El sector eléctrico español. Aspectos fundamentales

EL SECTOR ELÉCTRICO ESPAÑOL. Aspectos Fundamentales. Working Paper nº2. 

Madrid, noviembre 1994

 

Por: Javier de Quinto Romero. Profesor Titular de Estructura Económica

 

 

PRESENTACIÓN DEL WORKING PAPER

 

Este Working Paper del Programa de Investigación del Sector Eléctrico, incluido en el Programa de Estudios de Regulación Económica de la Universidad Autónoma de Madrid, dirigido por el Catedrático D. Gaspar Ariño Ortiz, tiene por objeto sintetizar lo fundamental de la regulación correspondiente al sector eléctrico español, tarea que, a nuestro entender, estaba por realizar y era básica para iniciar este Programa de Investigación específico.

 

La vocación de este Working Paper no es por tanto un análisis de detalle de aspectos regulatorios concretos, ni pretende apuntar los efectos económico-financieros de la regulación, ni enjuiciar dicha regulación. Ni siquiera pretende compararla, para bien o para mal, con la de otros países de nuestro entorno, trabajos que sin duda, antes o después, acometerá este Programa.

 

Lo que ahora se ha pretendido es recoger lo substancial de nuestra regulación, prestando cierta atención a la historia más inmediata, toda vez que es explicativa de muchos hechos y formas regulatorias actuales, y exponerlo de forma sintética, tarea que a nuestro entender, como se ha dicho, estaba por hacer.

 

Por ello, creemos que este Working Paper será de utilidad al investigador que pretenda abordar con posterioridad aspectos más concretos y específicos del sector eléctrico, así como al estudioso que pretenda conocer con detalle los mecanismos de fijación de precios o de la planificación de inversiones del sector eléctrico.

 

Dadas estas intenciones, fundamentalmente y expositoras, se han pretendido minimizar los juicios - de valor contenidos en este Working Paper, aunque, como es lógico, muchos pudieran estar implícitos en la redacción y por lo tanto no se han podido eliminar totalmente.

 

Javier de Quinto

U.A.M.

Noviembre de 1.994

 

 

ÍNDICE

 

1. VISIÓN DE CONJUNTO DEL SECTOR ELÉCTRICO ESPAÑOL   

2. EL PLAN ENERGÉTICO NACIONAL                         

3. EL MARCO LEGAL Y ESTABLE

4. LOS ACUERDOS SECTORIALES DE 1993

5. LEGISLACIÓN Y MEDIDAS MEDIO AMBIENTALES

6. LA LEY DE ORDENACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO

 

 

1. VISIÓN DE CONJUNTO DEL SECTOR ELECTRZCO ESPAÑOL

 

El sector eléctrico español, se ha configurado obviamente a través de un proceso histórico. A pesar de que la industria española en general y el sector eléctrico en particular han

evolucionado en los últimos tiempos hacia una mayor apertura al exterior y competencia, sin duda el suministro eléctrico lo ha hecho en menor medida que otros sectores de la industria, por su naturaleza monopólica en algunas de sus fases y por ser uno de los cada vez más escasos sectores considerados como estratégicos.

 

La importancia económica del sector eléctrico en España a la altura de los años 90 la podemos resumir en que el valor de los activos de las empresas eléctricas supera los 6,5 billones de Pts., que existen más de 19 millones de clientes, que los ingresos del sector superan los 1,8 billones de Pts., el endeudamiento es del orden de 4 billones de Pts., la inversión en 1990 (350.000 millones de pts) supone mas del 3% de la formación bruta de capital, pero a principios de los años 80 era el 14%, e independientemente de la generación de empleo directo ó indirecto inducido por dicha inversión, el sector emplea (en 1990) a unas 58.000 personas.

 

La potencia instalada prácticamente se ha duplicado en los últimos 15 años. Así en 1975 era de 25.500 MWe, en 1980 31.150 MWe, y en 1990 45.260.

 

La producción de energía eléctrica en España, presenta un cierto equilibrio en cuanto a fuentes primarias de generación. No somos tan predominantemente nucleares como en Francia o Bélgica, ni tan inclinados al carbón como Italia o Dinamarca.

 

La estructuración del sector en España gira en torno a los siguientes puntos fundamentales:

 

1.1. La explotación conjunta del sistema.

 

La explotación de las centrales peninsulares se efectúa de forma conjunta desde 1944 al crearse Unión Eléctrica S.A. (UNESA). Hoy día la responsabilidad de la explotación conjunta ya no es de UNESA sino de Red Eléctrica de España.

 

Efectivamente, el 6 de Mayo de 1983 se firmó un protocolo entre las principales empresas del sector y el Ministerio de Industria y Energía (MINER), cuyo compromiso básico era la nacionalización de la red de alta tensión.

 

La Ley 49/1984 de 26 de diciembre, refrenda el control estatal de la red básica y de la explotación del sistema mediante la constitución de Red Eléctrica de España S.A. empresa de mayoría pública en la que participan las empresas eléctricas.

 

1.2. El Marco Legal Estable

 

Es un conjunto de normas reguladores de procedimiento de cálculo de la tarifa eléctrica y de la retribución de las empresas eléctricas que integran el sistema.

 

Con la publicación del Real Decreto 1.528/1987 de 11 de diciembre se establece un nuevo sistema de determinación de la tarifa eléctrica.

 

El denominado M.L.E. para el Sector Eléctrico es el resultado de un proceso de negociación y diálogo entre la Administración y las empresas eléctricas. Así el precio pagado por la electricidad será el resultado estricto de la incorporación al mismo de los costes del servicio eléctrico (generación, transporte, transformación y distribución, externalidades y contingentes).

 

Con el nuevo marco se equipara el sistema de cálculo de la tarifa eléctrica y el de las compensaciones interempresas, siendo, por tanto los ingresos finales de cada una de las empresas eléctricas el resultado de una metodología común.

 

El sistema se basa en la estandarización de los costes básicos del sector.

 

El sistema eléctrico nacional se estructura en subsistemas eléctricos y en empresas productoras no incluidas en alguno de ellos (solamente ENDESA) en orden a la retribución de las empresas mediante la percepción de tarifas, precios y compensaciones.

 

En resumen, para el cálculo de la tarifa se calcula un coste stándard del servicio eléctrico en su conjunto para el ejercicio y se divide entre la demanda prevista.

 

A ello se suma o resta la desviación habida en el ejercicio anterior.

 

Para calcular el coste standard del servicio eléctrico, la Dirección General de la Energía (D.G.E.) del MINER calcula unos costes standard para cada subsistema (compañía eléctrica), que divide en:

  1. Coste de las instalaciones (activos fijos).

  2. Coste de operación y mantenimiento.

  3. Coste de combustible e intercambios de energía.

  4. Coste de transporte y explotación del sistema eléctrico (retribución de Red Eléctrica).

  5. Coste de distribución.

  6. Costes de estructura y de capital circulante.

  7. Costes contingentes.

El coste standard mencionado en el anterior punto a), se remunera anualmente por una doble vía:

 

   * Por un lado por el importe de la amortización anual standard.

   * Por otro retribuyendo a una determinada tasa el valor actualizado neto standard.

 

Con ello, de alguna forma se garantiza la rentabilidad de las inversiones aprobadas y necesarias para el suministro eléctrico.

 

El coste standard mencionado en el anterior punto g) recoge principalmente los costes derivados de los activos en moratoria nuclear, la financiación de los stocks básicos de uranio, y la financiación de la segunda arte del combustible nuclear cuya gestión se ha encomendado a la Empresa Nacional de residuos Radiactivos S. A. (ENRESA). Efectivamente ENRESA está creando una provisión con el fin de poder atender a dichos cometidos.

 

Como principios básicos del marco legal estable se pueden señalar éstos:

 

    1º- reducción de la inestabilidad de la tarifa eléctrica en su variación anual mediante la periodificación de gastos derivados de las inversiones en instalaciones completas especializadas en explotación (Orden Ministerial de 30 de diciembre de 1987). Esta práctica se fundamental en que, si a la entrada en explotación de nuevos grupos de generación no se permitiese la periodificación de los gastos, se daría lugar a una elevación brusca de las tarifas.

 

     2º- Capacidad de recuperación y rentabilidad del valor objetivo de las inversiones en activos fijos durante su período de vida útil. Los ingresos derivados de la venta de energía eléctrica deben ser suficientes para recuperar las inversiones computadas según el método de los costes standard, permitiendo que las empresas puedan acometer nuevas inversiones en condiciones de equilibrio financiero (Orden Ministerial de 29 de diciembre de 1987)

 

En la citada Orden Ministerial se determinan los valores standard, brutos y netos, de las instalaciones de generación eléctrica que han entrado en explotación antes del 31 de diciembre de 1987 y el procedimiento para su actualización, así como el valor neto que se ha de retribuir.

 

Los valores standard brutos y netos correspondientes a transporte, transformación y distribución de los distintos subsistemas eléctricos, así como el procedimiento para su actualización, aparecen recogidos en la Orden Ministerial de 22 de diciembre de 1988.

 

La estandarización de los activos de transporte, transformación y distribución de los distintos subsistemas eléctricos se ha realizado por dos procedimientos diferenciados. Los activos de distribución en niveles superiores o iguales a 36 KV que llevan en servicio con anterioridad al 1 de enero de 1988 se han estandarizado de forma global; en el caso de las instalaciones en activos de distribución inferiores a 36 KV, se opta por el reconocimiento de unos costes fijos anuales por KWh distribuidos según niveles de tensión.

 

    3º- Fomentar la eficiencia mediante un sistema de incentivos sobre la gestión de las empresas.

 

    4º- Reducción de la incertidumbre con objeto de facilitar decisiones de planificación gracias a la capacidad de recuperación de las inversiones, a los costes estándares  y al mayor automatismo de la determinación de las tarifas eléctricas.

 

    5º- Procurar una distribución equitativa de los ingresos del sector entre las empresas eléctricas, introduciendo mejoras en el sistema de compensaciones y extendiendo la estandarización a la gran mayoría de las categorías de costes.

 

La tarifa eléctrica recoge el total de costes reconocidos a los subsistemas y a la empresa productora, siendo los subsistemas los que recaudan del abonado final.

 

1.3. La tarifa única.

 

Al ser la tarifa única para todo el territorio nacional, la retribución de los subsistemas eléctricos resulta de la aplicación de un sistema de compensaciones económicas, a fin de corregir las diferencias de costes de generación y distribución atribuidos a cada subsistema, y las diferencias de ingresos debidas al distinto volumen y estructura de mercado.

 

La retribución de la empresa productora (ENDESA) se obtiene a través del precio por la energía suministrada a los subsistemas ajustándose al coste reconocido en tarifa.

 

Se supone que cada subsistema compra a la empresa productora una cantidad proporcional al tamaño de su mercado.

 

Desde el 1 de enero de 1953 el sistema de precios eléctricos es el conocido como Tarifa Tope Unificada. Esto significa que dentro de una mismo tipo de tarifa cualquier abonado pago lo mismo por KWh consumido, cualquiera que sea la zona del territorio nacional donde esté ubicado.

 

1.4. El Plan energético.

 

El gobierno presenta cada varios años (normalmente cinco) al parlamento un Plan Energético Nacional (PEN), que recoge las líneas básicas de política energética del país, y que por supuesto recoge no sólo la previsión de producción, consumo e inversiones en el sector eléctrico, sino en otros sectores como el carbón, gas, petróleo, etc.

 

 

1.5. La nueva Ley de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional.

 

El Gobierno ha remitido al Parlamento un proyecto de Ley de Ordenación del Sector Eléctrico Nacional. En el momento de redactar estas líneas, la discusión está en la correspondiente Comisión del Congreso.

 

Debido a lo importante de sus contenidos, y a lo mucho que va a influir en la futura configuración del sector, dedicaremos una sección al análisis de este Proyecto de Ley.

 

2. EL PLAN ENERGÉTICO NACIONAL

 

2.1 Los PEN anteriores.

Dado el carácter estratégico que el sector energético tiene en la economía nacional y dada la naturaleza de monopolio natural del sector eléctrico, al menos en sus fases de transporte y distribución, así como las economías de escala, alcance y experiencia que se generan y el elevado nivel de inversiones necesarios y el largo período de maduración de éstas, parece conveniente la necesidad de planificar.

 

La cobertura de la demanda eléctrica, demás de tratarse de un servicio público, constituye un objetivo y una responsabilidad estratégica a nivel nacional que tiene que ser garantizada por el Estado. La planificación de inversiones en los planes energéticos que realiza periódicamente la Administración coadyuva al logro de la satisfacción con garantías de ese servicio.

 

En España los antecedentes de la planificación energética deben situarse en la década de los 50, si bien su eficacia y trascendencia eran todavía reducidas.

 

Durante los años 60 y la primera mitad de los 70 los planes energéticos quedaron insertos dentro de los Planes de desarrollo cuatrienales.

 

El desarrollo del Sector Eléctrico español a corto y medio plazo se encuentra contenido en el Plan Energético Nacional, que es el documento que refleja la política energética española.

 

En el caso del Sector Eléctrico, dicho desarrollo desciende hasta sus aspectos más concretos: balance energético-eléctrico, estructura de la potencia que se ha de instalar, número y localización de las centrales, etc.

 

No se limita, pues, a la definición de las líneas generales de la Política Energética, sino que llega, en el desarrollo y aplicación de la misma, hasta una gran nivel de detalle.

 

El Plan Energético Nacional es elaborado por el Ministerio de Industria y Energía, utilizando los criterios de política energética del mismo, los datos macroeconómicos que posee y aquéllos otros que solicita de los subsectores energéticos afectados.

 

En este último sentido, cabe destacar el papel de las “ponencias energéticas”, redactadas por representantes de la Administración y de los sectores afectados, en las que se analizan los datos y los modelos de base necesarios para la elaboración del Plan.

 

El Plan Energético Nacional es presentado al Congreso de los Diputados por le Gobierno para su examen, revisión, debate y aprobación.

 

La ejecución del PEN, en lo relativo al Sector Eléctrico, corresponde a las empresas eléctricas tanto privadas como públicas. Estas deben ceñirse tanto a las directrices del Plan, como al desarrollo y concreción de las mismas que realice en cada momento el Gobierno.

 

Por su parte, el Ministerio de Industria y Energía, como representante del Gobierno, lleva a cabo un control periódico de la ejecución del PEN.

 

El PEN – 75 (1975) fue el primero elaborado para el sector energético español.

 

Entre las características más relevantes del PEN-75 cabe destacar que fue un plan preparado para hacer frente a la crisis energética.

 

Los errores en sus previsiones (en cierta medida comprensibles por el momento en el que se elaboró, el año 1974) dio lugar a una estimación excesiva de la demanda energética global (196,7 millones de Tec en 1985) al basarse su cálculo en un crecimiento de PIB de entre el 5 y el 6% anual, muy superior al que, efectivamente se iba a producir, y en una elevada elasticidad –renta del consumo de energía, casi similar a la que se había dado en la época anterior.

