– Elsobrecostederivadodenormativasautonómicasolocalesespecíficasnoserásufragadoporlatarifaeléctrica.

– El devengo y el cobro de la retribución de las instalaciones puestas enservicioelañonseiniciarádesdeel1deenerodelañon+2,reconociéndoseuncostefinanciero.

– La retribución en concepto de inversión se hará para aquellos activos enservicionoamortizadostomandocomobaseparasuretribuciónfinanciera

82Análogamente,elRD1047/2013establecelametodologíaparaelcálculodelaactividaddetransporte.


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el valor neto de los mismos. Se establecen mecanismos de control de lainversión. Así, se limita el volumenmáximo de inversión autorizado a untotalparaelsectordel0,13%delProductoInteriorBruto(PIB).LasempresasdistribuidoraspresentaránalMinisteriodeIndustria,Energíay Turismo sus planes de inversión, anuales y plurianuales, para suaprobación,requiriendoigualmenteinformefavorabledelasComunidadesAutónomasafectadas.Seestablecetambiénunalimitacióndedesviacionesfrente al estándar establecido, reconociendo sólo parcialmente elsobrecoste,quedeberáestardebidamente justificadoyauditado.Además,se minorará el volumen de inversión en caso de incumplimiento de losplanesprevistosy seestablece laposibilidaddeadelantar la construccióndeunainstalación,siemprequeéstaestuvieraprevistayquenoseaacargodelSistema.

– Derogalosartículos44,45,47,49,50y51delRD1955/2000,dando,ensuCapítulo VII "Régimen de acometidas eléctricas y demás actuacionesnecesarias para atender el suministro eléctrico" (Artículos 23 a 30), unnuevocontenidoalostradicionalesconceptosdeacometida,enganche,etc.

Cabemencionarenelámbitodelaretribucióndeladistribución,laúltimaOrden2444/201483,por laque sedeterminan lospeajesdeaccesodeenergíaeléctricapara2015,establecequealmenosaprincipiosdeañopeajesdeaccesonosubirán.

3.5. Lafiscalidadenergéticayambiental

Elsectoreléctricoseencuentraexpuestoaunaelevadapresiónfiscal,tantoanivelestatal,comodeComunidadesAutónomas(CCAA)einclusodeHaciendasLocales.

Conviene distinguir entre impuestos meramente energéticos e impuestosmedioambientales relacionados con la energía. Dentro del primer grupo seencuentraelimpuestoespecialsobrelaelectricidad,quevienereguladoporlaLey66/1997,30dediciembre,deMedidasFiscales,AdministrativasydeOrdenSocial;el RD 112/1998, de 30 de enero, por el que se modifica el reglamento de losimpuestosespecialesylaOrdende3defebrerode1998,porlaqueseapruebaelmodelodedeclaración‐liquidaciónpara la determinación e ingresodel impuestosobrelaelectricidad.

La figura del impuesto sobre la electricidad surgió en la Ley 66/1997 como unimpuestoespecialde fabricación.Seconfigurócomogravamenespecíficoel1deenerode1999,aplicableaplantasproductivasdepotenciasuperioralos100kW.

Suobjetivobásico era laobtenciónde ingresospara compensar la supresióndelrecargoenconceptode“costeespecíficoasignadoalamineríadelcarbón”sobrela

83Laúnicamodificación,espara la tarifadealta tensión6.1.paratensionesentre1KVy36KV;creandounnuevoescalóndetensiónenlospeajesdeacceso,deformaquequedadivididoendosescalones:6.1A[1‐30KV]y6.1B[30‐36KV].


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facturacióneléctricayseexpresacomoel5,1%84delamisma.Ahoralosingresos,estándestinadosalafinanciacióndelasCCAA.

Grava la producción de energía eléctrica para consumo de los titulares y laimportaciónoadquisiciónintracomunitariaparaautoconsumodelasinstalacionesde producción. Las pérdidas de electricidad durante el transporte y distribucióndeberánsercalculadas.

En términos de recaudación, se observa que a pesar de que se ha reducido elconsumodeelectricidad, la recaudación sigueuna tendencia creciente, loque sedeberá,enigualdaddetiposimpositivosalaumentodelabaseimponible,esdeciralaumentodelpreciodelaelectricidad.

GRÁFICO33.Evolucióndelconsumodeenergíafinaldeelectricidadydelarecaudaciónporelimpuestosobrelaelectricidad

Nota:P=provisional.

Fuente:elaboraciónpropiaapartirde(CORES,2014),(Agenciatributaria,2014;LarreaBasterraetal.,2014)

En sintonía con la tendencia existente en laUE y los criterios de la Comisión, laAdministración pública en aras de solventar la necesidad de recaudación haencontradoenlatributaciónindirecta,relacionadaconlosimpuestosespecialesylaproteccióndelmedioambiente,una fuente relevantede ingresosque tambiénafectademanerallamativaalsectoreléctrico.

En este sentido, la fiscalidad medioambiental relacionada con la energía, esempleadaprincipalmenteporlasCCAA.Éstashanaumentadolapresiónfiscal,demaneraconsiderable,enlosúltimosaños,loquequedareflejadoenlacreacióndeunimportantenúmerodeimpuestosdecaráctersupuestamentemedioambientaloecológico.

Como ejemplo está la Ley 12/2011, de 26 de diciembre, de Medidas Fiscales yAdministrativas, de la Comunidad Autónoma de Galicia, que concibe un nuevogravamensobreelusodeldominiopúblicopor las instalacionesde transporteydistribución de electricidad. Por otra parte, está el Proyecto de Ley deMedidas845,11269632%.

1.1871.271

1.363 1.3721.501 1.431

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2008 2009 2010 2011 2012 2013(p)

millonesdeeuros

ktep

Electricidad Recaudación(ejesecundario)


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Tributarias,AdministrativasyfinancierasdelaComunidadAutónomadeCastillayLeón, que prevé la inclusión de cuatro nuevas figuras impositivas relativas alaprovechamiento de agua embalsada para la generación eléctrica, al impactopaisajísticode losparqueseólicosy las líneasde transportedeenergíaeléctrica,así como al depósito de residuos. La siguiente tabla muestra algunos otrosejemplos.

TABLA13.GravámenesmedioambientalesrelacionadosconlaelectricidadporCCAA

Objeto CCAARedes Asturias,Extremadura,CastillayLeónCánoneseólicos Galicia,CastillaLaManchayCastillayLeónHidroeléctricos Galicia,ExtremaduraTérmicos Murcia,Andalucía,CastillaLaMancha,Aragón,GaliciaNucleares Extremadura,CastillaLaMancha,Andalucía,CataluñaHidráulica, térmica ynuclear

Valencia

Fuente:(CallejaMediano,2013)

Noobstante,debidoalamagnituddeldéficittarifario,elGobiernoestableciólaLey15/2012,de27dediciembre,demedidasfiscalesparalasostenibilidadenergética.

La Ley supone, entre otros, gravar las actividades de generación eléctrica,aplicandountipodel7%85sobrelosingresosobtenidosportodaslasinstalacionesdegeneración,tantoconvencionalescomorenovables.Paralaenergíahidráulicasecreauncanondel22%sobreelvaloreconómicodelaenergíaproducidaderivadadelempleodeaguascontinentales.

Porotraparte,seincluyendosimpuestossobreresiduosnucleares.Elprimeroserefierea laproducciónderesiduos (2.190€porkilogramodemetalpesado)yelsegundo, referido al almacenamiento de residuos, reemplazará los actualesimpuestos de las CCAA. Para finalizar, se establecen una serie de impuestosespecialescomocéntimosverdesparaelgasnatural(2,79c€/m3),generacióndeenergíaconcarbón(14,97€/tn),fueloil(12€/tn)ygasóleo(29,15€/1.000litrosdegasóleo).Esposiblequedichastasastenganefectossecundarios.

Tras esta ley, se introdujo la Ley 16/2013, de 29 de octubre, por la que seestablecen determinadasmedidas enmateria de fiscalidadmedioambiental y seadoptanotrasmedidastributariasyfinancieras,comocontinuacióndelaanterior.