 

De los objetivos del PEN-75 cabe destacar la disminución de la participación del petróleo en la demanda global, superior al 68% en el momento en el que se elaboró el PEN y que se preveía reducir en unos 25 puntos porcentuales en el horizonte del Plan. Pero lograr ese objetivo, se pretendía impulsar al alza el consumo de gas natural y, sobre todo, a la energía nuclear.

 

Respecto a la energía nuclear en el PEN-75, se preveía la construcción de 24 nuevos grupos, con una potencia eléctrica total de 23,8 GW, que podría general más de la mitad de la producción eléctrica de 1985.

 

Para su abastecimiento de combustible se potenciaba a la Empresa Nacional de Uranio (ENUSA), asignándole la gestión de los aprovisionamientos para todas las centrales españolas, facultándola para participar en empresas extranjeras dedicadas a actividades dentro del ciclo del combustible nuclear y para la creación de un stock de seguridad.

 

En los Acuerdos Económicos de La Moncloa, de Octubre de 1977, figuraba un compromiso por parte del Gobierno para presentar, en el plazo de unos meses, un nuevo Plan. Este fue conocido como el PEN-77.

 

El PEN-77 redujo considerablemente la demanda energética prevista para el año horizonte, a la vez que dejaba en la mitad las participaciones de la energía nuclear y del gas natural. Así, el número de grupos nucleares cuyo funcionamiento se preveía para 1987 era sólo 15, frente a los 27 previstos en el PEN-75, de ellos 24 de nueva construcción.

 

El PEN-77 no llegó a desarrollarse, elaborándose a marchas forzadas un nuevo programa energético: el PEN-78. Su contenido era un conjunto de directrices, intenciones y objetivos.

 

El PEN-78 sí entró en vigor, mientras que los dos anteriores no lo hicieron totalmente, estando en ejecución durante aproximadamente tres años.

 

El PEN-78 fue aprobado por resolución del Congreso de los diputados en Julio de 1979. Su objetivo fundamental era la moderación de los futuros incrementos de la demanda de energía. Se estableció como demanda a cubrir en el horizonte del Plan unos 145 millones de Tm equivalentes de carbón.

 

Paliar los graves problemas de seguridad en los abastecimientos energéticos se contempló como objetivo prioritario, para lo que se pretendía el fomento de la producción nacional y la constitución de stocks estratégicos.

 

En cuanto a la participación de las distintas energías primarias en el balance energético, no hubo en el PEN-78 excesivas variaciones respecto a lo establecido en el PEN-77.

 

Después de octubre de 1982, se congelaron las actuaciones incluidas en el PEN-78, anunciándose la presentación de un nuevo plan energético.

 

El Consejo de Ministros del 28 de marzo de 1984 aprobó el Plan Energético Nacional 1983-1992 (PEN-83).

 

El mismo PEN-83 en el primer capítulo hace una diagnosis al respecto:

 

“La insuficiente adaptación a las nuevas realidades, unido al hecho de que España es uno de os países más dependientes de las fuentes de energía importadas (...) configura una posición de debilidad estructural que habrá de pesar considerablemente de cara a cualquier proceso de reactivación que pueda acometerse en el futuro”.

 

Así, los objetivos del PEN-83 son los siguientes:

  • Reducir la vulnerabilidad del abastecimiento energético.

  • Mejorar la eficiencia energética mediante una política de precios que refleje los costes de abastecimiento, una serie de incentivos financieros (subvenciones, créditos privilegiados) y una serie de reformas institucionales (creación del Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía y reforma de la Junta de Energía Nuclear), y el incremento de uso de la energía con mayor componente nacional.

  • Utilizar óptimamente los recursos para satisfacer la demanda, absorbiendo el exceso de capacidad y saneado financieramente las empresas del sector. La absorción del exceso de capacidad en el Sector Eléctrico se hará mediante la reducción del volumen de inversiones.

 

Las nuevas inversiones se destinan a:

  • Crear un nuevo parque de centrales térmicas convencionales, con seis grupos de carbón nacional y dos de carbón de importación, así como convirtiendo 750 MW ya instalados de fuel oil a carbón.

  • Un parque nuclear formado por los cinco grupos siguientes: Almaraz I y II, Ascó I y II y Confrentes.

  • Un parque de nuevas centrales hidráulicas, cuya potencia es de 6.468 MW.

 

Esta planificación de la oferta energética permite abastecer incrementos de demanda del 3,3% anual desde 1984 a 1992, incluso llegar a una media del 4,7% hasta 1989.

 

La financiación de las empresas energéticas en el PEN-83 se plantea mediante tres tipos de acciones:

  • Adaptación de las inversiones al crecimiento previsible de la demanda.

  • Utilización de políticas de precios que tiendan a la autofinanciación sectorial, para lo que se estima un crecimiento de los precios energéticos medios a ritmos semejantes a la tasa de inflación de la economía, y unos precios internacionales de materias primas energéticas constantes.

  • La transferencia interna de ingresos entre distintas empresas de cada subsector energético.

Estas acciones permitirán que en los siguientes años las empresas eléctricas tengan unos costes que reflejen el servicio que prestan y supriman los sobrecostes derivados de los problemas financieros y del exceso de capacidad del Sector.

 

En resumen cabe señalar que, a excepción de las centrales hidráulicas, no se incluye en el PEN-83 ninguna inversión cuya construcción no esté ya avanzada.

 

Así todas las inversiones en centrales de carbón previstas están realizadas en más de un 80% en el momento de aprobarse el PEN-83. De cara a disminuir el exceso de capacidad se paralizan las centrales nucleares que estaban en fase inicial.

 

En el Plan el Gobierno impuso una moratoria sobre las centrales nucleares de Lemóniz, grupos I y II, Valdecaballeros I y II y Trillo II.

 

El coste financiero de estas inversiones está siendo cubierto con un fondo especial fijado en la revisión de tarifas de 1983 y que hasta 1994 es del 3,54%.

 

El fondo fue establecido inicialmente por un período de cuatro años (1984-1988) y prorrogado de facto en el cálculo de las tarifas de 1989, 1990, 1991, hasta la actualidad.

 

Un hecho enormemente significativo fue la Resolución de la Dirección General de la Energía de 18 de febrero de 1989 relacionada con los activos en moratoria. La Resolución establece que el coste estándar de los activos en moratoria es tenido en cuenta de cara al cálculo de las tarifas.

 

Mencionar que el Proyecto de Ley de Ordenación del Sector Eléctrico prevé el final de esta situación, como se expondrá con detalle más adelante.

 

Entre los objetivos que se planteaba la planificación energética del PEN-83 estaba la elaboración de un programa financiero para las empresas del sector.

 

Uno de los problemas principales a abordar era la desproporción existente entre el valor contable del inmovilizado en curso y el inmovilizado en explotación, consecuencia de los retrasos en los planes de construcción y alza de los costes imputables.

 

Otro hecho a destacar era el progresivo endeudamiento derivado de la dificultad para captar capitales propios, la insuficiente autofinanciación y el valor creciente de los préstamos en divisas.

Los objetivos abordados en el programa financiero fueron:

  • Reducir volumen de endeudamiento del sector en un plazo no superior a 5 años.

  • Adaptar las inversiones al crecimiento de la demanda.

  • Equilibrar en 3 años la cuenta de capital del Sector

 

Por ello, la política de tarifas de energía eléctrica que se aborda en el PEN-83 planteaba un doble objetivo:

  • Hacer coherente las decisiones de los usuarios con los objetivos de energía eléctrica.

  • Que los ingresos pagados por los usuarios cubran los costes mínimos de generación de la energía. Ello será posible mediante el mantenimiento en términos reales de las tarifas medias.

2.2. El PEN 1991-2000

 

Este PEN se basa en un entorno mundial de energía barata y abundante.

 

Por lo que se refiere a España, el PEN 1991-2000 es deliberadamente indicativo a diferencia de los anteriores. A la enumeración de las acciones contenidas en sus distintos apartados no le sigue una concreción (no se asignan inversiones a empresas concretas) y cuantificación de las acciones a cometer (no hay detalle del grado de avance esperado en las inversiones). Por lo tanto este PEN podría tener una cierta longevidad en momentos como los actuales de profundos cambios, donde el discurrir de los acontecimientos y del entorno y el resultado de una nueva estructuración sectorial pueden anular cualquier predicción.

 

El PEN establece que es en los subsectores de gas y electricidad donde la planificación de la oferta resulta ineludible. Por contra, en el sector petrolero, es cada vez más el mercado quien equilibra oferta y demanda.

 

Por primera vez en un PEN, este incluye unos objetivos medioambientales y se presentan algunas medida para lograr esos objetivos en el horizonte del Plan.

 

Se incluye en este Plan, como Anexo, un Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (con cuatro programas: ahorro, sustitución, cogeneración y energías renovables). El programa de ahorro reduce el crecimiento anual de la energía final de un 3,2% a un 2,4%, cifra que aunque moderada, resulta superior a la habida en la década de los 80, lo que se justifica por nuestro bajo consumo per cápita actual.

 

El Plan de Ahorro y Eficiencia prevé inversiones en la década del orden de un billón de pts y ayudas públicas por 200.000 millones durante la década, cifra muy superior a lo hasta ahora invertido.

 

El grado de autoabastecimiento energético disminuye del actual 35% al 29% en el año 2000. Esto no será sólo un mal español, sino que también ocurre en la UE, donde se pasa del actual 51% al 44% en igual período. Las enormes producciones de petróleo y gas en Reino Unido y de gas en holanda explican mucho de ese diferencial.

 

El avance hacia un Mercado Único para la energía en el seno de la CE (que no será una realidad consolidada hasta fechas muy posteriores a 1993) es un condicionante considerado en el PEN, siendo en los sectores del gas y la electricidad donde se presentan las mayores dificultades y donde se esperan los grandes desarrollos legislativos los próximos años.

 

En España se esperan desarrollos legislativos coherentes con estas indicaciones de la CE, siendo el más importante la Ley de Ordenación del Sector Eléctrico ya prevista en el PEN.

 

Por lo que se refiere al consumo de energías primarias nuestras expectativas se sintetizan en el siguiente cuadro:

De lo anterior se puede deducir que la energía protagonista de nuestro futuro es el gas. El aumento del consumo, que depende de la velocidad en la extensión de las redes de distribución, nos llevará del 5,6% (18,5% es la media de la CE) a un 12% en el horizonte del año 2000. Consecuentemente habrá importantes inversiones en gaseoductos y se mejorarán las instalaciones portuarias metaneras. Se prevé la construcción del gaseoducto Argelia – Marruecos – España (operativo en 1995), así como la conexión por Francia con la red europea. El valor total de las inversiones en medios de transporte de gas se estima en 540.000 millones de pesetas durante la década, de los que 110.000 millones corresponden al gaseoducto magrebí, y de los que 370.000 millones se realizarán antes de 1995.

 

Por lo que respecta al consumo de carbón, este aumenta en cifras absolutas (el sector eléctrico seguirá siendo el mayor consumidor con diferencia y compensará el menor consumo de otros clientes) y pierde importancia relativa, mientras que la energía nuclear estará afectada por el mantenimiento de la actual moratoria nuclear al menos hasta el año 2000, señalándose textualmente que “el tratamiento de definitivo de los activos en moratoria se abordará en la correspondiente disposición legislativa”.

 

El PEN tiene presente el vigente Plan de reordenación de la minería de carbón no sujeta a contrato –programa, así como la continuidad del Nuevo Sistema de Contratación del Carbón Térmico.

 

Por contra, el acuerdo suscrito entre sindicatos y Ministerio para la minería sujeta a contrato –programa es posterior al PEN, pero no lo desvirtúa: el PEN no especifica la evolución de la producción subterránea de carbón (sólo indica que disminuirá) y por contra prevé una mayor producción a cielo abierto.

 

En los primeros años del PEN, la absorción de potencia eléctrica no utilizada al crecer la demanda implica un mayor consumo de carbón. De 1994 hasta 1997 (año en el que se prevé la entrada en funcionamiento de nuevos grupos de carbón) se trunca esa tendencia creciente en el consumo de carbón, y a partir de 1997 se vuelve a crecer.

 

El PEN incluye como Anexo a Tercer Plan General de Residuos Radiactivos. No se encuentra concreción alguna sobre el desmantelamiento de la central Vandellós I (parada desde Octubre de 1989) a raíz de un incidente), excepto que es ENRESA la responsable de la actuación.

 

El PEN no contempla la ampliación equipo eléctrico de fuel (infrautilizado actualmente)

 

Para estimar la demanda peninsular de energía eléctrica, el PEN asume una elasticidad en el consumo respecto al PIB inferior a la unidad para la industria y superior para los consumidores domésticos y terciarios. El resultado es una tasa anual media del 3,44% para el decenio, cifra inferior al 4,2% registrado en el período 1982-1990, pero alta frente al 0,5% de 1992.

 

Debe destacarse que la demanda peninsular de electricidad puede crecer al 4,5% anual sin que el sistema peninsular registre un déficit de potencia hasta 1995.

 

De estas previsiones de demanda de energía, así como de un previsible desplazamiento favorable de la curva de carga (desarrollando la interrumpibilidad y la discriminación horaria en tarifas) se deduce una punta de potencia de 35,674 MW netos en el año 2000. Con el margen de seguridad necesario, se necesitará una potencia peninsular de 51.400 MW para el año 2000, y dado que el parque actual puede proporcionar 43.000 MW en el año 2000, el PEN define la cobertura de 8.4000 MW conforme al siguiente cuadro:

 

 

                                                        MW

Carbón nacional                        1.338 [i]

Hidráulica                                       902

Carbón importado                        550 [ii]

Turbina de gas                               300

Gas natural                                1.835 [iii]

Importación de Francia            1.000

Autoproducción                        2.452

__________________________________________

TOTAL                                           8.377

 

 

Propuesta que responde a criterios de mínimos costes de generación, seguridad de abastecimiento y diversificación, bajo impacto medioambiental y mínimo esfuerzo inversor.

 

Conviene destacar el importante desarrollo que conocerá la autoproducción y el ciclo combinado.

 

La inversión en generación y alargamiento de vida útil (incluyendo intercalarios) se estima en 950.000 millones de pesetas, y en distribución cerca de los 2 billones de pesetas.

 

En Baleares se estima una adición neta de potencia de 322 MW (a cubrir por grupos de carbón importado principalmente) y en Canarias de 695 MW (grupos policombustibles).

 

Por último mencionar que en lo que se refiere al sector eléctrico, la crisis económica de 1992 y principio de 1993 ha conducido a unos consumos de electricidad muy inferiores a los previstos, por lo que el programa de inversión previsto podría decalarse sin problemas al menos un par de años.

 

3. EL MARCO LEGAL Y ESTABLE

 

3.1. Antecedentes.

Cuando el 1 de enero de 1953 se implanta el sistema de Tarifas Tope Unificadas (TTU), y ante las dificultades que comportaba su aplicación, principalmente por las diferencias en el coste de generación de las distintas compañías, así como en su también diferente mix de clientes, se creó la Oficina Liquidadora de Energía (OFILE) con poderes reguladores.

 

Durante sus años de existencia, OFILE actuó básicamente como una caja de compensación, en la que ingresaba un determinado porcentaje de la facturación de las empresas (el llamado factor r) que recaudaban éstas  pero transferían a aquélla.

 

Ese factor “r” se fijaba oficial y periódicamente, llegando a suponer hasta el 55% de la facturación de las empresas. Los fondos así recaudados por OFILE volvían a las empresas eléctricas, pero en función de otros criterios. En síntesis, el mecanismo de redistribución primaba las nuevas construcciones y tendía a compensar los mayores costes de funcionamiento de centrales termoeléctricas.

 

Así, a las empresas se les pagaba en función de la nueva potencia hidroeléctrica acoplada, y, en cuanto a las centrales térmicas, existía la opción de acogerse a una doble fórmula: la A implicaba que la sociedad recibía una compensación por la nueva potencia construida y el 90% del coste del combustible utilizado; la fórmula B suponía para la sociedad una compensación que le permitía cubrir la diferencia entre gastos e ingresos, asegurándole un beneficio del 6% sobre el capital.

 

El sistema de compensación de OFILE constituyó un buen mecanismo para estimular la construcción de plantes generadoras favoreciendo el desarrollo que experimentó la producción durante las décadas de los 50 y 60.

 

El sistema fue criticado, en el sentido de que beneficiaba en mayor media a las grandes compañías eléctricas, a las que se supone con mayor capacidad de crecimiento.

 

La realidad fue que compensó de forma preferente a las sociedades dinámicas, independientemente de su dimensión.

 

Otra ventaja del sistema es que, constituyó un incentivo a las construcciones más baratas, permitiendo reducir más el coste de kilovatio hora, aspecto éste muy importante, tendiendo en cuenta que las centrales hidráulicas más fáciles de montar, técnica y económicamente, habían sido las primeras construidas.

 

El sistema también tuvo su lado negativo. El primero es el que terminó por provocar la desaparición de la propia OFILE: los ingresos de OFILE no fueron suficientes para cubrir las compensaciones a que se hacían acreedoras las compañías, por lo que los déficits se fueron acumulando, alcanzando en 1972, cuando OFILE desapareció, más de 20.000 millones de pesetas, ciertos con préstamos del Banco de España y a través de una creciente endeudamiento de la compañía, que pudo provocar su quiebra.

 

Como consecuencia de los problemas de financiación, que surgieron a lo largo de la existencia de OFILE, en 1972 introdujo una variante en el sistema TTU, las denominadas tarifas binómicas.

 

Hasta el final de 1987 las empresas eléctricas calculaban las variaciones habidas en sus costes, con el fin de recuperarlas vía incremento de las tarifas. La Junta Superior de Precios analizaba éstos cálculos realizados por las compañías junto con  información complementaria suministrada por el Ministerio de Industria y Energía.

 

La Junta entonces proponía un reajuste de tarifas, que tras obtener el visto bueno de diversos organismos, era aprobado por el Consejo de Ministros.

 

El marco legal y estable supone un nuevo método de determinación de las tarifas eléctricas que asegura la cobertura de la totalidad de los costes estándares de generación del kWh (tanto fijos como variables) y una adecuada retribución de los capitales invertidos en el sector, garantizando al mismo tiempo una evolución estable y armónica de los precios eléctricos.

 

En definitiva, supone la aplicación de una política de precios eléctricos que tiene como objetivo incentivar una utilización más eficiente de las fuentes energéticas, una asignación más correcta de los recursos económicos y la eliminación en la medida de lo posible de incertidumbres sobre la evolución futura del sector eléctrico español.

 

Con la publicación del Real Decreto 1.538/1987 de 11 de diciembre, se establece dicho nuevo sistema de determinación de la tarifa eléctrica que pretende recoger los principios de la Recomendación del Consejo de las Comunidades Europeas de 27 de octubre de 1981 (81/924/CEE), relativa a as estructuras tarifarias para la energía eléctrica en la Comunidad.

 

El denominado Marco Legal y Estable para el Sector Eléctrico es el resultado de un proceso de negociación y diálogo entre la Administración y las Empresas Eléctricas que persigue garantizar a los consumidores que el precio pagado por la electricidad sea el resultado de la incorporación al mismo de los costes del servicio eléctrico (generación, transporte, transformación y distribución, externalidades y contingentes), y, a los inversores, que sus recursos serán debidamente retribuidos durante el período de vida útil de las instalaciones.

 

Con el Marco Legal se equipara el sistema de cálculo de la tarifa eléctrica y el de las compensaciones interempresas, siendo por tanto, los ingresos finales de cada una de las empresas eléctricas el resultado de una metodología común.

 

El sistema se basa en la estandarización de los costes básicos del sector.

 

Como principios básicos se pueden señalar éstos:

 

1º Reducción de la inestabilidad de la tarifa eléctrica en su variación anual mediante la periodificación de gastos derivados de las inversiones en instalaciones complejas especializadas en explotación (Orden Ministerial de 30 de diciembre de 1987).

 

Esta práctica se fundamenta en que, si a la entrada en explotación de nuevos grupos de generación no se permitiese la perodificación de los gastos, se estaría dando lugar a una elevación brusca de las tarifas.

 

2º Capacidad de recuperación y rentabilidad del valor objetivo de las inversiones en activos fijos durante su período de vida útil.

 

Los ingresos derivados de la venta de energía eléctrica deben ser suficientes para recuperar las inversiones computadas según el método de los costes estándares, permitiendo que las empresas puedan acometer nuevas inversiones en condiciones de equilibrio financiero (Orden Ministerial de 29 de diciembre de 1987).

 

En la citada Orden Ministerial se determinan los valores estándares brutos y netos de las instalaciones de generación eléctrica que ha entrado en explotación antes del 31 de diciembre de 1987 y procedimiento para su actualización, así como el valor neto que se ha de retribuir.

 

La diferencia entre el valor neto a retribuir y el valor neto es la amortización estándar del año.

 

Los valores brutos y netos correspondientes a transporte, transformación y distribución de los distintos subsistemas eléctricos, así como el procedimiento para su actualización, aparecen recogidos en la Orden Ministerial de 22 de diciembre de 1988

 

La estandarización de los activos de transporte y transformación y distribución de los distintos subsitemas eléctricos se ha realizado por dos procedimientos diferenciados.

 

Los activos de distribución en niveles superiores o iguales a 36 kV que llevan en servicio con anterioridad al 1 de enero de 1988 se han estandarizado de forma global; en el cado de las instalaciones en activos de distribución inferiores a 36 kV, se opta por el reconocimiento de unos costes fijos anuales por kV distribuidos según niveles de tensión.

 

3º Fomentar la eficiencia mediante un sistema de incentivos sobre la gestión de las empresas.

 

4º Reducción de la incertidumbre con objeto de facilitar decisiones de planificación gracias a la capacidad de recuperación de las inversiones, a los costes estándares y el mayor automatismo en la determinación de las tarifas eléctricas.

 

5º Asegurar una distribución más o menos equitativa de los ingresos del sector entre las empresas eléctricas, introduciendo mejoras en el sistema de compensaciones y extendiendo la estandarización a la gran mayoría de las categorías de costes.

 

El sistema eléctrico nacional se estructura en Subsistemas Eléctricos y Empresas productoras no incluidas en alguno de ellos (Endesa).

 

Los Subsistemas eléctricos se establecen, atendiendo a razones técnicas, económicas y de gestión, mediante la agrupación de Empresas gestoras del servicio, cuyas instalaciones de producción y distribución constituyan un conjunto de ciclo completo.

 

Las Empresas productoras no incluidas en algún Subsistema son aquéllas que, no distribuyendo directamente su producción a abonados finales, la suministran a los Subsistemas eléctricos en los que no se encuentran integrados, teniendo dicho suministro una importancia relevante en la cobertura de la demanda.

 

La calificación como Subsistema o Empresa productora la realiza el Ministerio de Industria y Energía a propuesta de la Dirección General de la Energía.

 

De acuerdo con la O.M. de 19.2.88 por la que se regula la retribución de las Empresas eléctricas integrantes del Sistema Eléctrico Peninsular, a continuación se recogen los actuales Subsistemas y Empresas productoras.

 

La composición de los subsistemas eléctricos es como sigue:

 

1. “Iberduero, S.A.”:

“Centrales Térmicas del Norte de España, S.A.” (TERMINOR).

“Centrales Nucleares del Norte, S.A.” (NUCLENOR). (50%)

“Fuerzas Eléctricas de Navarra, S.A.”

“Victoriana de Electricidad, S.A.”

“Electra de Logroño, S.A.”

“Cía. Eléctrica del Urumea, S.A.”

 

2. “Hidroeléctrica Española, S.A.”:

“Cía. Elécrica de Langreo, S.A.”

“Eléctrica Conquense, S.A.” (53,5%)

“Saltos del Guadiana, S.A.” (GUADISA) (25%)

 

3. Unión Eléctrica-Fenosa, S.A.”

“Barras Eléctricas Galaico-Asturianas, S.A.” (43%)

“Hidroeléctrica del Zarzo, S.A.”

“S.A. Electra del Jallas”

“Eléctrica Conquense, S.A.” (46,4%)

 

4. “Cía. Sevillana de Electricidad, S.A.”

“Saltos del Guadiana, S.A.” (75%)

“Empresa Nal. Eléctrica de Córdoba, S.A.” (ENECO) (50%)

 

5. “Fuerzas Eléctricas de Cataluña, S.A.”

“Hispano Francesa de Energía Nuclear, S.A.” (HIFRENSA) (29%)

“Sociedad Productora de Fuerzas Motrices, S.A.”

“Fuerzas Hidroeléctricas del Segre, S.A.”

“Unión Térmica, S.A.”

“Carbones de Berga, S.A.”

“Saltos y Centrales de Cataluña, S.A.”

 

6. “Empresa Nal. Hidroeléctrica del Ribagorzana, S.A.”

“Hispano Francesa de Energía Nuclear, S.A.” (HIFRENSA) (23%)

“Térmica del Besós, S.A.” (50%)

“Industrias Eléctricas Bonmatí, S.A.”

“Producción y Suministros de Electricidad, S.A.”

“Hidroeléctrica del Ampurdán, S.A.”

“Hidroeléctrica del Alto Ter, S.A.”

“Energía Eléctrica del Ter, S.A.”

 

7. “Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A.”

“Electricista del Siero y Noreña”

“Ercoa, S.A.”

“Hidroeléctrica de Trubia, S.A.”

 

8. “Electra de Viesgo, S.A.”

“Centrales Nucleares del Norte, S.A.” (NUCLENOR) (50%)

“Barras Eléctricas Galaico-Asuturianas, S.A.” (54,69%)

“Electra del Esva, S.A.”

“Distribuidora Palentina de Electricidad, S.A.”

 

9. “Hidroeléctrica de Cataluña, S.A.”

“Hispano Francesa de Energía Nuclear, S.A.” (HIFRENSA) (23%)

“Térmicas del Besós, S.A.” (50%)

“Hidroeléctrica El Pasteral, S.A.” (23,5%)

 

10. “Eléctricas Reunidas de Zaragoza, S.A.”

“Termoeléctrica del Ebro, S.A.” (50%)

 

Y empresas productoras no incluidas en algún Subsistema eléctrico se reduce a:

“Empresa Nacional de Electricidad, S.A.”

 

A efectos de clasificación de las instalaciones generadoras, la Dirección General de la Energía (D.G.E.) clasificará las mismas según los tipos siguientes: hidráulicas convencionales y mixtas, de bombeo puro y térmicas.

 

Las instalaciones térmicas se clasificarán de acuerdo con el tipo de combustible principal empleado: antracita / hulla, lignito negro, lignito pardo, carbón de importación, uranio y fuel / gas.

 

La D.G.E. especificará antes del día 1 de enero de cada año o bien hasta 15 días después de la publicación de las tarifas para el año en curso, las siguientes cuestiones relativas a cada instalación que haya entrado en explotación con anterioridad al 1 de enero:

  1. Tipo de instalación

  2. Fecha de entrada en explotación comercial

  3. Potencia instalada

  4. Valor actualizado bruto estándar al 31 de diciembre

  5. Valor actualizado neto estándar a 31 de diciembre

  6. Valor actualizado neto estándar a efectos de retribución.

  7. Valor actualizado a 31 de diciembre de la inversión material a la entrada en explotación

  8. Amortización anual estándar

  9. Retribución anual estándar.

Para las instalaciones que entren en operación comercial con posterioridad al 1 de enero de año, la Dirección General de la Energía establecerá de forma provisional el valor estándar bruto a 31 de diciembre.

 

La amortización y retribución anual correspondiente al valor estándar a efectos de retribución se obtendrá a partir de la fecha de entrada en operación comercial de la instalación de que se trate.

 

Conforme al R.D. 1538/1987 de 11 de diciembre, al final de año el Ministerio de Industria y Energía establecerá por Orden, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, los valores estándares brutos y netos de estas instalaciones.

 

El coste estándar de la inversión realizada en instalaciones complejas especializadas, será la suma de los costes estándares de cada una de las instalaciones integradas en el subsistema o empresa productora de que se trate, estando formado el citado coste por la suma de la amortización del valor actualizado bruto estándar y la retribución del valor actualizado neto estándar.

 

El valor actualizado bruto estándar par un ejercicio determinado será la cifra resultante de actualizar el valor de la instalación, incrementando cada año en la inversión adicional estándar que corresponda al mismo, y en cualquier otra inversión que la Dirección General de la Energía apruebe para dicho año.

 

Los valores actualizados de 31.13.87 de las instalaciones de generación en servicio que han entrado en operación comercial con anterioridad al 1.1.88 son establecimientos en la O.M. de 29 de diciembre de 1987 como hemos señalado anteriormente.

 

De acuerdo con el R.D. 1538/1987 de 11 de diciembre, el Ministerio de Industria y Energía establecerá por Orden, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, a final de cada año, el valor estándar de las nuevas instalaciones de generación que hayan entrado en operación comercial durante el ejercicio.

 

La tasa de retribución se calculará sobre la base de un tipo de interés monetario, que sea un indicador adecuado a la previsión de los precios en los mercados de capitales en los que se desenvuelve el sector y del coste de oportunidad de los fondos invertidos en el Sector eléctrico.

 

La D.G.E. comunicará antes del día 1 de enero de todos los años o bien hasta 15 días después de la publicación de nuevas tarifas y para el mismo año natural, el tipo de interés que servirá de base para el cálculo de los tipos de retribución real.