Entre las áreas consideradas, se encuentra la creación del impuesto sobre gasesfluorados de efecto invernadero, ciertos matices en diversas cuestionesrecientemente modificadas en relación a la tributación del gas natural, comorespuestaaalgunaspeticionesrealizadasportitularesdeplantasdecogeneración,ylacreacióndeunsupuestodeexenciónenelimpuestosobrelaelectricidad.

85 Con este impuesto se pretendía recaudar 1.260M€. Con los impuestos adicionales sobre el carbón, gas,nuclear,fueloilehidráulica,seesperabapercibir1.800M€.


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A pesar de que se señala que la generación eléctrica a través de combustiblesfósilesesunnúcleodeemisióndegasesdeefectoinvernadero,sedetectalafaltaunmayorvínculoconelrégimencomunitariodecomerciodederechosdeemisión.

Comosepuedeconcluirdetodoesteapartado,eldesarrollodenormativa,queenocasionesporsuretroactividadhaocasionado incertidumbres; teníacomometasel avance del sector eléctrico, el cumplimiento de los objetivos comunitarios derenovablesy lacontencióndeldéficitdetarifa,originadoporunaincapacidaddelospreciosdecubrirloscostestotalesdelsuministroeléctrico.


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4. SECTOREMPRESARIALCONCLARADEBILIDADECONÓMICO‐FINANCIERA

EnesteapartadosemuestraunavisióngeneraldelasituacióndelconjuntodelaseléctricasespañolasqueparticipanenUnesa,ofreciendounaimagentemporaldealgunasdelasprincipalesmagnitudescontables,recogiendodatosdehasta2012.

Una buena salud económica y financiera de las empresas es fundamental parapoder atraer fondos, nacionales e internacionales así como para facilitar elcrecimiento;demaneraqueseofrezcanlasgarantíassuficientesalosinversores.

La actividad desarrollada en España, de las principales compañías eléctricas,supone cada vez un menor peso en la cifras de negocio, debido a la crecienteinternalizaciónde lasmismas, comorespuestaaunescenariomáscompetitivoyglobalizado.Noobstante,losdatosqueenesteapartadosepresentan,nosepuededetectarlainternacionalización,puestoqueprocedendelascuentasconsolidadasdelosgrupos,presentadasalaComisiónNacionaldelMercadodeValores(CNMV).Losdatosrelativosalainternacionalización,seobtienendeloscomentariosdelosinformesanualesdelascompañías.

La rentabilidad de la actividad de las empresas eléctricas en España ha venidosiendo inferior a la desarrollada en el ámbito internacional. En granmedida, losagentes achacan ésta reducida rentabilidad al reducido precio de venta de laelectricidad en el pool, así como a la reducida retribución que perciben por laactividad de distribución, los problemas por el reducido factor de utilización dedeterminadosactivos,comoloscicloscombinadosdegas,queyasehacomentado,yque,engranmedida,sirvenderespaldoalsistemadelasfuentesrenovables.

En este sentido, la actividad de distribución requeriría de una mejora de larentabilidad para promover las inversiones que son necesarias paramejorar lasredes y atender a las necesidades futuras que, cada vez, sonmás cercanas en eltiempo, como podría ser atender una demanda creciente consecuencia deldesarrollodelvehículoeléctrico,etc.

En2012,larentabilidaddelosactivosdelaactividadeléctrica,quesedesarrollaenEspaña, apenas alcanzó el 4,4%, tasa inferior al costemediodel capital 6,4%.Elresultadonetodespuésde impuestos (3.435M€) fue inferior aldéficit generadoduranteelejercicio(5.500M€)o ladeudaqueafectaaestasactividades(45.115M€).

Elhechodequelarentabilidaddelosactivosseencuentrepordebajodelcostedelcapital, supone una reducción del valor aportado por la actividad,motivo por elcualresultacomplicadopoderatraernuevocapitalparafinanciarlasactividadesydificulta,engranmedida,nosólolainversiónennuevosequipossinotambiénsumodernización,salvoqueplanteenbeneficiosrealesalascompañías.

Delmismomodo,laexistenciadeundéficitdetarifadegrandesdimensiones,quesuperóel2,5%delPIBespañolen2012,asícomoelcontrolporpartedelGobiernodelosprecioseléctricosy,porlotanto,delosingresosdelascompañías,hacenaún


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más difícil esta tarea de atraer capital extranjero a esta actividad y empujan alempeoramientodelacalidadyseguridaddesuministro,oalmenos,asunomejoraencomparaciónconlascifrasqueseobservanenotrospaísesdelentorno.

4.1. Evolucióneneltiempo

Acontinuaciónsemuestraunresumendelaevolucióntemporaldelosprincipalesdatoseconómicosyfinancierosdelasprincipalescompañíaseléctricasespañolas.

Sibienlademandadeelectricidadseincrementódeformaconsiderablealolargode la última década hasta 2008, momento en que se emprende una senda dereducción,debidaalarecesióneconómica,esdesde2003quelarentabilidaddelasactividadeseléctricasenEspañasehavistoreducidaencomparaciónconelrestodeactividadeseconómicas,destruyendovalor.

Rentabilidaddelosactivos

Ladestruccióndevalorsedetectaenque lavariablereturnonassets(ROA),quedesde2003,nohapermitidocubrirelcostede loscapitales.Además,en2010seprodujo una ampliación de la distancia entre el rendimiento de los activos y elcostedelcapital,quesehabíaestrechadodurantelaúltimadécada.

En cuanto al ROA86 del conjunto de las cuatro generadoras87 que presentancuentas consolidadas en España (Iberdrola, Endesa, Gas Natural‐GN, y UniónFenosa‐UF)88, se observa en el siguiente grafico89 que sufre fluctuaciones,existiendo periodos de disminución, entre 1995‐2000 y 2002‐2005, como decrecimiento,hasta1993yentre2000‐2002y2005‐2006.

Sisedesagrega la informaciónpara lasempresasgeneradorasyRedEléctrica,sepuedeverqueelROAdeIberdroladisminuyedesde2006.EldeEndesaaumentahastaelaño2009yluegodisminuye,mientrasqueUFcreceengranmedidadesde2006. El ROA de UF y REE crece con ligeras variaciones desde 2002 y 2006respectivamente. Sin embargo, en los siete últimos años en UF aumenta desde2007a2008yenREEpermanecemásomenosestable.

86Lasdefinicionesdelasvariablespuedenconsultarseenelanexodeestedocumento.87 La información respecto a las cuatro generadoras se refiere a las cuentas consolidadas del grupo. Se haempleadoestanomenclaturaparadiferenciaraestasempresasdeREE,eltransportista.88NoseincluyendatosdeE.ONenesteapartado,nienlossiguientesporquenoformulacuentasconsolidadasenEspaña, debidoa ladispensaque se contempla en elCódigodeComercio y enRD1514/2007,de16denoviembre.PorlotantoE.ONEspañaS.L.U.consolidaenunasociedadpertenecientealgrupoE.ONenunnivelsuperior,siendoresidentedelaUE.89Losdatosdeestosgráficosestánenmillonesde€.


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GRÁFICO34.ROA(entantoporuno)


Resultadonetodespuésdeimpuestos

El resultado neto después de impuestos (EBIT) de la actividad conjunta degeneración/comercializaciónascendió,en2010,a2.330M€.ElEBITdelconjuntode lascuatrogeneradoras,sepuedeobservarenelgráfico,aumentahastaelaño2010;añoapartirdel cualdecrece, siendo resaltableel crecimientoentre2004‐2008.Sisedesagregalainformaciónporempresas,sepuededecirqueelEBITdeIberdrola es cada añomayor, conun fuerte incremento en2006.Endesa, por suparte, también logra, con variaciones, un EBIT mayor, con una gran pendientepositivaengeneral.EnGNtambiénvaaumentando,mássicabedesde2008.UFyREEtambiénexperimentanunincrementoanualperobastantemásmoderadoencomparaciónalasanteriores.

GRÁFICO35.EBIT(millonesdeeuros)


DadoqueelROAhatendidoadisminuiryelEBIT,apesardetodohaaumentado,ello significa que los activos han aumentado proporcionalmente más, como seobservamás adelante. Ello ha supuesto un gran esfuerzo inversor, que no se havistorecompensado,ycomosehaseñalado,hasupuestounapérdidadevalortotalparalaempresa.Sinembargo,apesardetodo,lascompañíastienenlaobligación


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degarantizarelsuministro,motivoporelcual,deberánseguirinvirtiendoapesardenoconseguirlosingresosnecesariospararentabilizarlainversión.

Resultadobrutodeexplotación

Enelperiodo1998‐2010,elresultadobrutodeexplotación(EBITDA)hamostradounatendenciaalcistaanual,medidaentasamediaacumulativa,del4,9%paralasempresasdeUNESA.

El EBITDA del conjunto de las generadorasmuestra un importante crecimientoentre2003y2010,añoenelquealcanzasumáximovalorycomienzaadecrecer,debido,entreotros,a lacrisiseconómicaqueafectaalconjunto.DesagregandolainformacióndelEBITDAporempresas,sepuedeverquelaevolucióndelEBITDAesmuysimilaraladelEBIT.

GRÁFICO36.EBITDA(millonesdeeuros)


REE por su naturaleza, parece ajena a estosmovimientos. No presenta grandesvariacionessinomásbienunarelativaestabilidadconcrecimientomoderado.

Inversiónmaterial

Apesardetodoelentornoydelaescasarentabilidad,enelperíodo1998‐2010,lasinversionesrealizadasporelsectorenactivosmaterialeseléctricosenelterritorioespañolaumentaronun9,8%anualportérminomedio.

La inversión material del conjunto de las cuatro generadoras disminuye desde2004,existiendoenesemismointervalodetiempolevescrecimientos.De2009a2011creceligeramente,paraadoptarunatendenciadecrecienteapartirdeahí.

Siseobserva la inversiónmaterialporempresas,seobservauncomportamientomuy similar al del esfuerzo inversor, ya que estas dos variables están muycorrelacionadas, salvo en Iberdrola, donde los valores se mantienen estables,disminuyendo la inversión material a partir de 2011. Además, destaca elcrecimientodelainversiónmaterialenEndesaapartirdel2008.


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GRÁFICO37.Inversiónmaterial(millonesdeeuros)


A la luzde losdatos anteriores, se observaque sehaproducidouna caídade larentabilidad, sin embargo, ha aumentado el EBIT y el EBITDA, junto con unaevoluciónpositivadelainversiónenactivosmaterialestotal(enEspañayelrestodelmundo).Estopuedeserdebidoenciertamedidaa la internacionalizacióndelas empresas, que han encontrado en el exterior la manera de mantener losresultados.

LaseléctricasredujeronsuinversiónenEspañaun29%en2013.Estadisminuciónse une a la anunciada por los mismos grupos para los próximos años y quejustifican en la inestabilidad regulatoria y la sobrecapacidad del momento delsistema eléctrico español. En cambio, la inversión internacional media de estasempresasaumentómásdeun5%enelmismoperiodo.

Iberdrola,EndesayGasNaturalFenosainvirtieronenEspaña1.980M€en2013,frente a los 2.808millones en el ejercicio anterior. Iberdrola realizó inversionesmaterialespor799M€,conunrecortemediodel27%.Endesatambiénredujosusinversionesenun38%,hasta781M€,mientrasqueGasNaturalsituósuinversiónenelnegocioeléctricoen400M€,un11%menosqueenelañoanterior.Elrecorteafectó a las tres actividades del negocio eléctrico: generación de electricidad(centralesnucleares,térmicasdegasodecarbónehidroeléctricas),renovablesydistribución.Estaúltimapartida,sufrió lamayorreducciónde la inversión.Enelcaso de Iberdrola, la rebaja fue de un 33%. Endesa y Gas Natural tambiéncentraron en las redes el mayor recorte con rebajas del 39% y 16%respectivamente.

Justificanestareducciónenlainversiónporloscontinuosrecortesquehansufridolas compañías sobre la retribución regulada que reciben por la actividad dedistribución. La actual normativa, retribuye la inversión en redespordebajodelcoste de capital y hace inviable nuevas inversiones que no tengan que ver conlaboresdemantenimientodelacalidadyreparación.

Otra de las partidas que más se ha resentido es la inversión en el negocioliberalizado, en el cual se introducen la generación y comercialización de


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electricidad.IberdrolahasituadolainversiónenestecampoenEspañayPortugalenun20%,mientrasqueenelcasodeEndesalarebajaesdel36,4%tambiénenlosdospaísesydeun3%enelcasodeGasNatural.

Lascifrasregistradasen2013porlasactividadesdegeneraciónycomercializaciónfueronnegativas,loqueseatribuyeprincipalmentealacaídadelademandayalaintroducción de nuevos impuestos y cánones sobre sus centrales. Además, lasobrecapacidaddelsistemapodríaabsorberelcrecimientode lademandaen lospróximosdiezañossinlanecesidaddequeseinstalennuevasinfraestructuras.

La tercera de las actividades que ha sufrido una reducción de la inversión es lapartidadeenergíasrenovables.Iberdrolaredujosuinversiónverdeun15%,enunmomentoenqueelsectorrenovableseenfrentaaunnuevosistemaderetribuciónqueincluyefuertesrecortes.

Sinembargo,lareduccióndelasinversionesenEspañavaligadaaunincrementodelasdotacionesligadasalosmercadosexteriores.Endesa,porejemplo,aumentóelpasadoañoenun21%lainversiónenelmercadolatinoamericano,hasta1.094M€.Estacompañíadestinayamásinversionesalmercadoexteriorquealnacional.Iberdrola, también aumentó en un 10% su inversión total en los mercadosbritánico, norteamericano y brasileño, hasta situarla en 2.807 M€. La eléctricacontinuaráreforzandoenlospróximosañossucrecimientoenestosmercados,delosqueyaderivalamayorpartedesubeneficio.

Esfuerzoinversor

Como se puede observar, las compañías eléctricas españolas han continuadorealizando un esfuerzo inversor (inversión material/EBITDA), pero decrecientedesde2005aproximadamente,destinandoel65,2%delEBITDAalainversión;loquepermitirá,porelmomento,mantenerlosnivelesdeseguridad,abastecimientoycalidadnecesarios.Cabedestacarque,en2010,elesfuerzo inversorcayóhastaun45,4%, loqueserelacionaconlaprogresivareducciónde laremuneracióndedeterminadasactividades.

Contemplando esta variable para el conjunto de las empresas se detecta unaprolongada tendencia decreciente desde 2004, salvo para el periodo 2009‐2011quecrecemuylevemente.

Desagregando la información del esfuerzo inversor por empresas, en GN semuestraunareducciónsignificativahasta2008,cuandocomienzaaestabilizarse.EnEndesalareducciónsediohasta2005.UF,porsuparte,reflejaunmayorritmodedescensohastaelaño2005,añoapartirdelcualcrecelevemente.EncuantoaIberdrola, el esfuerzo inversor disminuyó entre 2006‐2009, manteniéndose apartirdeahíenvaloressimilares.REEmantienevalorescercanosacero.


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GRÁFICO38.Esfuerzoinversor


No obstante, gran parte de la inversión en activos eléctricos en España, en elperíodo2005‐2010, seha financiado con fondosobtenidosmediante la ventadeactivos, esdecir,mediante laobtenciónde fondosextraordinarios.Enelperíodo2004‐2010, las empresas de Unesa invirtieron 33.732 M€, aumentando suendeudamiento financiero en 24.114 M€ y desinvirtiendo en activos noestratégicos(4.008M€).

Activo

Relacionado con esta variable, resulta de interés analizar la evolución del activomaterial y del inmaterial. En este sentido, el activomaterial del conjunto de lascuatrogeneradorasaumentaprogresivamenteparaelperiodoestudiado.

Elmayorcrecimientoseproduce,denuevo,enIberdrola,conunapendientemuysuperior al resto. Endesa experimenta un crecimiento continuado en el tiempopero con mayor volatilidad. En GN se aprecia un crecimiento constante,especialmente entre 2008 y 2009 (cuando GN adquirió UF), estabilizándose apartirdedichoaño.EnUFseapreciauncrecimientoleve.EnREEelactivomaterialpareceestableeneltiempoconunleveincremento.