 

A efectos del cálculo de compensaciones entre subsistemas, se considerará que los subsistemas eléctricos que sean excedentarios en energía en un bloque horario, aportarán al sistema conjunto al energía eléctrica producida con las instalaciones de mayor coste variable estándar por kWh, combustible más operación y mantenimiento, utilizados en la generación durante el citado bloque.

 

La energía excedentaria, y sus costes asociados, aportada por los Subsistemas excedentarios, se reunirá en un pool.

 

Los precios utilizados para la determinación y valoración de los intercambios con el pool serán los costes medios resultantes de la explotación de cada unidad generadora en cada período mensual y serán calculados como división entre la suma de los costes de combustible, los costes de operación y mantenimiento variables y la energía estándar en barras de central asociados a cada unidad generadora.

 

La energía correspondiente a cada Empresa productora, a efectos de los intercambios de los subsistemas con el pool, se considerará como una unida única de generación y su coste será la media ponderada de los costes de las unidades generadoras correspondientes a cada Empresa productora. La participación horaria de cada subsistema eléctrico en la energía de cada empresa productora será, por tanto, considerada en los intercambios con el pool como una única unidad generadora con una generación horaria equivalente a la participación del subsistema y con el coste medio que resulte.

 

El coste medio resultante por kWh del pool, tendrá que ser superior o igual al de cualquier otra energía generada no incluida en él.

 

Para conseguir lo anterior, se incluirán en el pool las energías generadas que, aún no siendo objeto de intercambio, tengan un coste superior al del pool sucesivamente formado con su inclusión.

 

El coste de adquisición para los Subsistemas eléctricos deficitarios será el coste medio del pool así calculado.

 

El sistema de incentivos que regirá en los intercambios será el siguiente:

 

1. Para la determinación de la energía incluida en el pool en cada bloque horario se tendrá en cuenta por un lado las reglas utilizadas para el establecimiento del pool y por otro los intercambios de energía realizados en los otros bloques horarios del período considerado.

 

A todos aquellos Subsistemas eléctricos que sean deficitarios netos en energía (incluyendo las compensaciones por pérdidas y regulación) en alguna de las ocho primeras horas de cada día, tanto laborables como festivos, se les asignará un grupo térmico adicional cuya generación diaria será equivalente al déficit total en esas ocho horas y se distribuirá linealmente desde las 9 horas hasta las 24, ambas incluidas.

 

El coste estándar de combustible y operación y mantenimiento variable, por kWh de esta central, será el obtenido de ponderar los precios del pool de las 8 primeras horas en función del déficit en energía de cada Subsistema cada una de esas horas.

 

2. En los casos en que por condicionamientos de mínimos técnicos, u otras causas, sea necesarios realizar operaciones de bombeo, la empresa que bombea recibirá una compensación por cada kWh.

 

Endesa suministrará la totalidad de la energía que produzca en barras de central, de acuerdo con el proceso de optimización, al conjunto de los subsistemas, repartiéndose entre ellos en proporción a sus respectivas demandas en barras de central. Dicha energía se considerará integrada en los respectivos subsitemas eléctricos, a los efectos del sistema de compensaciones e intercambios de energía entre subsistemas.

 

Tanto la potencia a considerar como la energía adquirida a los autogeneradores interconectados a los que se refiere el R.D. 907/1982, de 2 de abril y las centrales acogidas a los R.D. 1217/1981, de 10 de abril y 1544/1982, de 25 de junio, así como a los grupos hidráulicos que anteriormente no estuvieran conectados a la red nacional y aquellas centrales abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, a los efectos de las compensaciones entre subsistemas, se  contabilizará como producción propia del subsistema o empresa adquiriente, considerándose los precios de adquisición que resulten de la normativa reguladora de estos aspectos, siempre que hayan sido efectivos.

 

La energía que entreguen mediante acuerdo o convenio al sistema eléctrico peninsular los productores no considerados como empresa productora, ni recogidos en el párrafo anterior, serán tenidos en cuenta a los efectos de compensaciones en los términos que apruebe la Dirección General de la Energía.

 

Las Empresas eléctricas no incluidas en ningún subsistema y que no tengan tampoco la consideración de Empresa productora pero que se incorporen, por disponer de los medios para ello, a la explotación unificada del Sistema Eléctrico, podrán con informe favorable de la Delegación del Gobierno en la Explotación del Sistema Eléctrico, ser autorizados por la Dirección General de la Energía a realizar los intercambios de energía a que dé lugar la optimización a través del pool

 

La valoración, tanto de las entregas como de las recepciones, se realizará al precio que determine la Dirección General de la Energía.

 

Lo pagos e ingresos que se originen entre los subsistemas eléctricos y la Red Eléctrica con motivo de los intercambios internacionales gestionados por esta última, formará parte de los costos compensables correspondientes a los intercambios de energía.

 

El coste estándar de operación y mantenimiento correspondiente a cada subsistema y empresa productora está integrado por un coste fijo y uno variable.

 

Las compensaciones de OFICO en las tarifas por suministros especiales u otros conceptos ligados con el suministro al abonado final se sumará a los ingresos netos d a tarifa que corresponda a efectos de compensaciones de mercado.

 

El coste estándar de gestión comercial se estandariza según el número de pólizas de abono y la potencia facturada en tensiones mayores a 1 kV.

 

El número de pólizas de abono y la potencia facturada se computarán al final de cada cuatrimestre. El valor anual será la media de los valores de los tres cuatrimestres del año.

 

El coste estándar de distribución será la suma del coste estándar de las instalaciones de distribución, del de explotación y el coste de gestión comercial.

 

La compensación total correspondiente a cada Subsistema eléctrico es la suma algebraica de las compensaciones por generación y por mercado que le corresponden.

 

La compensación total, positiva o negativa, correspondiente a cada subsistema eléctrico, dará lugar a una cantidad a percibir no a pagar, respectivamente, antes del día 31 de marzo del año siguiente a aquel para el que se han determinado las compensaciones. A tales efectos, Red Eléctrica de España enviará a la D.G.E. las liquidaciones por intercambios de energía practicadas durante el año anterior, con una certificación de la coherencia de dichas liquidaciones.

Los Subsistemas eléctricos efectuarán pagos y recibirán ingresos a cuenta de la compensación total.

 

Antes del día 15 de cada mes, se contabilizará, para cada Subsistema eléctrico, los ingresos y los costes compensables por intercambios de energía entre los mismos, correspondientes a todos los bloques horarios comprendidos entre el día 1 de enero y el último día del mes anterior.

 

Red Eléctrica de España, por encargo de la D.G.E., calculará las compensaciones a cuenta, con carácter provisional, y enviará dichos cálculos a la Dirección General de la Energía y a los Subsistemas eléctricos. Si transcurridos 5 días desde la fecha del envío la Dirección General de la Energía no hubiera puesto ninguna objeción a las mismas, los subsistemas eléctricos a los que corresponda efectuar pagos por compensaciones, los realizarán los subsitemas acreedores antes de transcurridos 15 días desde que dichos pagos hayan sido establecidos.

 

La potencia y energía adquirida por el conjunto de subsistemas a la empresa productora, se repartirá entre ellos en proporción a sus respectivas demandas en barras de central, que será, para cada año, las correspondientes al período 1 de enero a 31 de diciembre del año inmediato anterior.

 

3.3. Las compensaciones entre subsistemas.

 

Podemos distinguir las siguientes compensaciones:

 

3.3.1. Compensaciones entre subsistemas eléctricos.

 

Este sistema de compensaciones fue establecido por la Orden Ministerial de 30 de julio de 1984 y modificado posteriormente por la Orden Ministerial de 19 de febrero de 1988

 

Su objetivo consiste en redistribuir entre las diferentes empresas eléctricas los ingresos obtenidos vía tarifas, dado el carácter unificado de éstas y la existencia de diferentes costes de producción, distribución y estructura de mercado en cada una de las empresas.

 

Las cuotas de potencia permiten distribuir el coste fijo de las instalaciones entre todos los subsistemas que requieren de esas instalaciones para suministrar su mercado, pero a la vez, introducen incentivos para aumentar la disponibilidad, disminuir las puntas de la curva de carga y gestionar las reservas hidráulicas en función de las necesidades del mercado.

 

Las compensaciones de generación pretenden combinar la tarifa única, que percibe cada subsistema, con una determinación de los ingresos netos de cada uno de forma inversamente proporcional a los costes.

 

El objetivo de las compensaciones entre subsistemas es compensar en la medida adecuada:

 

  1. Las diferencias en los costes de generación y, en su caso, de adquisición de energía eléctrica, tanto fijos como variables, precisos para el abastecimiento del sistema y

  2. Las diferencias de ingresos debidos a la distinta estructura de los mercados de las empresas teniendo en cuenta los costes imputables en cada caso.

 

En otras palabras, podríamos decir en una primera aproximación que las compensaciones de producción llevan a todas las empresas al coste medio de generación.

 

Por otro lado, recordemos que el M.L.E. retribuye el coste fijo a través de la anualidad financiera que supone la amortización y retribución de los valores estándar neto de los activos de generación y distribución.

 

Las compensaciones de mercado llevan a igualar el ingreso medio de las empresas, haciendo un mix de abonados homogéneo para todas las compañías.

 

Pero existen unos incentivos a la eficiencia dentro de la metodología del M.L.E. que son los factores pi y beta, que pueden discriminar (en pequeña medida) a favor de una empresa y en contra de otra.

 

Las empresas extrapeninsulares (Gesa y Unelco), al estar de momento fuera de la metodología del M.L.E. no participan de este sistema de compensaciones sino que liquidan compensaciones de mercado y de extrapeninsularidad (costes de su combustible en comparación con el coste variable medio peninsular) con OFICO.

 

El Ministerio de Industria y Energía está a cargo del sistema de compensaciones entre empresas. Gestiona las transferencias de fondos entre unas sociedades y otros.

 

En resumen, el Marco Estable pretende a través de las compensaciones entre subsistemas la adecuación de los costes estandarizaos del servicio, en que cada empresa incurre, a los ingresos que esta perciben por aplicación de la tarifa media.

 

 

3.3.2. Compensaciones establecidas por la Oficina de Compensaciones de la Energía Eléctrica (OFICO)

Los diferentes conceptos compensables (interrumpiblidad, estacionalidad, almacenamiento de carbón, etc.) tienen por objeto compensar las diferencias de costes que, por las características externas a cada subsistema, se producen en su explotación.

 

OFICO recibe un porcentaje de la facturación total del sector, porcentaje que puede variar en el tiempo. Los fondos así obtenidos son redistribuidos con arreglo a una serie de factores, tales como el consumo de carbón nacional y el consumo de gas natural. OFICO distribuye también fondos a Enusa y Enresa.

 

3.3.3. Moratoria Nuclear.

La Orden del Ministerio de Industria y Energía de 14 de octubre de 1983 dispone en su apartado 2 la creación de un fondo, instrumentado a través de una cuenta en UNESA intervenida por la Dirección General de la Energía, para hacer frente a las obligaciones financieras y reales derivadas de las inversiones en curso en aquellas instalaciones cuyo futuro no había sido considerado en las previsiones del PEN.

Este fondo es administrado por Unesa.

 

3.3.4. Otras compensaciones.

Dentro de este apartado, se incluyen los saldos pendientes de aplicación de los fondos a los que se refiere el Real Decreto 441/1986.

 

M.L.E.: DEFINICIÓN

  1. SE ENTIENDE POR M.L.E. UN CONJUNTO DE NORMAS REGULADORESDEL RPOCEDIMIENTO DE CLÁCULO DE LA TARIFA ELÉCTRICA.

  • Real Decreto 1.538/1987 de 11 de Diciembre: por el que se determina la tarifa eléctrica de las empresas gestoras del servicio.

  • Órdenes Ministeriales de 29 de Diciembre de 1987: por las que se determinan los costes estándares de operación y mantenimiento, de estructura y de capital circulante y su procedimiento de actualización. También se fijan los valores estándares brutos y netos y vida útil de las instalaciones de generación eléctrica y el procedimiento para su actualización

  • Orden Ministerial de 19 de Febrero de 1988: por la que se regula la retribución de las empresas eléctrica.

  • Orden Ministerial de 22 de Diciembre de 1988: por la que se determinan los costes estándares de distribución y el procedimiento para su actualización

2. ES UN PROCEDIMIENTO ESTABLECIDO POR LA ADMINISTRACIÓN PARA ORDENAR EL SECTOR ELÉCTRICO POR MEDIO DE DOS INSTRUMENTOS:

  • La tarifa eléctrica.

  • Es sistema de compensaciones

M.L.E.: OBJETIVOS

  1. EN GENERAL FOMENTAR LA EFICIENCIA DEL SECTRO ELÉCTRICO Y MINIMIZAR INCERTIDUMBRES

  2. DOTAR DE CIERTA ESTABILIDAD A LA TARIFA ELÉCTRICA: Amortigua los efectos de la entrada en explotación de nuevos grupos.

  3. OFRECER UN SERVICIO AL MÍNIMO COSTE.

  4. ELIMINAR SUBJETIVIDADES EN EL CÁLCULO DE LA TARIFA.

  5. GARANTIZAR AL RECUPERACIÓN DEL VALOR DE LOS ACTIVOS A LO LARGO DE SU VIDA ÚTIL.

  6. REPARTIR LA RECAUDACIÓN DE LOS INGRESOS CONFORME A LOS COSTES DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO. Sistema de compensaciones. Existe un sistema de corrección de desviaciones respecto al estándar.

M.L.E.: NORMATIVA

  1. LAS TARIFAS SE ESTABLECEN A 1 DE ENERO DE CADA AÑO

  2. SE BASA EN COSTES ESTÁNDARES.

  3. REGULA EL CÁLCULO DE LOS COSTES PREVISTOS

 

M.L.E.: ESTRUCTURA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

  1. 10 SUBSISTEMAS ELÉCTRICOS PENINSULARES:

  • IBERDUERO

  • HIDROLA

  • UNIÓN – FENOSA

  • SEVILLANA

  • FECSA

  • ENHER

  • HIDRO CANTÁBRICO

  • VIESGO

  • HIDRUÑA

  • ERZ

Subsistema es una agrupación de empresas gestoras del servicio cuyas instalaciones de producción y distribución constituyen un sistema de ciclo completo.