GRÁFICO39.Activomaterial(millonesdeeuros)



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Porsuparte,elactivoinmaterialdelconjuntodelascuatrogeneradorasmuestrauna tendencia creciente generalizada, resaltando el incremento que se da entre2006‐2009, para a partir de 2010 estabilizarse su valor. Este incremento puededeberse en gran parte a la incorporación de las TICs en el sector y a lamodernizacióndelasredeseléctricas.

Iberdrola,desdepocoantesdel2006,experimentauncrecimientomuyacentuadoenlapartidadeactivoinmaterial.Endesaexperimentauncrecimientomásintensoenelperiodo1998‐2000,elcualsemoderaapartirdedichoaño.EnUFelactivoinmaterial crece, pero de manera más moderada. GN también presenta uncrecimiento moderado hasta 2008, año en el que se incrementa de maneraconsiderable. En REE el activo inmaterial parecemuy estable en tiempo con unleveincremento.

GRÁFICO40.Activoinmaterial(millonesdeeuros)


Activocorriente90

Porsuparte, losrecursoslíquidos(Cash‐Flow libre)generados,nohanpermitidoacometerlasinversionesdelaactividad,debidoaquehantenidoquefinanciareldéficit de tarifa, lo que ha supuesto el 45%del EBITDAde la actividad eléctricaespañola. Por ello, relacionado con el déficit de tarifa, es interesante analizar elactivocorrienteyaqueeslapartidadelactivoqueincluyeestapartida.

Elactivocorrientedelconjuntodelascuatrogeneradorasmuestraunatendenciacrecientegeneralizada,siendodichocrecimientomásacentuadoentre2006‐2007.A partir de 2010 disminuye levemente hasta estabilizarse. Se observa queIberdrola,EndesayGNhanidoaumentandopaulatinamentesusactivoscorrientes,aunqueenel casode Iberdrola seobservaunadisminuciónapartirde2010.EnIberdrolaseapreciauncrecimientodemuyacentuadoenelperiodo2005‐2010y90Deacuerdocon losestadoscontablespresentadosa laCNMV,elactivocorrienteestá formadopor losactivosnocorrientesmantenidospara laventa,existencias,deudorescomercialesyotrascuentas a cobrar, inversiones en empresas del grupo y asociadas a corto plazo, inversionesfinancieras a corto plazo, periodificaciones a corto plazo y efectivo y otros activos líquidosequivalentes.


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en GN en el periodo 2007‐2010. En Endesa se observan dos periodos decrecimientoen2006‐2007y2009‐2011.EnUniónFenosa,porsuparte,seobservaunatendenciamásestableeneltiempohasta2007.DestacaelcasodeREEenelque sus activos corrientes han permanecido prácticamente en el mismo niveldesde1993.

GRÁFICO41.Activocorriente(millonesdeeuros)


Deudafinanciera

Encuantoaladeudafinanciera,esimportantesepararladeudaacortoplazo(c/p)ydeudaalargoplazo(l/p).Ladeudaac/pdelconjuntodelasgeneradorasfluctúaenelperiodoestudiado.Existeunimportanteperiododecrecimientoescalonadodesde 1996 hasta 2002, año en el que comenzó a disminuir hasta alcanzar sumínimovaloren2006.Sinembargo,apartirdeahídenuevocreciófuertemente,alcanzando el máximo en 2008 para posteriormente adoptar una tendenciadecrecienteconfluctuaciones.

Ladeudaac/pde Iberdrolasufrióun incremento fuerteen2006prolongándoseéstehastael2008,añoapartirdelcualhadisminuidoprogresivamente.Elpatrónque las cuatro empresas restantes han seguido es el de un aumento anual demaneramenosintensa.

GRÁFICO42.Deudaacortoplazo(millonesdeeuros)



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Encuantoaladeudaal/pdelconjuntodelasgeneradorassemantieneennivelesestableshasta1997paracrecerhastael2001.Apartirdeahídisminuyehastael2006, año a partir del cual sufre un importante incremento del endeudamientohastaelaño2009dondealcanzasumáximo.

El incrementodedeudaa l/pquesufreIberdrolaesmuyelevadoenelaño2006creciendocontinuamentehastael año2011momentoenelque comienzaa caerligeramente. Endesa también sufre un aumento considerable hasta 2006, sinembargo, a partir del 2007 la deuda a l/p comienza a descender. El mayorincremento en GN se produjo en 2008, manteniéndose constante a partir deentonces.TantoUFcomoREEmantienenunadeudaal/pquecrecelentamente.

GRÁFICO43.Deudaalargoplazo(millonesdeeuros)


Parte de este incremento de la deuda, en concreto la deuda a largo plazo, y enespecialapartirde2008‐2009,puededebersealanecesidaddefinanciacióndelasempresascomoconsecuenciadeundéficitdetarifaelevado,quenoseconvertíaenefectivoyquelasempresasdebíandefinanciar.

Gastosfinancieros

Estamanera de financiarse de las empresas, les supone incurrir en unos gastosfinancieros. La evolución de esta variable esmás compleja que las demás, en lamedidaenquenosólodependedelgradodeendeudamiento,sinodelostiposdeinterésdelmercado,delriesgoquevealaentidadfinancieraenlacompañía,segúnseasuestructuradefondospropiosyfondosajenos,etc.


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GRÁFICO44.Gastosfinancieros(millonesdeeuros)


Alaluzdelosgráficosanteriores,sepuededecirqueparaelconjuntodelascuatrogeneradorasseobservaquesealternanperiodosdeincrementoydedisminución.Entreloslapsosdetiempoenquelosgastosfinancierosdisminuyeron,sepuedendestacar los periodos 1993‐1998 y 2002‐2004. Por su parte, entre 1998‐2002 y2006‐2008losgastosfinancierosaumentaronnotablemente.Apartirde2008,sehaproducidouncrecimientomásmoderado.

LosgastosfinancierosenIberdrolaaumentarondesde2000.Endesaporsuparte,sufrió una subida fuerte en torno al período 1997‐1998; a partir de 2000 bajóhasta 2007, aproximadamente, momento a partir del cual vuelve a crecer demanera moderada hasta el año 2009 momento a partir del cual vuelve a caerligeramente.GNsufrióunleveaumentoenestapartida,conlaexcepciónde2008,cuando el que el crecimiento fue muy intenso. En UF la variable permanecesestableconunligerocrecimientohasta2002,añoenelqueempezóadisminuir.EnREE los gastos financieros permanecen mucho más estables pese a crecerligeramente.

Enrelaciónaladeuda,tambiénesinteresanteanalizarelratioquemidelarelacióngastosfinancierosentredeuda(costedeladeuda).

GRÁFICO45.Costedeladeuda(gastosfinancieros/deuda)



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Encuantoalcostedeladeudadelconjuntodelasgeneradorasseobservaquetrasalcanzarsumáximoen1993,disminuyódrásticamentehasta1999,añoapartirdelcualvolvióacrecer,hasta2002.Enañosposterioreselcostedeladeudaseredujohastaelaño2006produciéndoseunpicoenelaño2008yalcanzandoelmínimoen2011,peroapartirdeahícomenzóacrecerlevemente.

ParaUFelcostedeladeudatieneunatendenciaengeneraldecreciente,existiendoun leve crecimiento entre 2000‐2002. Por su parte, Iberdrola ha experimentadouna reducción en el coste de la deuda hasta 1999, estabilizándose en valoressimilaresapartirdel2000.EncuantoalcostedeladeudadeEndesadecrecehasta1997,habiendosubidasybajadashastaelaño2010,añoapartirdelcualcomienzaaaumentardichocoste.GNtieneuncostedeladeudaqueflúctuaperoengeneraldecreciente. Sin embargo, se observa un importante crecimiento del coste entre1999‐2002.ElcostedeladeudadeREEesdecrecientehastaelaño2010,apartirdeahíseestabiliza.

Debidoalavariableanterior,sepuedeconcluirque,dadoquelasvariablesgastosfinancieros y deuda, tanto a c/p como a l/p, seguían una tendencia creciente, elhechodeque lavariable costede ladeudadisminuya,esdebidoaquenoexisteuna relación de proporcionalidad entre gastos financieros y deuda, es decir, elcostede lafinanciaciónde ladeudacrecemenosque lapropiadeuda.Quizásseaeste el motivo, por el que las empresas hayan preferido financiarse con fondosajenos,enlugardehacerloconfondospropios.

Ratiodeapalancamiento

Es importante señalar, que es deseable que las empresas elijan la estructurafinancieraentre fondospropiosydeudaquemaximiceelvalordemercadode laempresa.Enestesentidoelratiodeapalancamiento,calculadocomolaproporciónquesuponeladeudasobrelasumadevalordeladeudamáselvalordemercadodelasacciones(deuda/(capitalización+deuda)),paracadaañodelperíodo1995‐2005,muestraunelevadoendeudamientodelasempresasdeUNESA.Apartirde2002, laproporcióndedeudasiguióuna tendenciadecreciente,debida,enciertamedida,alcomportamientoalalzadelacotización.

Encuantoalapalancamientodelconjuntodelasgeneradoras,seobservaunclaroperiododeimportantecrecimientoentre1996y2001.Porotraparte,apartirde2001disminuyófuertementeconfluctuacioneshastaelaño2012.

EsteratiotieneunamarcadatendenciadecrecienteparaUF,salvoparaelperiodo1999‐2003enelquecreció.EnGNelratiosemantuvoestablehastaelaño2000apartir del cual sufrió una caída hasta el año 2003, manteniéndose en valoresestableshastaqueaumentósignificativamenteentre2007y2010,alcanzandosumáximoenesteúltimoaño.

Para Endesa el ratio fluctuó, mostrando significativos periodos de disminuciónentre 1991‐1997, 2002‐2003 y 2006‐2008, y de aumento entre 1999‐2002,


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manteniendoesasfluctuacionesenposterioresañosenvaloressimilaresa losde2008.EncuantoaIberdrolaelratioseredujofuertementeenlosperiodos1994‐1996 y 2006‐2007, posteriormente el ratio creció hasta 2009momento en quevuelve a caer. Por último, REE muestra una tendencia creciente especialmenteentre2000‐2002,apartirdelcualsemoderay tiene fluctuacionesperocontinúacreciendo.

GRÁFICO46.Ratiodeapalancamiento


A la luzde losgráficosanteriores, seobservaqueduranteelperíodo1998‐2007aproximadamente, la deuda dentro de la estructura de fondos de la empresa(ajenos y propios) ha aumentado de manera muy considerable. Sin embargo, apartirdeliniciodelacrisissedetectaunaligeratendenciaareducirlafinanciaciónajena, frentea los fondospropios.Noobstanteestaevoluciónnoseha logradoatravésdeunareduccióndeladeudaquecomosehaobservado,tiendeaaumentar,sinoalaumentodelosfondospropios.Enestesentido,cabedestacarlatendenciaal reparto de dividendos vía scrip dividend, que tienden a tener una granaceptaciónentrelosaccionistasysuponeunaumentodecapitaldelasempresas,conunmenorrepartodedinero.

Alaluzdetodoloanterior,sepuedeconcluirquelasempresashanaumentadodeunamaneramuy llamativa su financiación de terceros, lo que en un entorno dereducidos tipos de interés, puede resultar positivo, frente a una remuneraciónsuperior a los fondos propios; pero que puede ser una clara debilidad en unentornocomoelactual.AunqueseobservaelcomportamientodeempresascomoIberdrola y Endesa, que han realizado un importante esfuerzo de reducción dedeudayhanampliadocapitalpropio,enespecialIberdrola.

En este sentido, se ha observado, desde el inicio de la crisis, una tendenciageneralizadaalareduccióndelapalancamientofinanciero,demaneraqueanteunpanoramademenoresventas,disminuyanlospagosporlafinanciación.

Esmás,sehaobservadocómoapesardelosacontecimientos,deunarentabilidadsobreactivosdecrecienteporlascondicionesdelentorno,sesigueinvirtiendoen


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infraestructurasmaterialeseinmateriales,quepermitengarantizarelservicioylacalidaddelmismo.Sinembargo,en2013 laseléctricashanreducido la inversiónen España, a causa de la reforma del sector eléctrico pero han incrementado lainversiónenotrospaíses.Tambiénsepuedeconcluirquelaslaboresdebúsquedade financiaciónhan sidopositivas y les hanpermitido obtenerunas condicionesfavorables.

En este sentido, la existencia de un creciente déficit de tarifa, que debe de serfinanciado apenas por seis empresas, aun cuando sean relativamente grandes,implica una carga económica, que asumen por obligación legal, pero que lessupone una carga económico‐financiera. La titulización del déficit de tarifa haaligeradoelpesoquelasgrandeseléctricasestabansoportando.

4.2. BrevecomparaciónconEuropa

Enprimer lugar, convieneseñalarque la rentabilidadque lasempresasobtienenporlosactivoseléctricosnacionalesestápordebajodelpromedioderentabilidaddelasempresaseuropeasporsusactivos.Ellopuedeexplicarseporlaincapacidadde las compañías eléctricasde generarmayores ingresos, debido, enparte, a losreducidos precios de la electricidad en el mercado, así como a la reducidaretribucióndeladistribuciónydelosactivosinfrautilizados.Todosestosfactoresconllevanunacomplicadarecuperacióndelasinversiones.

SegúndiversosestudiosdeEurelectric,queanalizanelsectoreléctricoeuropeo,elaumentodelaprimaderiesgodeladeuda,hallevadoaquelasempresaseléctricastenganquepagarmayorestasasporelcostede ladeuda.Sinembargo,almismotiempo, la creciente deuda y la fuerte caída de la valoración delmercado de sucapitalhancambiadolaestructurafinancieradelasempresas.

Lasempresaseléctricaseuropeasnohanconseguidoreducirsuvolumendedeuda.Sinembargo,loscostesdeladeudasevenafectadosdemanerasignificativaporlacrisis de confianza en los mercados de capitales, ya que han tenido que pagarmayorestiposdeinterés.

En1997,enpromedio,ladeudafueequivalenteal90%delcapital,mientrasqueen2004 la deuda alcanzó el 114% del capital. En 2006, la estructura de capitalpromedio para las empresas fue de 80% de fondos propios, el 20% de fondosajenos.En2008,laestructuradecapitalpromediofuede60%defondospropiosyel 40% de fondos ajenos. A finales de 2009, esta estructura de capital se habíacambiadoal50%defondospropiosyel50%defondosajenos.Semantuvomásomenos igual en el tercer trimestre de 2011, a pesar del esfuerzo realizado parareducirlasdeudas.

Tras el empeoramiento de las condiciones financieras en 2008 se observa unaumento de la relación deuda/capital. En el sector eléctrico se observa unatendencia sostenida al aumento de la deuda desde 2006. Sin embargo, 2009 sepresentaunalevemejoría,yaquehantratadodereducirsuratiodedeuda.Elratio


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de deuda/capital está muy relacionado con el aumento en el gasto de capitalexigido al sector. El esfuerzo inversor, ha mostrado una tendencia crecientecontinuadesdeelaño2006,quesóloempiezaadisminuiren2009.Apesardeestaligerareducciónen2009,larelacióndeuda/capitalsiguesiendodelasmásaltasenlossectoresindustriales,comoresultadodeloselevadoscompromisosdegastodecapitalydeserunsectormuyintensivoencapital.

Como conclusión se puede decir que se detecta una clara debilidad financiera einversora, ésta última debido a la caída de la remuneración de la actividad, enespecial.

4.3. Impactodelasituacióneconómica‐financierasobrelascotizacionesdelasempresas

El conjunto de empresas analizadas91 que intervienen en el sector eléctricosuponencasiel20%delacapitalizacióntotalactualdelIBEX‐35.Delasprincipalescompañías eléctricas españolas, E.ONyEDP‐HC, no cotizanen la bolsa española,porloquedichascotizacionesseanalizanenlaevolucióndelascotizacionesdelasempresasinternacionales.