 

2. EMPRESAS PRODUCTORAS NO INCLUIDAS EN ALGÚN SUBSISTEMA ELÉCTRICO:

- ENDESA

 

3. SISTEMAS EXTRAPENINSULARES:

  • GESA (Baleares)

  • UNELCO (Canarias)

  • ENDESA (Ceuta/Melilla)

 

M.L.E.: RETRIBUCIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS

 

- SUBSISTEMAS ELÉCTRICOS:

 

TARIFAS A ABONADO FINAL

COMENSACIONES ENTRE SUBSISTEMAS

OTRAS COMPENSACIONES

 

- EMPRESA PRODUCTORA NO INCLUIDA EN NINGÚN SUBSISTEMA:

                     PRECIO DE TRANSFERENCIA A SUBSISTEMAS

                     OTRAS COMPENSACIONES

- EXTRAPENINSULARES:

                     TARIFA A ABONADO FINAL

                     COMPENSACIONES POR EXTRAPENINSULARIDAD

- AUTOPRODUCTORES:

                     PRECIO A LOS SUBSISTEMAS

 

 

M.L.E.: LA TARIFA ELÉCTRICA

 

 

1- LA TARIFA ELÉCTRICA ES ÚNICA EN TODO EL TERRITORIO NACIONAL (Igual para cada consumidor tipo)

 

2 – SE DEFINE POR LA RELACIÓN:

 

COSTE PREVISTO DEL SECTOR ELÉCTRICO

 

----------------------------------------------------------------------------

DEMANDA DE MERCADO PREVISTA

 

3- LOS COSTES PREVISTOS AGREGAN COSTES ESTÁNDARES

SI LAS EMPRESAS QUIEREN SER REMUNERADAS ADECUADAMENTE DEBEN CONSEGUIR QUE SUS COSTES SEAN INFERIORES A SUS ESTÁNDARES.

 

 

M.L.E.: COSTES DEL SERVICIO ELÉCTRICO

2. GENERACIÓN:

 

  • Fijos (Amortización + Retribución)

  • Combustible e intercambios de energía

  • Operación y mantenimiento (Fijos y variables

2. DISTRIBUCIÓN:

  • Instalaciones de más 36 KV: se retribuye de acuerdo al valor estándar activo por activo (como en generación).

  • Instalaciones de menos de 36 KV: Se retribuye de acuerdo con un valor estándar por Kwv distribuido (estandarización global

4. ESTRUCTURA

5. CIRCULANTE

6. COSTE DE LAS EMPRESAS PRODUCTORAS

7. EXTERNALIDADES:

  • Retribución R.E.E. (Hasta 1991, luego como distribución)

  • Stock Básico de Uranio

  • OFICO

  • Moratoria nuclear

  • Segunda parte del ciclo nuclear

  • PIE: I+D

     

    M.L.E.: COSTES FIJOS

1. Son los costes derivados de la inversión realizada.

La anualidad tiene dos componentes

Amortización = Valor actual BRUTO estándar / Años de vida útil estándar

Retribución= Valores estándar NETO actualizado x Tasa de retribución

 

2. ¿Por qué se actualizan los estándares?

  • Contablemente no existen actualizaciones de las cifras de balance y se aplican tasas de retribución equivalentes al coste del dinero (ANUALIDAD CONTABLE)

  • El MLE actualiza los inmovilizados pero en cambio aplica tasas de retribución reales (descontado el efecto de la inflación) menores que el coste del dinero (ANUALIDAD FINANCIERA)

Esto se hace así para evitar que la tarifa tenga incrementos bruscos en los años en que entren en operación nuevas instalaciones. Al final de la vida útil de la instalación, la suma de las anualidades contables es idéntica a la de las anualidades financieras.

 

LOS VALORES ESTÁNDAR NO REFLEJAN EXACTAMENTE LOS VALORES CONTABLES DE LOS ACTIVOS

 LA TASA DE ACTUALIZACIÓN DE LOS ACTIVOS NO ES ÚNICA:

  • Las instalaciones anteriores a 1984 se actualizan con una ponderación del IPC o IPI

  • Las instalaciones posteriores a 1984 con el IPC.

 

M.L.E.: COMPENSACIONES ENTRES SUBSISTEMAS

¿Por qué existen?

  • La tarifa es única en todo el territorio nacional, para cada consumidor tipo.

  • El coste de producir 1 kw/h es distinto para cada compañía eléctrica.

  • La Administración y REE imponen condicionantes a la explotación del Sistema Eléctrico.

  • La estructura de mercado también es distinta para cada compañía.

  • Por ello, es necesario un sistema de COMPENSACIONES que corrija:

  • Diferencias de ingresos debidas a una distinta estructura de mercado (mix de abonados)

  • Diferencias entre energía vendida y energía generada

  • Diferencias entre costes de generación

  • Diferencias entre costes de distribución

  • Compensaciones más importantes:

  • Mercado / Distribución

  • Generación

  • Extrapeninsularidad

  • OFICO

Los costes compensables son la participación de cada subsistema en los costes estándares empleados en el cálculo de la tarifa. Las compensaciones se calculan con costes estándares.

 

M.L.E.: COMPENSACIONES DE MERCADO

 

 

Es un ingreso (o pago) para aquéllas empresas cuyos ingreso medios, CORREGIDOS POR LOS DIFERENTES COSTES DE DISTRIBUCIÓN, sean superiores (o inferiores) al ingreso medio del conjunto del sistema peninsular.

Donde:

 i

Zm   : Es la compensación a cobrar / pagar por el subsistema i.

 *

I    : Son los ingresos por kw/h del sector.

 i*

I    : Son los ingresos por kw/h del subsistema i.

 *

Cd   : Son los costes estándares de distribución por kw/h del sistema

 i*

Cd   : Son los costes estándares de distribución por kw/h del subsistema i

 i

Dd   : Es la demanda estándar en b.c. del subsistema i

 

 

M.L.E.: COMPENSACIONES DE GENERACIÓN

 

Es un ingreso (o pago) para aquéllas empresas cuyos costes de producción sean superiores (o inferiores) a los costes medios del sistema peninsular.

 

M.L.E.: COMPENSACIONES EXTRAPENINSULARIDAD

  • Gestionadas por OFICO

  • Se trata de compensar los sobrecostes de producción y transporte por su condición insular.

  • COMPENSACIÓN DE INGRESOS:

Ingreso medio estándar peninsular – Ingreso estándar del subsistema

Posterior liquidación conforme a desviaciones.

  • COMPENSACIÓN DE COSTES

Coste medio peninsular estándar – Costes estándar del subsistema

Posterior liquidación conforme a desviaciones.

 

 

M.L.E.: COMPENSACIONES OFICIO

  1. NORMALES POR ADQUISICIÓN DE CARBÓN NACIONAL. Incentivar el uso del carbón nacional

  2. SUPLEMENTO DE PRECIO ADQUISICIÓN DE CARBÓN NACIONAL. Conforme al N.S.C.C.T. para asegurar la viabilidad de las empresas mineras no sujetas al Contrato Programa

  3. EXCEDENTES SIDERÚRGICOS ADQUISICIÓN CARBÓN NACIONAL. Para lograr una total absorción de la hulla siderúrgica

  4. ADQUISICIÓN DE CARBÓN IMPORTADO. Compensación negativa. Para tratar de aproximar costes respecto al carbón nacional.

  5. TRANSPORTE DE CARBÓN NACIONAL. Cuando es necesario transportar el carbón nacional de la mina central.

  6. ALMACENAMIENTO DE CARBÓN NACIONAL. Aminorar los costes financieros derivados del stockaje.

  7. INVERSIONES PARA REDUCIR LA EMISIÓN DE CONTAMINANTES. Compensación da desarrollar.

  8. POR USO DE GAS NATURAL. Equipara el superior coste del gas en determinadas circunstancias.

  9. POR INTERRUMPIBILIDAD.

  10. POR SUMINISTROS EN TARIFA G.4.

 

M.L.E.: SISTEMA DE CORRECCIÓN DE DESVIACIONES

  • La metodología del M.L.E. está basada en unos costes estándares y previsiones de consumo fijadas a priori

  • Una vez transcurrido el ejercicio puede haber desfases entre costes previstos y reales.

  • El sistema de corrección de desviaciones únicamente lo hará con aquéllas que se deban a UNA PREVISIÓN ERRÓNEA DE LAS VARIABLES EXÓGENAS más significativas que se usan en el cálculo de las tarifas (IPC, tipos de cambio) Y QUE NO TIENDAN A COMPENSARSE A LO LARGO DEL TIEMPO (la hidráulicidad, entendida como cobertura con producción propia, está por lo tanto excluida).

  • Las principales variables susceptibles de corrección son:

  • Demanda global

  • Mix de demanda

  • Cambios en la política de cobertura de la demanda

  • Precios unitarios de los combustibles

  • Fechas de entrada y de baja en explotación de los activos

  • Cambios de los parámetros que sirven de base a las actualizaciones (IPC o IPI)

     

    ESTRUCTURA TARIFARIA POR TIPOS DE CONSUMIDOR

1. BAJA TENSIÓN:

  • Hasta 770W

  • General no superior a 15kW

  • General 3.0

  • General 4.0

  • Alumbrado público (B.0)

  • Riesgos agrícolas (R.0)

2. CORTA UTILIZACIÓN:

  • Cuatro tipos según kV

3. MEDIA UTILIZACIÓN:

  • Cuatro tipos según kV

4. LARGA UTILIZACIÓN:

  • Cuatro tipos según kV

5. TARIFAS DE TRACCIÓN

  • Tres tipos según kV

6. TARIFAS AGRÍCULAS

  • Tres tipos según kV

7. GRANDES CONSUMIDORES (G.4)

 

EXTERNALIDADES EN LA TARIFA ELÉCTRICA (% de retención)

CONDICIONANTES QUE INCIDIERON EN LA CONCEPCIÓN INICIAL DEL M.L.E.

ESTRUCTURA DE COSTES DEL SERVICIO ELÉCTRICO (Expediente de tarifas 1993)

 

* INMOVILIZADO GENERACIÓN 33%

* EXTERNOS Y CONTINGENTES 6%

* DISTRIBUCIÓN 22%

* ESTRUCTURA Y CIRCULANTE 4%

* COMBUSTIBLE E INTERCAMBIOS 22%

*REE 2%

* OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 11%

 

 

PROMOCIÓN DE LA EFICIENCIA

 

El diseño de las fórmulas de coste estándar permite a las compañías aumentar su beneficio cuando:

 

GENERACIÓN

  • Reducen sus costes futuros de inversión

  • Reducen sus costes reales de O y M

  • Reducen los consumos internos de las centrales

  • Reducen la carga mínima de las centrales

  • Alargan la vida útil de las centrales.

DISTRIBUCIÓN

  • Reducen costes reales de O y M

  • Reducen pérdidas de distribución

  • Reducen fraude

ESTRUCTURA Y CIRCULANTE

  • Reducen costes reales de estructura.

  • Reducen costes reales de circulante.

DIAGNÓSTICO “TÉCNICO” DEL M.L.E.

 

RETRIBUCIÓN A LAS INVERSIONES DE GENERACIÓN

* Bases altas y tasas bajas

* Tasa única de retribución que tiene en cuenta el volumen medio de regularización del sector

* Cambio de un sistema de tasas monetarias a uno de reales en medio de la vida útil de muchos activos antiguos.

* En consecuencia:

  • Exceso de retribución a los activos antiguos.

  • Déficit de retribución a los activos modernos (incluyendo nuevas inversiones).

RETRIBUCIÓN AL NEGOCIO DE DISTRIBUCIÓN

* En AT, que utiliza un sistema similar a Generación, existe un exceso de rentabilidad significativo.

* Estandarización en BT y MT por kWh circulado con:

     - Consumos unitarios muy distintos

     - Necesidades de red por kWh consumido muy distintas.

* En BT y MT: Introducción de un Kd para compensar parcialmente lo anterior.

     - En inversión

     - No en operación y mantenimiento.

* Falta de rentabilidad.

 

OTROS ASPECTOS

* Sistemas discutibles de incentivos (beta-pi, ingresos medios...)

* Hidraulicidad, Ingresos Accesorios.

 

FUENTES DE BENEFICIO DE UNA COMPAÑÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA.

IMPLICACIONES DE UTILIZAR UNA TASA ÚNICA QUE TIENE EN CUENTA LA REGULARIZACIÓN MEDIA

 

* No tiene en cuenta el distinto peso de la regularización en el balance de los diferentes subsistemas

 

* Produce una retribución muy heterogénea a las distintas centrales, en función de su edad y nivel de regularización, retribuyendo de forma excesiva a las más antiguas. Ello genera distorsiones adicionales a nivel subsistema y dificulta la realización de intercambios.

 

* No incentiva las inversiones futuras.

OBLIGA A REALIZAR AJUSTES “ESPECIALES” PARA ALGUNOS SUBSISTEMAS.

 

OTROS ASPECTOS DE M.L.E.

 

ANOMALÍAS EN EL CÁLCUO DE LA TARIFA

* Tratamiento de la hidraulicidad media.

* Tratamiento de los ingresos accesorios. Proporcionan quebrantos sectoriales significativos.

 

DISTORSIONES ENTRE SUBSISTEMAS

* Funcionamiento de los sistemas de incentivos explícitos.

* Sistemas de “suma-cero” soportados por los subsistemas.

 

EVOLUCIÓN DE LOS RATIOS FINANCIEROS CLAVE DESDE LA INTRODUCCIÓN DEL M.L.E.

 

Evolución del sector. 

 

PUNTOS FUERTES:

* Asignación de costes acreditados a nivel de subsistema bastante en línea con costes reales, pro permitiendo un margen de rentabilidad

* Aglutinamiento de intereses muy dispares en torno a un esquema común.

* Mejora significativa de la situación sectorial, incluso de las empresas más débiles.

* Apoya el cumplimiento de las necesidades energéticas.

 

 

COMPARACIÓN DE BASES Y TASAS DE RETRIBUCIÓN FRENTE A VALORES REALES DE ACTIVOS DE GENERACIÓN.

Billones de pesetas. Porcentajes 1992

ESTRUCTURA CONTABLE DE LOS ACTIVOS ELÉCTRICOS POR SUBSISTEMA*

4. LOS ACUERDOS SECTORIALES DE 1993

 

El acuerdo Endesa – Iberdrola sirvió tanto a la Administración como a las eléctricas como el catalizador en torno al cual se instrumentó el diseño de un nuevo marco de referencia que tenía por objetivo contribuir a la solución de los principales problemas del sector, que eran los siguientes:

  1. Elevado endeudamiento

  2. Incertidumbres sobre la recuperabilidad de las inversiones

  3. Singularidad de Endesa (hasta el momento el valor estándar de los activos de generación de Endesa era un 38% superior al del resto de las compañías del sector, lo que le supuso unos extra – ingresos de unos 53.000 millones de pesetas en 1992)

  4. Existencia de activos ociosos en los balances de las compañías.

  5.  

El primer paso en la reestructuración del sector ha consistido en el establecimiento de ciertas modificaciones en su marco regulador, y especialmente en los criterios de cálculo de los ingresos de las distintas compañías, con el objeto de mejorar la imputación de costes / ingresos modificando la redistribución de los mismos.

 

Las medidas más importantes que se han tomado en los últimos meses de 1993 han sido:

 

1- Modificaciones del Marco Legal Estable por dos órdenes ministeriales de 3 y 17 de diciembre, que incluyen el trasvase de ingresos de los suplementos de la tarifa para su cómputo en los resultados de las sociedades.