Sepuedeconcluirque laevoluciónde losdiferentes índicesbursátileshasufridograndesvariaciones.EsdedestacarquelatendenciadelDAXXETRAnopresentauna elevada correlación con el IBEX‐35, mientras que con los demás índicescomparados,muestraunamayorcorrelaciónpositivaymuyespecialmenteconelAEXAmsterdam.

El siguiente gráfico muestra la evolución de las cotizaciones de las principalescompañíaseléctricasespañolasdesdeeliniciodelacrisis.

91 En el análisis previo se incluían: GasNatural, Iberdrola, Endesa,Unión Fenosa y REE. En esteapartado se incluye Enel Green Power, que también cotiza en España, Abengoa y Acciona. Éstasúltimasporquetienennegocioderenovablesaunquenosoneléctricastradicionales.


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GRÁFICO47.Evolucióndelacotizacióndelaseléctricasespañolas(€)

Nota:Iberdrolarealizaunsplit4x1el8/10/2007.Losdatosestánhomogeneizados.Unión Fenosa realiza un split 3×1 el 14/07/2008. Los datos están homogeneizados. Unión Fenosa deja decotizarenBolsael7deseptiembrede2009.Fuente:elaboraciónpropia.

La rentabilidad anual para los accionistas desde el año 1994, de las principalescompañíasespañolasenbolsa,sepresentanenlasiguientetabla.

TABLA14.Evolucióndelasrentabilidadesdelasempresaseléctricas

Abengoa Acciona Endesa GNF Iberdrola REE

UniónFenosa

29/12/1995 ‐28% 28% 67% 37% 33%

31/12/1996 49% 34% 60% 65% 91%

31/12/1997 63% 149% 17% 5% 9% 5%

30/12/1998 67% 180% 39% 96% 33% 68%

30/12/1999 ‐1% ‐20% ‐13% ‐26% ‐14% 17%

29/12/2000 44% ‐30% ‐8% ‐15% ‐3% 67% 13%

28/12/2001 ‐19% 5% ‐3% ‐4% 10% 3% ‐7%

30/12/2002 ‐19% ‐4% ‐37% ‐3% ‐9% ‐8% ‐31%

30/12/2003 3% 23% 37% 3% 17% 35% 19%

30/12/2004 26% 35% 13% 23% 19% 27% 30%

30/12/2005 71% 45% 29% 4% 23% 59% 62%

29/12/2006 124% 49% 61% 27% 44% 24% 19%

28/12/2007 ‐13% 54% 1% 33% 26% 33% 23%

30/12/2008 ‐51% ‐59% ‐21% ‐52% ‐37% ‐17% 15%

30/12/2009 92% 2% ‐16% ‐22% 2% 8% ‐100%

30/12/2010 ‐19% ‐42% ‐19% ‐24% ‐13% ‐9%

30/12/2011 ‐11% 26% ‐18% 15% ‐16% ‐6%

31/12/2012 ‐85% ‐16% 6% 2% ‐13% 13%

02/01/2013 ‐9% ‐26% 38% 38% 10% 30%

04/01/2014 4% 33% ‐35% 9% 18% 45%


0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

0,010,020,030,040,050,060,070,080,0

Abengoa Endesa EnelGreenPower

GasNaturalFenosa Iberdrola REE

Acciona(ejesecundario)


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Alaluzdelosdatos,seobservaqueexisteunagranvariabilidaddelarentabilidadbursátildelascompañías.Ellosedebeengranmedidanosóloalapropiasituacióndelacompañíaydelademandaeléctrica,sinoaotrosfactores,entrelosqueyasehadestacadolaincertidumbreregulatoria.

En todo caso, se puede decir sin riesgo a equivocarse, que la evolución de lacotizacióndelaseléctricasy,comoconsecuencia,desurentabilidadnoesajenaalentorno económico. Comomuestra, 2008, 2010 y 2011 cerraron las cuentas ennegativo.Tambiénescierto,quelasituacióndeunarentabilidaddecrecientedelaactividad(ROA)enlosúltimosaños,nofavorecenunamejorcotización.

Dadoquelosinversores,ademásdefijarseenlacotizacióndelasaccionesponenespecialatenciónen losresultadoseconómico‐financierosparadecidirsi invertirenunaempresaono,seríaconvenientecalcularelratiodevaloracióndecadaunadelasempresas.

Por otro lado, se podría estimar un modelo que determine en qué medida lascotizaciones de la acciones están determinadas por los resultados económicofinancierosmásrelevantesdelaempresayenquémedidaestándeterminadasporlaevolucióndelvalordemercadodetodoelsectoreléctrico,delIBEXydelacrisisfinanciera.

Comosepuedeobservar,IberdrolayREEhanmantenidomayorestabilidadenlascotizaciones,alejándoseenciertamedidade lagranvolatilidadqueha imperadoenlosmercadosdesdeeliniciodelacrisis92.

Endesa, Abengoa y Gas Natural Fenosa muestran una tendencia más errática,aunque seobservaque la caídade finalesde2008 también les afectó.Otro casodiferenteeseldeAcciona,cuyaevoluciónparecemostrarunaelevadacorrelaciónconlaevolucióndelosmercados,comosepuededetectaralcompararlatendenciadedichacompañíajuntoconladelIBEX‐35.

LacorrelaciónquemuestralaevolucióndelascotizacionesdeIberdrola,EndesayGasNaturalFenosaespositivaymuyelevada,noasílacorrelaciónconREEqueespositivaperodébil(0,27),loqueenprincipiosedeberáaqueREEesunaempresadedicadaal transportedeelectricidad,actividadquesevemenosafectadapor laincertidumbreregulatoriaycuyaestructurasocietariaesdiferente,alpertenecerun20%alaSEPI.

Si se ponen en comparación los datos de las empresas españolas con lasprincipalescompañíaseuropeas,seobservaqueenlamayorpartedelasmismas,tanto españolas como europeas se ha producido una evolución similar. En 2007subieronlascotizaciones,paracomenzar,en2008unarápidasendabajista,queen

92 En este estudio se considera que la fecha de inicio de la crisis se produjo con la Bancarrota deLehmannBrothersel15deseptiembrede2008.


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casos comoRWEe Iberdrola ha sidomenos abrupta, pero larga en el tiempo, alhabersufridounamenorreduccióninicial.

DestacalavariabilidaddeREE,muyreducidayladeEnelGreenPower,denuevounaempresaconelevadaparticipaciónpública.Porsuparte,E.ON,amediadosde2008realizóunSplit,3x1,quellevólacotizaciónaunnivelmuyreducido,dondesehamantenidoconciertaestabilidad.

Cabedestacarquelapresenciadegrupos,grandesaccionistasenlasempresasnosongarantíadeelevadasvolatilidades,oenestecasodeimportantesreducciones,nisiquieraloeslaparticipaciónpúblicaenlasempresas.

En la siguiente tabla se recogen varios parámetros para el año 2013; como elnúmerodeaccionesa31dediciembre,obtenidodelosinformesanualesdecadaaño; y la capitalización bursátil calculada como el número de acciones por lacotizacióndelaacciónafinaldeaño.

TABLA15.Capitalizaciónbursátildelasprincipalescompañíaseléctricasdelpaís(2013)

Compañía Cotización28/12/2013

Nºdeacciones

CapitalizaciónBursátil

Potenciainstalada(MW)

ProducciónEléctricaGWh

Capitalización/Potencia Capitalización/Producción

Abengoa1 2,18 839.769.720 1.830.697.989,6 743,0 5.700,0 2.463.927,31 321.175,09

Acciona1 41,76 57.259.550 2.391.158.808,0 8.461,0 22.404,0 282.609,48 106.729,10

EDPHC NocotizaenEspaña

Endesa 23,3 1.058.752.117 24.668.924.326,1 39.562,0 134.238,0 623.550,99 183.770,05

EnelGreenPower Lamismaquelacompañíaitaliana

E.ON NocotizaenEspaña

GasNaturalFenosa 18,695 1.000.689.341 18.707.887.230,0 15.519,0 55.978,0 1.205.482,78 334.200,71

Iberdrola 4,635 6.239.975.000 28.922.284.125,0 45.009,0 136.347,0 642.588,91 212.122,63

REE 48,5 135.270.000 6.560.595.000,0 ‐ ‐ ‐ ‐

Nota1:Ambasempresasgestionancentrosdeproduccióneléctrica,sinembargo, lascifrasdecapitalización/potenciayproducción,notieneencuentaquesededicanaotrasmuchasactividadesquelameraproduccióneléctrica.