2- El incremento de tarifas que, con efecto 1 de enero de 1994, asciende a un 2,06% y puede calificarse de generoso, lo que avala la tesis de que el Gobierno ha optado por el saneamiento del sector.

3- Los diversos acuerdos entre las principales eléctricas para procede al intercambio de determinados activos, que permitan a aquéllas con una situación financiera más débil fortalecer sus balances.

 

Para 1994 quedaron pendientes tres aspectos claves:

 

1- La solución a los activos nucleares en moratoria.

2- La aprobación de la ley de ordenación del sector eléctrico.

3- El consumo futuro de gas en generación eléctrica, a pesar de estar actualmente firmado un Protocolo del gas entre las empresas eléctricas (UNESA) y Gas Natural- ENAGAS.

 

Las modificaciones al M.L.E intentan una mayor armonización y homogeneización del tratamiento retributivo del sector con criterios objetivos asegurando transparencia y equidad en el mismo y eliminando aquellos aspectos que han motivado las reclamaciones de parte del sector.

 

En primer lugar hay modificaciones al tratamiento del inmovilizado en generación, en concreto:

 

1 – Uniformización en el cálculo de los costes de armonización y retribución de las empresas eliminando tratamientos específicos que en el pasado han sido objeto de reclamación de los capitales invertidos en las instalaciones de generación adquiridas en el plan global de intercambios de 1985

 

Se procede a homogeneizar retributivamente dichos activos con el resto de activos no intercambiados, estableciendo que el parámetro que define de manera más objetiva dicha homogeneización es la igualación de la tasa interna de rentabilidad (TIR) del conjunto de instalaciones adquiridas a la del resto de activos no intercambiados.

 

Las instrumentación con tal fin se ha introducido en la metodología conlleva la sustitución de la singularidad del tratamiento de Endesa por un complemento de coste a cada una de las instalaciones o parte de instalaciones objeto de intercambio y que se aplicará no sólo a Endesa sino al resto de empresas que también participaron como compensadoras en el mencionado plan de intercambios. Con ello se cumple el objetivo de

 

2 – Unificación de los dos índices de actualización utilizados hasta el momento para homogeneizar y acelerar la recuperación de los costes diferidos de las instalaciones de reciente construcción y que presentan un mayor peso en el sistema.

La utilización de dos índices hasta el momento venía justificada por la necesidad de laminar la retribución de las instalaciones que han entrado en servicio en los últimos años y que por su volumen podrían tener fuertes impactos en la tarifa eléctrica.

 

3 – Caracterización precisa de la tasa monetaria utilizada para determinar la tasa de retribución a aplicar a los costes de generación y distribución.

 

Dicha tasa monetaria resultará de la mejor previsión del precio del dinero en los diferentes mercados de capitales tanto nacionales como internacionales en los que se desenvuelve el sector.

 

Se tendrá en cuenta la evolución de los tipos de cambio repercutiéndola a lo largo de la vida media de las instalaciones y de la vida media de la financiación a largo plazo en los mercados internacionales.

 

4 – Sustitución de la discrecionalidad con lo que hasta el momento se calculaban los coeficientes correctores de los costes fijos de instalaciones de distribución de tensión inferior a 36 KV por un tratamiento objetivo basado en una serie de criterios cuantitativos que caracterizan las instalaciones de distribución de las empresas.

 

Aumento a la retribución de aquellas compañías distribuidoras que hayan realizado inversiones en calidad de servicio (aunque el factor kd que compensaba a las compañías con mercados dispersos se reduce).

 

La futura ley de ordenación del sector eléctrico prevé la separación horizontal de las actividades de generación y distribución de las empresas eléctricas frente al tratamiento actual en el que dichas empresas se contemplan verticalmente integradas.

 

Existen una serie de costes como son los de estructura y gestión comercial que se han modificado para adecuarlos a esa futura separación de actividades:

 

5 – En sustitución del actual coste de estructura se define:

  • Un coste de estructura de producción basado en la producción y potencia instalada para cada empresa

  • Un coste de estructura de distribución basado en la energía suministrada en abonado final.

 

6 – El coste actual de gestión comercial se aplicará a las empresas distribuidoras en base al número de abonados y a la potencia facturada a abonados en más de 1 KV.

 

En resumen, se reduce su importe, reconociéndose exclusivamente a las distribuidoras, lo que supone que Endesa dejará de percibir alrededor de 4.600 millones de pesetas al año por dicho concepto.

 

7 -  Asimismo se reconsiderarán una serie de incentivos de la metodología de retribución y del sistema de compensaciones para adecuarlos a la futura situación.

 

Destaca la reducción del factor pi-beta, lo que viene a beneficiar a compañías como Endesa e Hidrocantábrico con ratios de generación / mercado más elevados que los de la media del sector.

 

8 – Se modifica el valor del producible hidráulico medio utilizado para la determinación de la tarifa en 1.050 Gwh, atendiendo a una reivindicación del sector y adecuando dicho parámetro a la realidad de los últimos años.

 

La reducción del año hidráulico medio parece insuficiente, ya que todo parece indicar que el año hidráulico medio teórico para el establecimiento de la tarifa está aún muy por encima de las precipitaciones que realmente se producen. Sin embargo, este aumento de los ingresos servirá para paliar parte de los extra –costes que se produzcan en el futuro. Tanto los extra-ingresos como los extra-costes se repartirán en función de las cuotas de mercado en distribución de las distintas compañías.

 

RESUMEN DE LOS ACUERDOS DEL SECTOR ELÉCTRICO

 

LOS ACURDOS QUE PARTE DE UN PROTOCOLO DE ACUERDO PREVIO ENTRE ENDESA E IBERDROLA, CONTEMPLAN LA REESTRUCUTRACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO ESPAÑOL CONTENIENDO TRES LÍNEAS DE ACCIÓN PRINCIPALES

 

                1 – MODIFICACIONES PROPUESTAS AL M.L.E.

                2 – MORATORIA NUCLEAR

                3 – INTERCAMBIO DE ACTIVOS

 

MODIFICACIONES PROPUESTAS AL M.L.E.

 

* HOMOGENEIZACIÓN DEL TIR DE LOS ACTIVOS INTERCAMBIADOS EN 1985 ENTRE LAS EMPRESAS QUE ADQUIRIERON LOS ACTIVOS Y TAMBIÉN CON EL RESTO DE LOS ACTIVOS NO INTERCAMBIADOS. (EN OTRAS PALABRAS, PÉRDIDA DEL FER DEL 1,38 DE ENDESA QUE SE REPARTE ENTRE TODO EL SECTOR)

 

* UNIFICACIÓN DE LAS TASAS REALES E ÍNDICES DE ACTUALIZACIÓN DE LOS ACTIVOS ESTÁNDARD ANTERIORES Y POSTERIORES A 1984

 

* CARACTERIZACIÓN PRECISA DE A TASA MONETARIA CON MAYOR CONCRECIÓN DE LOS CRITERIOS DE DETERMINACIÓN E INCLUSIÓN DE LOS COSTES DE LA DEVALUACIÓN DE LA PESETA EN EL CÁLCULO TARIFARIO.

 

* SEPARACIÓN DELOS INGRESOS DE ESTRUCTURA ENTRE DISTRIBUCIÓN Y GENERACIÓN Y ELIMINACIÓN DE LOS INGRESOS POR GESTIÓN COMERCIAL A LAS EMPRESAS DE GENERACIÓN (ENDESA)

 

* REDUCCIÓN DEL EFECTO PI-BETA DESDE EL 8% AL 2% DE LA MASA DE COSTES VARIABLES DE GENERACIÓN.

 

* STANDARIZACIÓN DE LOS COEFICIENTES kd QUE REDISTRIBUYEN HASTA UN MÁXIMO DEL 14% DE LOS COSTES DE CAPITAL DE DISTRIBUCIÓN DE <36kv.

 

* REDUCCIÓN DEL PRODUCIBLE MEDIO HIDRÁULICO ANUAL EN 1.050 GwH

 

* RECONOCIMIENTO DE INVERSIONES ADICIONALES MOTIVADAS POR GRANDES REPARACIONES, MEDIDAS MEDIOAMBIENTALES, CAMBIO A GAS Y PROLONGACIÓN DE VIDA ÚTIL.

 

MORATORIA NUCLEAR

 

* SE DETERMINA LA PARALIZACIÓN DEFINITIVA DE LOS PROYECTOS DE CONSTRUCCIÓN DE LAS CENTRALES DE LEMONIZ, VALDECABALLEROS Y LA UNIDAD 2 DE TRILLO.

 

* LA INDEMNIZACIÓN A PERCIBIR POR LOS TITULARES DE LOS PROYECTOS DE CONSTRUCCIÓN DEBERÁ EVITAR UNA PÉRDIDA SUSTANCIA EN SU PATRIMONIO.

 

* LA FINANCIACIÓN DE LA INDEMNIZACIÓN SE LLEVARÁ A CABO MEDIANTE LA AFECTACIÓN DE UN PORCENTAJE ANUAL DE LA TARIFA A ESTE FIN.

 

Deuda reconocida por la Administración a 31.12.1991 (Resolución de la D.G.E. de 11.12.1992)

Lemoniz I y II                 .................    363.719

Valdecaballeros I y II    .................    304.375

Trillo II                            .................       11.507

                                                          _____________

TOTAL                                                   679.601

 

INTERCAMBIO DE ACTIVOS

 

Adquisiciones del Grupo Endesa:

 

* ENHER ADQUIERE DE IBERDROLA:

LA MAYORÍA DE LOS ACTIVOS DE DIGRUÑA, EXCLUYENDO SU PARTICPACIÓN DE UN 15% EN LA CENTRAL NUCLEAR DE ASCÓ, Y OTROS ACTIVOS CARENTES DE INTERÉS, POR 64.000 MILLONES DE PESETAS.

 

* VIESGO ADQUIERE DE UNIÓN FENOSA:

EL 37,5% DE SALTOS DEL NANSA POR 3.000 MILLONES DE PESETAS.

 

* ENDESA ADQUIERE DE IBERDROLA:

1-AGBAR. LA CORPORACIÓN IBV (50% BBV + 50% IBD) VENDERÁ EL 50% DE SU PARTICIPACIÓN DEL 23,8% EN AGUAS DE BARCELONA A ENDESA POR 14.200 MILLONES DE PESETAS.

2 – FECSA. IBERDROLA VENDE TODA SU PARTICIPACIÓN EN ESTA COMAPÍA (APROXIMADAMENTE UN 4%) A ENDESA POR 6.800 MILLONES DE PESETAS.

 

Adquisiciones del Grupo Endesa.

*    ENDESA ADQUIERE DE UNIÓN FENOSA:

LA CENTRAL DE RIBADELAGO (36 MV)

*    ENDESA ADQUIERE DE VIESGO:

     EL 50% DE NUCLENOR

*    ENDESA ADQUIERE DE SEVILLANA:

     1- EL 50% DE ENECO

     2- 1/3 DE LA CENTRAL DE LOS BARRIOS (138MW)

 

Endesa también compra al BBV su participación del 6% en Sevillana.

 

*    ERZ ADQUIERE DE IBERDROLA:

TODAS LAS CONCESIONES, CENTRALES HIDROELÉCTRICAS (111 MW) Y MERCADO DE IBERDROLA EN ARAGÓN (160 GWh) POR 15.200 MILLONES DE PESETAS

*    ERZ ADQUIERE DE HIDRUÑA:

TODAS LAS CONCESIONES, CENTRALES HIDROELÉCTRICAS (37 MW) Y MERCADO DE HIDRUÑA EN ARAGÓN (137 GWh)

*    ENECO (Hasta ahora 50% Grupo Endesa) ADQUIERE DE IBERDROLA:

     UN 25% DE GUADISA.

*    ENECO (Hasta ahora 50% Grupo Endesa) ADQUIERE DE SEVILLANA:

     1- UN 25% DE GUADISA

    2- LA CENTRAL DE PUERTOLLANO (220 MW) POR 10.000 MILLONES DE PESETAS

 

Adquisiciones de otros.

 

*    CATÁBRICO ADQUIERE DE UNIÓN FENOSA:

1- EL 8,5% DE TRILLO (90,7 MW)

2- LA C.H. LA BARCA (55,3 MW)

3- LA C.H. LA FLORIDA (8 MW)

4- Fenosa pone a disposición de Cantábrico el 7,6% del capital que posee

 

*    NUCLENOR ADQUIERE DE UNIÓN FENOSA:

     EL 2% DE TRILLO (21,3 MW)

*    IBERDROLA COMPRA A UNIÓN FENOSA:

     EL 1,5% DE TRILLO (16 MW)

*    IBERDROLA COMPRA A HIDRUÑA:

     EL 15% DE ASCO II (139,5 MW)

 

5. LEGISLACIÓN Y MEDIDAS MEDIOAMBIENTALES.

 

Las normas españolas en materia de medio ambiente se enumeran en los artículos 43 y 45 de la Constitución, que reconocen el derecho a la protección de la saludo, a un entorno adecuado, y la obligación de los poderes públicos de hacer cumplir este derecho, previendo sanciones penales, administrativas y reparación para los que incumplan dichas normas.

 

Asimismo, el artículo 347b de la Ley Orgánica 8/1993, de 25 de junio de Reforma Urgente y Parcial del Código Penal, instaura el delito ecológico, sancionando con penas y multas las agresiones al medioambiente.

 

Dada la trascendencia que las centrales térmicas tienen sobre el medioambiente, y la obligatoriedad de armonizar nuestra legislación y la comunitaria a medio plazo en lo referente a medio ambiente, se puede comprobar que ha habido una rápida evolución de nuestra normativa y legislación.

 

Fundamentalmente es en la etapa de combustión en la caldera donde se produce la mayor parte de los compuestos y elementos que, dada su naturaleza, son contaminantes para el entorno que nos rodea.

 

Para controlar y reducir estas emisiones hasta los niveles que marca la legislación, es necesario introducir en la central térmica instalaciones complementarias o procesos que retengan estos contaminantes.

 

Las emisiones a la atmósfera constituyen básicamente el foco de contaminación más importante que hay en las centrales térmicas.

 

Estas emisiones dependen fundamentalmente del tipo y calidad del combustible (SO2, partículas, escorias, etc.) y también de las condiciones de operación y funcionamiento de la central térmica (NO, CO2, etc.)

 

La utilización de un combustible limpio y la operación de la caldera, en condiciones óptimas de funcionamiento, disminuiría notablemente las emisiones de estos compuestos contaminantes.

 

Por ello, hay que desarrollar tecnologías apropiadas que reduzcan estas emisiones y a la vez es necesaria una legislación que minimice el impacto medioambiental que puedan ocasionar.

 

La emisión de partículas ha sido la primera en reducirse mediante el desarrollo de ciclones, filtros de mangas y mediante pricipitadores electrostáticos, que pueden llegar a niveles de emisión del orden de 50mg/m3 N de partículas

 

También se han venido desarrollando tecnologías para reducir el azufre de los combustibles vía lavados y otras técnicas y, dado que la emisión de SO2 era todavía alta, se han desarrollado técnicas para aplicar en la misma caldera y mediante tecnologías que traten los gases de combustión fuera de la caldera, en instalaciones específicas, pudiéndose llegar a emisiones por debajo de 400 mg/m3 N de SO2 y reducciones de la emisión del SO2 superiores al 90%.

 

Por último, en la actualidad se están ultimando tecnologías reductoras de la emisión de NO, primeramente mediante medidas básicas que proporcionen una combustión eficiente mediante un control de la temperatura de la caldera y en segundo lugar mediante procesos que traten los gases de combustión vía catalítica, habiéndose llegado a niveles de emisión por debajo de 200 mg/m3/N.

 

En estos momentos, las tecnologías desarrolladas y las técnicas analíticas de medida no permiten todavía poder hacer un control y reducción de las emisiones de CO2 (efecto invernadero), pero tanto el sector eléctrico como la Administración están realizando un esfuerzo al respecto.

 

Las disposiciones fundamentales actuales que regulan la contaminación atmosférica española las podemos resumir como sigue:

  • Ley 22 de diciembre 1972, número 38/72, de Protección del Ambiente Atmosférico (Jefatura del Estado, BOE de 26 de diciembre de 1972)

  • Decreto 833/1975, de 6 de febrero, por el que se desarrolla la ley anterior (BOE de 22 de abril de 1975, pág. 8.391 a 8.416)

  • Decreto 795/1975, de 20 de marzo, por el que se desarrolla el artículo 11 de la Ley de Protección del Medioambiente.

  • Orden de 10 de agosto de 1976 por la que se establecen las normas de análisis de contaminantes en la atmósfera (Ministerio de la Gobernación, BOE de 5 de noviembre de 1976, pág. 21.822 a 21.832; corrección de errores BOE de 10 de enero 1977, pág 455)

  • Orden de 18 de octubre de 1976 sobre prevención y corrección de la contaminación industrial de la atmósfera (Ministerio de Industria, BOE de 3 de diciembre de 1976, pág. 24.097 a 24.116; corrección de errores en BOE de 23 de febrero de 1977, pág. 4.397)

  • Resolución de 10 de junio de 1980 sobre análisis de niveles de inmisión de NO, como anexo a la anteriormente citada Orden de 10 de agosto de 1976 (Ministerio de Sanidad y Seguridad Social, BOE de 13 de octubre de 1980, pag. 22.775 a 22.776).

  • Real Decreto 1613/1985 de 1 de agosto, por el que se establecen nuevas normas de calidad para SO2 y partículas (Presidencia del Gobierno, BOE de 12 de septiembre de 1985, pag. 28.797 a 28.799)

  • Resolución de 17 de abril de 1986 respecto a equipos de medida de emisiones de SO2, NO y partículas (Ministerio de Industria y Energía, BOE de 25 de abril de 1986, pag. 14.766 a 14.768)

 

Respecto al marco legislativo comunitario, aunque los inicios de la directiva que nos atañe ha sido un proceso largo, lento y muy laborioso, la primera propuesta fue realizada en febrero de 1983, mediante un marco que concernía al control y reducción de contaminantes procedentes de plantas industriales.

 

La directiva 88/609/CE, aprobada por el Consejo de Ministros de la C.E. en 28 de junio de 1988, fue firmada en Bruselas el 24 de noviembre de 1988 y publicada en el Diario Oficial de las Comunidades Europeas el 7 de diciembre de 1988, abarca fundamentalmente los siguientes aspectos:

  • Ámbito de aplicación

  • Programa de reducción de emisiones en instalaciones antiguas.

  • Valores límite de emisión para instalaciones nuevas.

  • Índices de desulfuración

  • Medición de las emisiones

  • Contabilización de las emisiones.

En 1990 el Estado español estableció el Programa de Reducción de Emisiones de las instalaciones de combustión existentes en el país.

 

Las instalaciones de combustión nuevas, cuya autorización de construcción (o en su defecto explotación) sea posterior al 1 de Julio de 1987, no deberán sobrepasar ciertos niveles de emisión para el SO2 y NO; según el tipo de combustible y potencia térmica de la central térmica.

 

La Directiva, asimismo, cita una serie de excepciones a los valores límites de emisión de SO2.

 

Indudablemente, la incorporación española a la CE ha provocado una rápida evolución de la legislación medioambiental española, tanto en el aire como en el agua y el suelo.

 

La aprobación de la Directiva de la CE sobre grandes instalaciones de combustión que se refiere a la contaminación de aire atmosférico; la Directiva 76/465 a que se refiere a la contaminación de aguas; y la Ley y Reglamento de Residuos Tóxicos y Peligrosos, proporcionan una base de actuación en lo que se refiere a legislación medioambiental en nuestro país.

 

6. LA LEY DE ORDENACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO

 

Los acontecimientos ocurridos en 1992 y 1993 propiciaron una nueva configuración del sector eléctrico español. Se consolidaron dos grandes grupos empresariales, Endesa e Iberdrola (que suman un 80% de la generación) y permanecen dos empresas independientes de menor tamaño (Unión Fenosa e Hidrocantábrico).

 

A pesar de una caída de la demanda que favorecía el decalaje de los planes de inversión del sector (previstos en el PEN 1991-2000), la baja hidraulicidad, los elevados tipos de interés y debilidad de la peseta, impidieron que dicha coyuntura fuera aprovechada para reducir significativamente los elevados niveles de endeudamiento del sector (tal vez su principal debilidad)

 

Este hecho, así como la intención de la Administración de sanear los balances de las compañías eléctricas con el objeto de prepararlas para las nuevas inversiones, llevaron a que la Administración aprovechase el importante acuerdo Endesa-Iberdrola para propugnar; primero la introducción de una serie de modificaciones en su marco regulador, conocido como el “marco legal estable”, especialmente en lo referente a los criterios de cálculo de los ingresos de las distintas compañías, con el objeto de mejorar la imputación de costes/ingresos modificando la redistribución de los mismos; y en segundo lugar un gran intercambio de activos.

 

Los cambios más importantes en el marco regulatorio fueron los siguientes:

 

1) La unificación de las tasas de remuneración de los activos.

 

2) El reparto del “factor especial de retribución” de Endesa (de alguna forma se venía compensando a Endesa por el esfuerzo realizado en el intercambio de activos de 1987)

 

3) Modificación de ciertos criterios para el cálculo de los ingresos que afectan a los costes de estructura, costes de gestión comercial, aumento de la retribución de las distribuidoras y disminución del año hidráulico medio.

 

El Ministerio de Industria y Energía aprovechó la coyuntura para promover un intercambio de activos entre las distintas compañías del sector para equilibrar sus estructuras financieras y productivas, intercambiándose activos por un importe superior a los 200.000 millones de pesetas, destacando en el lado vendedor Unión Fenosa e Iberdrola y en el lado comprador Endesa e Hidrocantábrico.

 

La reestructuración sectorial concluirá con la aprobación de la “Ley de Ordenación del Sector Eléctrico”, cuyo borrador ha sido entregado en el Congreso de los Diputados, estando la discusión en Comisión a la hora de redactar estas líneas.

 

El Proyecto de Ley reconoce y no altera los fundamentos del sector en España: la planificación conjunta de las inversiones futuras, la existencia de un sólo sistema solidario, despacho centralizado, una sola compañía de transporte y optimización (que seguirá siendo Red Eléctrica), tarifa única para todo el territorio y una metodología de remuneración a las compañías basada en costes estándar (el marco legal estable).

 

Las principales novedades que recoge el Proyecto son:

 

1) El suministro eléctrico tiene naturaleza de servicio público, recogiendo de alguna forma lo que estaba bastante disperso en nuestra legislación. Aumentan las competencias de las Administraciones autonómicas.

 

2) Creación de dos sistemas de producción / venta: uno “integrado” (que es como el que actualmente está en vigor) y otro “independiente” que pagará al integrado por los servicios que le presta como la optimización y el transporte y por garantizar el suministro) y que presumiblemente contratará con grandes consumidores.

 

3) Creación de un regulador independiente: La Comisión Nacional del Sector Eléctrico, con capacidad decisoria, inspectora y sancionadora.

 

4) Segregación jurídica de las actividades de generación y distribución. Incompatibilidad para que una misma empresa opere en los sistemas integrado e independiente.

 

5) Subastas competitivas para la adjudicación de nueva potencia, controladas por la nueva Comisión.

 

6) Solución a la “moratoria nuclear”

 

Este punto es especialmente importante para compañías como Iberdrola o Sevillana ya que mantienen alrededor de 700.000 millones de pesetas en recursos ociosos que en su práctica totalidad fueron financiados mediante deuda y que generan un importante volumen de gastos financieros.

 

En la actualidad, se destina el 3,54% de la tarifa a pagar los intereses de la deuda asociada a dichos activos así como a amortizar el principal de la misma. Sin embargo, y hasta el momento, los elevados tipos de interés y la debilidad de la demanda, hacía imposible que la cuota del 3,54% se pudiese cubrir ni siquiera los gastos financieros generados por dicha deuda.

 

Debido a estos, las compañías activaban la diferencia entre los gastos financieros generados por la deuda y los ingresos recibidos por la cuota, lo que hacía aumentar anualmente el importe de los activos afectos a dicha moratoria.

 

El Proyecto de Ley prevé la amortización de la deuda reconocida por la Administración, correspondiente a ese inmovilizado en curso de un plazo máximo de 25 años, e incrementos mínimos de la dotación anual para la amortización del 2%.

 

 

PRINCIPIOS EN LOS QUE SE BASA EL SECTOR ELÉCTRICO

 

SERVICIO PÚBLICO (DECRETO DE 12 DE ABRIL DE 1924)

 

*    MONOPOLIO NATURAL:

  • COSTES MARGINALES DECRECIENTES

  • NECESIDAD DE REGULACIÓN:

  1. FIJACIÓN DE PRECIOS AL CONSUMIDOR FINAL

  2. CONTROL DEL FLUJO INTERO DE FONDOS

  3. OBLIGACIÓN DE SUMINISTRO

*    SINGULARIDAD DE LA ELECTRICIDAD ¿BIEN O SERVICIO?

 

*    NECESIDAD DE UNA POLÍTICA ENERGÉTICA

    - COMPETENCIAS NACIONAL / CE

    - MÍNIMOS COSTES / SEGURIDAD SUMINISTRO

 

*    NUEVOS PROBLEMAS, NUEVAS FORMAS DE REGULACIÓN:

  • MEDIOAMBIENTE

  • MERCADO ÚNICO: LIBERTAD DE MOVIMIENTOS DE LOS FACTORES

  • NORMAS DE URBANISMO

  • DERECHOS DE LOS CONSUMIDORES / CALIDAD DE SERVICIO

*    FACTOR CLAVE DE ÉXITO: SABER INVERTIR /LARGOS PERÍODOS DE MADURACIÓN

 

FUNDAMENTOS DEL ACTUAL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESPAÑA

 

*    DIFERENCIACIÓN FASES:          - GENERACIÓN

                                     - TRANSPORTE

                                     - DISTRIBUCIÓN Y VENTA

*    PLANIFICACIÓN DE LA CAPACIDAD A.L.P. (a través del PEN)

*    OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA 

  • PENINSULAR (EXPLOTACIÓN UNIFICADA POR REE)

  • EXTRAPENINUSLAR (GESA Y UNELECO)

*    TARIFA ÚNICA / BINOMIAS / ÚNICA POR TIPO DE CONSUMIDOR

*    REDISTRIBUCIÓN INTERNA DE FONDOS EN BASE AL COSTE ESTÁNDAR Y COMPENSACIONES INTEREMPRESAS (M.L.E.)

*    RED DE TANSPORTE NACIONALIZADA (REE)

*    VARIAS EMPRESAS / COEXISTENCIA DEL SECTOR PÚBLICO Y PRIVADO

*    GRUPOS EMPRESARIALES VERTICALES

 

DIAGNÓSIS DEL SECTOR ELÉCTRICO ESPAÑOL

 

ESCASA COMPETITIVIDAD GLOBAL POR

- BAJA ROTACIÓN DE ACTIVOS

- ALTO COSTE DEL CARBÓN NACIONAL

- CURVA DE DEMANDA NO ECONÓMICA

- ALTA INVERSIÓN POR ABONADO

- EXCESIVO ENDEUDAMIENTO

- ALTOS TIPOS DE INTERÉS

 

HETEROGENEIDAD EMPRESARIAL DE

- ESTRUCTURAS INDUSTRIALES

- ESTRUCTURAS FINANCIERAS

- ESTRUCTURAS DE COSTE

 

EXPLOTACIÓN UNIFICADA

 

*    SI EL SISTEMA ES ÚNICO, EL DESPACHO CENTRAL DEBE SER ÚNICO

*    PUEDE MINIMIZAR EL COSTE DEL SISTEMA / BENEFICIOS PARA EL CONSUMIDOR

*    EL GRADO DE DESCENTRALIZACIÓN DEL DESPACHO

*    ¿COSTE VARIABLE O COSTE TOAL?

*    EXCEPCIONES AL COSTE MÍNIMO

 

 

DISTRIBUCIÓN INTERNA DE LOS FONDOS DEL SECTOR

 

*    COSTE ESTÁNDAR / COSTE ACREDITADO

*    NECESIDAD DE

- RECUPERAR LOS COSTES

- OBTENER UNA RENTABILIDAD SOBRE LOS FONDOS   

  PROPIOS INVERTIDOS

- INCENTIVOS A LA PERMANENCIA EN EL NEGOCIO

 

*    EL M.L.E.

- AMORTIZACIÓN Y RETRIBUCIÓN (GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN >36KV)

- OP Y MTO (FIJO Y VARIABLE)

- COMBUSTIBLE

- COSTES COMERCIALES

- COSTES DE ESTRUCTURA

- COSTES DE CICULANTE

 

 COSTES CONTINGENTES

*    EXCEPCIONALIDAD DE ENDESA COMO EMPRESA ÚNICAMENTE PRODUCTORA

*    COMPENSACIONES INTEREMPRESAS

 

¿POR QUÉ UNA LEY?