Fuente:elaboraciónpropiaapartirdeAbengoa,Acciona,Endesa,GasNaturalFenosa,IberdrolayREE;2013.

En base a los datos de capitalización, se han obtenido otros dos parámetros, lacapitalizaciónversus lapotenciainstaladaylacapitalizaciónversuslaproducción.SeobservaqueEndesamuestraunosratiosinferioresaIberdrolayaGasNaturalFenosa, lo que podría traducirse por una menor eficiencia en la gestión de susactivos.

No obstante, los datos referentes a la capitalización bursátil no son per séindicadores claros de la situación de la empresas, como ya se ha comentado. Lasituación económica general también ha afectado a este sector, así como lasdecisiones políticas que se materializan vía órdenes, reales decretos o decretosleyes.


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Eneste sentido,uneventualanunciode rescatea laEconomíaespañola,hubieraperjudicado lacotizacióndeestasempresaseléctricascomolohizo lanoticiadeldéficitde2013olanoasunciónde3.600millonesenlosPresupuestosGenerales;independientementedelosresultadosquepresenten,locualhacepensarquecadavezmás,losmercadosofrecenvaloresdelasempresaslejanosdelarealidad.

Apesardequelaseléctricasespañolassesitúanentrelasmásgrandesdelmundopor capitalización y volumen de beneficios, el impacto de la reforma eléctricapodríaperjudicarsuposiciónenelrankingmundial,alocasionarundeteriorodesusbeneficios.EsmáscadadecisiónqueadoptaelGobierno,tieneunarepercusióncasi inmediata en la cotización. El siguiente gráfico muestra la evolución de lacapitalizaciónbursátilalolargodemásdedosdécadas.

GRÁFICO48.Evolucióndelacapitalizaciónbursátil


Tambiéncabeseñalarqueeltamañodelmercadoesunfactordegranimportancia.Las compañías que aquí se han analizado se han internacionalizado. Elmercadoibérico es “limitado”; debido a que la capacidad de interconexión es inferior alobjetivocomunitariodel10%conFrancia.Encualquiercaso,debeseñalarsequeelmercadorelevante,enparticularaefectosestratégicoseselmercadoeuropeo.

Porlotanto,losanunciosimprevistosqueafectanalaretribucióndelasempresas,suponenuncastigoalaseléctricas,reflejándoseenbajadasdesucotización,loquesuponeuna reducciónde su capitalizaciónbursátil. Para completar este análisis,resultadeinteréspresentarlosdatosdecompañíaseuropeas.


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TABLA16.CapitalizaciónbursátildelasprincipalescompañíaseléctricasdelaUE(2013)

País Compañía Cotización28/12/2013 Nºdeacciones CapitalizaciónBursátil

AlemaniaE.ON 13,41 1.906.000.000 25.559.460.000,0

RWE 26,6 614.745.499 16.352.230.273,4

FranciaEDF 25,68 1.860.008.468 47.765.017.458,2

GDF‐Suez 17,095 2.412.824.089 41.247.227.801,5

ItaliaEnel 3,174 9.403.357.795 29.846.257.641,3

EnelGreenPower 1,802 5.000.000.000 9.010.000.000,0

Portugal EDP 2,67 3.656.537.715 9.762.955.699,1

ReinoUnido SSE 16,62 965.500.000 16.046.610.000,0

Fuente:elaboraciónpropiaapartirdeE.ON,RWE,EDF,GDF‐Suez,Enel,EnelGreenPower,EDPySSE;2013.

En esta comparación se puede decir que las compañías extranjeras con las quecompiten, por capitalización no son mucho más grandes que las grandescompañías españolas. Evidentemente, el tamaño de las compañías tambiéndependedeltamañodelmercadoalqueatiendenenorigen,aunqueessabidoquelas compañías están siguiendo un proceso de internacionalización importantedebido a la tendencia a la globalización de la economía mundial y, en el casoespañol,alanecesidad.


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5. CONCLUSIONES

El sector eléctrico es fundamental para la economía, hasta el punto de que escomplicadoexplicarlosavancesdelasociedad,sinhacerreferenciaaldesarrolloyaloscambiosquehaexperimentadoalolargodelasúltimasdécadas,tantoenelcampotecnológicocomoenelregulatorio,entreotros.

Genera empleo, con sus consecuentes rentas en forma de salarios; procesos deinversiónybeneficios.Además,laelectricidad,inputfundamentaldelaeconomía,es empleada por consumidores industriales como materia prima y porconsumidores domésticos como producto final. Por este motivo, el coste de lamismaesunaspectofundamentalquehayqueconsiderar.

Sinembargo,enlaactualidad,elsectorseenfrentaaunaseriederetosquedeberáafrontarenlospróximosaños,dondeelpapeldelaregulaciónesprimordial,parapermitiruncorrectodesarrollo.

Alolargodeestedocumentoseharealizadounanálisisdelasituaciónactualdelsector.Enprimerlugarsehahechoreferenciaalparquegenerador.Elpaíscuentaconunparquediversificado,quehainvertidomuchodurantelaúltimadécadaparalograrcumplirconlosobjetivosdeenergíasrenovablesestablecidosenelpaqueteEnergía‐clima (20/20/20), de un 20% de energía procedente de fuentesrenovablesen2020.

En esteproceso inversor, también sepuededestacar la evoluciónde la potenciainstaladaen ciclos combinados.Esta tecnología, con reducidasemisionesdeGEI,ha permitido avanzar hacia unmix energético bajo en carbono y ha sustituido,juntoconlasfuentesrenovableslageneracióneléctricaconfuel,combustiblemáscontaminante y cuyos precios están sometidos a una mayor volatilidad de losmercados.

Sinembargo,eliniciodelacrisis,haidoacompañadodeunacaídadelademanda,quejuntoconunamayorpenetracióndelasrenovables,entreotros,haocasionadounamenor utilización de los ciclos combinados, que en la actualidad funcionanparacubrirpicosdedemanda (menosde1.000horasanuales, frentea las4.000que llegaron a funcionar como promedio en 2008). Destaca en este período elhecho de que haya aumentado la producción con carbón, fuente energéticamáscontaminante. Debido al exceso de capacidad existente, se plantea como posiblesolución la hibernación de las instalaciones de generación eléctrica con cicloscombinados.

A lo largo de los últimos años, además de cambios en la estructura del parqueeléctrico, también se han producido cambios que afectan a la organización delsector.La liberalizacióndel sectoreléctrico, supuso laentradadenuevas figurasque hasta esemomento no existían, como forma de dar respuesta a los nuevosretos que se presentaban. Se puede destacar la aparición de la figura delcomercializador,comoagenteintermediarioquepermitióalconsumidorsepararse


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de susuministrador tradicional.Paraello se requirióeldesarrollodenormativa,que comenzó con la Ley 54/1997 y que también promovía la desintegraciónverticaldelasempresas.

Sin embargo, donde realmente se ha producido un cambio es en el número deagentes que participan. Como se ha comentado con anterioridad, más de 1.500agentes se dedican a actividades relacionadas con la producción, transporte,distribuciónycomercializacióndeelectricidad.

Este desarrollo ha permitido, que el poder de mercado que hasta antes de laliberalizaciónestaba concentradoenunnúmero reducidodeagentes, integradosverticalmente, pase a estar repartido en unmayor número de ellos.Muestra deestaevoluciónesqueelHHIseencuentreenlaactualidaden1.400.

Las empresas que desde inicios del nuevo siglo habían seguido una tendenciainversora,hanvistocomolacrisiseconómica,laentradaenfuncionamientodelosciclos combinados y de las nuevas instalaciones de energías renovables hangenerado un exceso de capacidad, que acompañado con reducciones de laremuneraciónde las actividadeso limitaciones a su aumento,demaneraquenorepercutanegativamenteenlosconsumidores,hasupuestounacaídadelascifrasdenegociodelasempresas.

Se puede destacar que parte de esta caída se ha visto limitada por lainternacionalizacióndelaactividaddelasempresas,queapesardehabersidounarespuestaaunescenariomáscompetitivoyglobalizado,hapermitidocompensarlacaídadelosingresos.

Entodocaso,sedebeseñalarquelarentabilidaddelaactividadquesedesarrollaenEspaña,seencuentrapordebajodelcostemediodelcapital,loquesuponeunareducción del valor que aporta la actividad, dificultando la inversión en nuevosequiposy/osumodernización.

Esto, en el corto plazo no parece que tenga una repercusión considerable. Noobstante, en el largo plazo, puede suponer una ralentización en lamejora de lacalidaddel servicioeléctrico,queapesardeserbuena,distade la situaciónqueexisteenotrospaíses.

A su vez, esta situación unida a un entorno normativo que genera importantesincertidumbres, puede tener repercusión en la cotización de las empresas, asícomo en la capacidad de lasmismas de atraer fondos nacionales y, en especial,internacionales, necesarios para mantener la calidad del servicio, así como eldesarrollo tecnológico y de un mix eléctrico equilibrado, y que es una de lascaracterísticasdelsistemaeléctricoespañol.

Por lo tanto, se puede concluir que la situación económica‐financiera de lasempresas presenta una rentabilidad decreciente, con un relativo elevadoendeudamiento, lo que reduce el valor económico de las compañías, que ven


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compensadapartedesumenorrentabilidadporelnegocioenEspaña,graciasasuelevadogradodeinternacionalización.

Sinembargo, lasituaciónexistentenosóloafectaalasempresaseléctricas.Nosedebedeolvidarquelaelectricidadesun input fundamental,tantoparalacalidaddevidacomoparalaactividadindustrial.

Enestesentido,elconsumoenergéticoenloshogareshapasadoderepresentarun7%delgastototalen2006,aalcanzarel9,3%en2012.Elgastoenelectricidadesel queha supuesto elmayor incremento,pasandodel1,5%en2006al2,7%delgasto total en 2012. Este nivel de aumento supone un perjuicio para aquelloshogares con menos recursos, algunos de los cuales, cumpliendo determinadascaracterísticaspuedenaccederalbonosocial.

Sibiensetiendeapensarquelaelasticidadpreciodelaelectricidadesreducida,estoseplanteamásengrandesconsumidores,dadoqueenelcasodeloshogares,unaumentodelpreciodelaelectricidadtiendeasuponerunusomáseficientedelamisma.

Por su parte, en el caso del consumo energético empresarial, los altos costesenergéticossoportadosporlasempresasespañolasyvascassehanconvertidoenunobstáculoparacompetirenunmercadoglobal.

Alolargodelosúltimosaños,elpreciodelaelectricidadhaaumentado,tantoparalos consumidores domésticos como para los industriales. No obstante, dichosaumentosnohanpermitidoquesecubrierael100%deloscostesdelsuministroeléctrico;loquellevóalaexistenciadedéficitdeingresos,quealcanzócifrasmuyelevadas. Ante esta situación, el Gobierno fue desarrollando normativa, queculminóconlapropuestadereforma,planteadaen2013.

Alaluzdelasituaciónydelosdatosanalizados,parecequeesteproblemapodríahaberse resuelto si la Administración no hubiera hecho recaer sobre el sectoreléctricolacargaquesuponenmedidasdecaráctermedioambiental(promociónalas energías renovables), sociales (subvenciones al carbón), sectoriales(interrumpibilidad)yterritoriales(compensacionesextrapeninsulares),quenoledeberíanserpropias,sinogubernamentales.

Lospróximosañosseránfundamentalesparaversilanuevanormativaescapazderesolverlosproblemasalosqueseenfrentaelsector,demaneraquepuedaseguirsiendo una actividad productiva, eficiente, generadora de empleo estable y decalidad, que ofrezca a sus clientes un producto en unas condiciones de servicio,calidadyprecio,requeridoparaeldesarrolloindustrialcompetitivoylacalidaddevidadelosciudadanos.


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Docum

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7. ANEXO

DEFINICIONES

ROA

ROA: returnonassets, es la rentabilidadde los activos, la tasa de retornode losactivos.

ROA=EBIT/valornetodelosactivos

Estavariablemide la relaciónentre el beneficiodeundeterminadoperiodoy elactivo total. Mide laeficiencia de los activos totalesde una empresa, conindependenciadelasfuentesdefinanciaciónempleadas.

Valornetodelosactivos=activosmaterial+activosinmaterial+activosfinancieros

Costedeladeuda

Costedeladeuda=gastosfinancieros/deuda(proxi)

Ratiodeapalancamiento

Ratiodeapalancamiento:D/(D+E)

D:recursosajenos(pasivocorriente+pasivonocorriente)

E:valordemercadodelasacciones93

Esfuerzoinversor

Esfuerzoinversor=Inversiónmaterial(CAPEX)/EBITDA

Capitalinvertido

Capitalinvertido=activosinmateriales+activosmateriales+fondodemaniobra

93Enlugardelacapitalizaciónpuedeemplearseelvalordelosfondospropios.


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AUTORES

EloyÁlvarezPelegry

Doctor Ingeniero deMinas por la ETSIMinas deMadrid, licenciado en CienciasEconómicas y Empresariales por la UCM y diplomado en Business Studies porLondon School of Economics. Es director de la Cátedra de Energía de Orkestra‐Instituto Vasco de Competitividad, Fundación Deusto y Académico de la RealAcademiadeIngeniería.De1989a2009trabajóenelGrupoUniónFenosa,dondefuedirectorMedioambienteeI+DydePlanificaciónyControl;asícomosecretariogeneral de Unión Fenosa Gas. Ha sido profesor asociado en la ETSI Minas deMadridyenlaUCM,ydirectoracadémicodelClubEspañoldelaEnergía.

AnaCarmenDíazMendoza

Doctora en Economía por La Universidad del País Vasco y Posgradointeruniversitario en Finanzas Cuantitativas por la Universidad del País Vasco,Universidad de Valencia y Universidad Complutense de Madrid. Licenciada enEconomía por la Universidad del País Vasco (UPV), especialidad OrganizaciónIndustrial. Actualmente trabaja como investigadora en la Cátedra de Energía deOrkestra. Ha realizado estancias en la Universidad Complutense de Madrid yUniversidad Carlos III de Madrid. También ha trabajado como ayudante deinvestigación y profesora en el Departamento de Fundamentos de AnálisisEconómicoII(UPV)yenelDepartamentoEconomíaAplicadaV(UPV).HaformadopartedevariosgruposdeinvestigacióndelaUPV.

MacarenaLarreaBasterra

DoctoraenPromociónyDesarrollodeEmpresasporlaUPVyMásterenGestióndeEmpresas Marítimo Portuarias. Licenciada en Administración y Dirección deEmpresas por la Universidad Comercial de Deusto, especialidad de Logística yTecnología. Es investigadora en la Cátedra de Energía de Orkestra, habiendotrabajado,entreotros,enlaCátedradeEstudiosInternacionalesdelaUPV(Grupode trabajo de energía) así como en la Secretaría General de Acción Exterior delGobiernoVasco.

CeliaMosáculaAtienza

Ingeniera Química especialidad en Medio Ambiente por la Escuela TécnicaSuperiordeIngenieríadeBilbao.ActualmentetrabajaenlaCátedradeEnergíadeOrkestra. Desarrolla su carrera profesional en el sector energético, habiendotrabajado en el departamento de Estudios e Internacional del Ente Vasco de laEnergía como técnico de Estudios Energéticos, y como técnico de eficienciaenergéticaenedificiosenlaUnidaddeTerciariodelCADEM(GrupoEVE).

AgradecimientosaD.FranciscoLaverón,DñaIsabelMartínyD.MiguelF.Callejaporsuscomentarios.

C/HermanosAguirrenº2

EdificioLaComercial,2ªplanta

48014Bilbao

España

Tel:944139003ext.3150

Fax:944139339

cuadernos orkestra 2015/10 issn 2340‐7638

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