 

*    INEXISTENCIA DE UN MARCO GENERAL / DISPERSIÓN DE NORMAS DE DIVERSO RANGO

*    NUEVOS PROBLEMAS / NECESIDAD DE QUE EL ACTUAL MODELO REGULADOR EVOLUCIONE

*    INTRODUCIR COMPETENCIA ALLÁ DONDE ES POSIBLE (GENERACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN)

*    MAYOR TRANSPARENCIA (SEGREGACIÓN DE ACTIVIDADES)

*    DOTAR DE MAYOR FLEXIBILIDAD AL SISTEMA

 

OPORTUNIDAD DE PRESENTACIÓN DELA LEY DE ORDENACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

 

*    NECESIDAD DE OTORGAR LA MÁXIMA SEGURIDAD JURÍDICA AL SISTEMA ELÉCTRICO ANTE UN NUEVO CICLO INVERSOR

 

*    ELIMINACIÓN DE LA INCERTIDUMBRE, ANTE LA AUSENCIA DE UN MARCO DE REGULACIÓN HOMOGÉNEO, EN UN CONTEXTO COMO EL EUROPEO EN EL QUE SE HAN PRODUCIDO CUATRO INICIATIVAS LEGALES EN LOS DOS ÚLTIMOS AÑOS Y UN DEBATE IMPORTANTE SOBRE EL MERCADO INTERIOR ENERGÉTICO EN LA COMUNIDAD EUROPEA

 

*    CONVENIENCIA DE INTRODUCIR MECANISMOS DE COMPETENCIA Y LIBERALIZACIÓN ASÍ COMO DE PERFECCIONAR EL SISTEMA DE RETRIBUCIÓN, SOBRE LA BASE DE UNA LEY.

 

*    CONSOLIDACIÓN DE LOS PRINCIPIOS BÁSICOS DE REGULACIÓN

  • Obligación de suministro a todos los consumidores

  • Tarifas únicas para cada categoría de consumidor en todo el territorio nacional

  • Planificación conjunta de las necesidades de capacidad a largo plazo

  • Explotación unificada.

 

*    INTRODUCCIÓN DE MAYORES GRADOS DE TRANSPARENCIA MEDIANTE LA DIFERENCIACIÓN DE LAS ACTIVIDADES QUE FORMAN PARTE DEL NEGOCIO ELÉCTRICO Y LA SEPARACIÓN SOCIETARIA DE LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN.

 

*    DESARROLLO DE LOS PRECEPTOS CONSTITUCIONALES EN CUANTO AL ESTABLECIMIENTO DE BASES DEL RÉGIMEN ENERGÉTICO.

 

EL SUMINISTRO ELÉCTRICO COMO UN “BIEN COMPUESTO”

 

CARACTERÍSTICAS DEL SUMINISTRO

 

1. La seguridad del suministro o función del grado de diversificación del sistema eléctrico oferente.

2. Distintas “seguridades de suministro” implican:

  • Distintos riesgos para el consumidor

  • Distintos bienes económicos.

3. Cada empresa individual tiene:

  • Distinta diversificación

Y, por tanto, ofrece un bien económico diferente.

 

CONSECUENCIA: EL “BIEN COMPUESTO” Y “POOL ÚNICO”

 

Para que todos los consumidores se beneficien de:

 

- La diversificación resultante de la planificación

- La mayor seguridad de suministro que ello implica

 

Es necesario realizar la integración de toda la potencia y energía del sistema en un “pool” único que da lugar a un bien económico compuesto, distinto del ofrecido por cada empresa.

 

LO QUE SEGUIRÁ IGUAL QUE HASTA AHORA EN LA LEY

 

* SERVICIO PÚBLICO: 

 

- Obligación de suministro (igual que hasta ahora)

- Fijación administrativa de tarifas máximas (hasta ahora eran máximas y en la práctica mínimas)

 

* PLANIFICACIÓN DE LA CAPACIDAD A.L.P. 

- PEN (MINCT). Igual que hasta ahora

 

* SISTEMA ÚNICO

 

* EXPLOTACIÓN UNIFICADA (por parte de REE). Igual que hasta ahora

 

* EMPRESA ÚNICA DE TRANSPORTE (y optimizadora): REE. Igual que hasta ahora.

 

* TARIFA ÚNICA

 

* CÁLCULO TARIFARIO BASADO EN ESTÁNDARES:

 

- Control del flujo de fondos con la misma filosofía (modificaciones al M.L.E. pero corrección del valor estándar y de las tasas tanto en generación como en distribución)

 

* DOS SISTEMAS:

 

- INTEGRADO (Conserva lo actualmente existente con alguna novedad)

- INDEPENDIENTE

 

  • El sistema integrado se responsabiliza de la seguridad de suministro a todo el sistema.

  • El sistema independiente paga al integrado por los servicios recibidos y externalidades

  • Además, otros servicios son compartidos por ambos sistemas (transporte y distribución)

* COMISIÓN NACIONAL DE LA ELECTRICIDAD (Vela por la objetividad y transparencia del sistema).

 

* SEGREGACIÓN DE ACTIVIDADES: Incompatible sistema integrado / independiente, actividades eléctricas / no eléctricas.

 

- Necesidad de segregación contable para las empresas que venían simultaneando actividades antes de la publicación de la Ley, y jurídica para las de nueva aparición.

 

* SUBASTAS COMPETITIVAS PARA LA ADJUDICACIÓN DE NUEVA POTENCIA.

 

SISTEMAS QUE COEXISTEN EN LA NUEVA ORDENACIÓN SECTORIAL

 

 

FILOSOFÍA EN QUE SE BASA EL FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA INDEPENDIENTE

 

REQUISITO BÁSICO

- Evitar que el Sistema Independiente genera ineficiencias económicas

 

CONDICIONANTES DE PARTIDA

- Carácter se Servicio Público del suministro eléctrico

- Ciertos derechos de reenganche de los clientes del Sistema Independiente

   * Seguridad

   * Derechos Económicos

 

IMPLICACIONES

- El sistema Integrado no puede renunciar a responsabilizarse de la seguridad de suministro del sistema total.

- Ciertos servicios del Sistema Integrado deben compartirse:

   Garantía (reserva)

   Redes

- El Sistema independiente debe:

Pagar al Integrado por los servicios prestados

Compartir externidades

Asumir incrementos de coste que pueda causa al Sistema integrado.

 

FUNCIONES DE LA COMISIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

 

EN RELACIÓN CON EL DESARROLLO NORMATIVO:

  • Actuar como órgano consultivo

  • Informar proyectos de disposiciones

  • Emitir informes

  • Aprobar normas de transporte

EN RELACIÓN CON EL RÉGIMEN RETRIBUTIVO

  • Colaborar en la elaboración de tarifas

  • Realizar la liquidación de la energía

COMO ÓRGANO INSPECTOR Y ÁRBITRO DEL SISTEMA:

  • Resolver reclamaciones

  • Inspección de instalaciones

  • Actuar como órgano arbitral

  • Determinar los sujetos a cuya actuación sean imputables deficiencias

  • Proponer iniciación de expedientes sancionadores

  • Recabar la información requerida

EN RELACIÓN CON LA PLANIFICACIÓN:

  • Colaborar en la planificación eléctrica

  • Informar expedientes autorización de instalaciones.

 

RAZONES DE LA SEPARACIÓN DE LAS ACTIVIDADES ELÉCTRICAS

  • NO EXISTEN BENEFICIOS ESPECIALES EN EL MANTENIMIENTO DE LA PROPIEDAD COMÚN DE GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN.

  • SUPERACIÓN DEL COMPLEJO SISTEMA DE COMPENSACIONES ACTUAL

  • RACIONALIZACIÓN, SIMPLIFICACIÓN Y TRANSPARENCIA DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

  • RETRIBUCIÓN MÁS ADECUADA DE CADA ACTIVIDAD ELÉCTRICA

  • REGULACIÓN DISTINTA DE LAS ACTIVIDADES QUE CONSTITUYEN UN MONOPOLIO NATURAL DE AQUELLAS QUE PUEDEN EJERCERSE EN COMPETENCIA.

 

SEPARACIÓN FUNCIONAL ESTABLECIDA EN EL PROYECTO DE LEY DE ORDENACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO.

  • LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN EN EL SISTEMA INTEGRADO DEBE DESARROLLARSE DESDE UNA SOCIEDD CUYO OBJETO EXCLUSIVO SEA ESTE, PUDIENDO DESARROLLAR ACTIVIDADES DE TRANSPORTE

  • LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DEBE DESARROLLARSE POR UNA SOCIEDAD CUYO OBJETO EXCLUSIVO DEA ESTE

  • LA EXIGENCIA DE OBJETO SOCIAL EXCLUSIVO NO ES APLICABLE EN EL SISTEMA INDEPENDIENTE, NO PUDIENDO, POR OTRA PARTE, UNA MISMA ENTIDAD REALIZAR SIMULTANEAMENTE ACTIVIDADES COMPRENDIDAS EN EL SISTEMA INTEGRADO Y EN EL SISTEMA INDEPENDIENTE.

  • LA SEPERACIÓN FUNCIONAL PERMITE QUE LAS EMPRESAS ACTUALES PUEDAN SEGUIR OPERANDO PLENAMENTE EN LAS ACTIVIDADES DEL NEGOCIO ELÉCTRICO EN LAS QUE ESTÁN PRESENTES EN LA ACTUALIDAD, AUNQUE DEBERÁN DIFERENCIAR FILIALES PARA REALIZAR SUS ACTIVIDADES DENTRO DEL SISTEMA INTEGRADO.

  • PARA LA DIFERENCIACIÓN DE FILIALES, SE ESTABLECE UN PERIODO TRANSITORIO. SU EXIGENCIA SE PRODUCIRÁ POR REAL DECRETO, CON INFORME PREVIO DE LA COMISIÓN NACIONAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO.

 

ADJUDICACIÓN DE LA NUEVA CAPACIDAD MEDIANTE CONCURSO

  • ES UN ELEMENTO ESENCIAL PARA ABRIR EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL A LA COMPETNEICA, LO QUE DBE REDUNDAR EN LA OBTENCIÓN DEL MÍNIMO COSTE DE LAS INVERSIONES

  • INTRODUCE UN ALTO GRADO DE TRANSPARENCIA EN LA DETERMINACIÓN DE LA RETRIBUCIÓN A LAS COMPAÑÍAS GENERADORAS

  • AL EXISTIR UN RESPONSABLE ÚNICO (PLANIFICACIÓN CONJUNTA) QUE DETERMINA LAS NECESIDADES DE GENERACIÓN Y TRANSPORTE DEL SISTEMA, EL CONCURSO PERMITE INCORPORAR LOS OBJETIVOS DE DIVERSIFICACIÓN, DE SEGURIDAD EN EL APROVISIONAMIENTO DE COMBUSTIBLE Y DE FIABILIDAD, PARA EL CONJUNTO DEL SISTEMA

  • PERMITE INTRODUCIR FLEXIBILIDAD EN CUANTO AL TIPO DE COMBUSTIBLE, TAMAÑO DE LA PLANTA, TECNOLOGÍA, PERIODOS DE CONSTRUCCIÓN, TÉRMINOS FINANCIEROS Y EMPLAZAMIENTOS.

 

ACCESO DE NUEVA CAPACIDAD AL SISTEMA INTEGRADO

 

TIPO DE CAPACIDAD

- Grandes Centrales

- Generación descentralizada (autoproducción, renovables...)

 

VÍAS DE ACCESO

- Concurso Norma Macro

- Concurso Asignación directa

 

COMENTARIOS

- Método más deseable

- Cuando el concurso no se estime adecuado

- La experiencia extranjera avala la aplicabilidad del concurso a esta capacidad

- Definiría retribución según coste de oportunidad

 

INTRODUCCIÓN DE COMPETENCIA

  • ASIGNACIÓN DE NUEVAS CENTRALES DE GENERACIÓN Y/O DE ENERGÍA IMPORTADA MEDIANTE CONCURSO

  • POSIBILIDAD DE ASIGNACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN MEDIANTE CONCURSO

  • INTRODUCCIÓN DEL SISTEMA INDEPENDIENTE

 

FINALIDAD DE LA LEY DE ORDENACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

  • GARANTIZAR LA SATISFACCIÓN DE LAS NECESIDADES DE ENERGÍA ELÉCTRICA AL MENOR COSTE POSIBLE Y CON UNOS NIVELES ADECUADOS DE FIABILIDAD Y CALIDAD.

  • PROTECCIÓN DE LOS CONSUMIDORES

  • GARANTÍA DE SUMINISTRO A TODOS LOS CONSUMIDORES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

  • MAYOR TRANSPARENCIA Y REGULACIÓN MÁS EFICIENTE

  • INTRODUCCIÓN DEMECANISMOS COMPETITIVOS Y DE LIBERALIZACIÓN LO QUE GENERARÁ MAYOR EFICIENCIA Y AMPLIARÁ LA CAPACIDDAD DE ELECCIÓN DE LOS CONSUMIDORES MEDIANTE:

  • La asignación de la nueva capacidad mediante concurso

  • La creación del sistema independiente

  • Mejora de la calidad del suministro, de la gestión de la demanda y de las relaciones entre los consumidores y las compañías suministradoras.

 

PROTECCIÓN A LOS CONSUMIDORES Y AMPLIACIÓN DE SU CAPACIDAD DE ELECCIÓN

 

*  OBLIGACIONES DE LA EMPRESA SUMINISTRADORA

  • Atender en condiciones de igualdad las demandas de nuevos suministros

  • Aplicar a los usuarios las tarifas aprobadas por la administración

  • Informar a los usuarios de la tarifa eléctrica más conveniente para ellos

  • Poner en práctica programas de gestión de la demanda

  • Propiciar un uso racional de la energía

  • segurar un nivel adecuado de calidad en el suministro.

*  CALIDAD EN EL SUMINISTRO.

  • Establecimiento de programas de calidad en colaboración con las CCAA.

  • Posibilidad de reducción en la facturación si el nivel de calidad es inferior al establecido por áreas.

*  MAYOR CAPACIDAD DE ELECCIÓN DE LOS CONSUMIDORES:

  • Acceso a la energía eléctrica en el sistema integrado a las tarifas establecidas

  • Los grandes consumidores podrán adquirir energía al valor integrado referidos a periodos concretos de tiempo.

  • En el sistema independiente el consumidor puede adquirir energía del generador que elija o energía importada satisfaciendo los costes de garantía de potencia y tránsito ocasionados al sistema integrado.

ESTABILIDAD

*    MARCO RETRIBUTIVO

  • SISTEMA DE RETRIBUCIÓN DE ACUERDO CON COSTES RECONOCIDOS PARA CADA UNA DE LAS ACTIVIDADES

  • MANTENIMIENTO DEL MARCO LEGAL PARA LAS INSTALACIONES EXISTENTES Y LAS QUE NO SE ADJUDIQUEN MEDIANTE CONCURSO

  • DETERMINACIÓN DE LA RETRIBUCIÓN SEGÚN EL RESULTADO DE LOS CONCURSOS CON CARÁCTER GENERAL PARA LAS NUEVAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN.

 

*    EQUILIBRIO FINANCIERO DEL SECTOR DE ACUERDO CON PARÁMETROS DE EFICIENCIA.

  • EL RECONOCIMIENTO DE LOS COSTES IMPUTALBES A CADA UNA DELAS ACTIVIDADES CON CRITERIOS OBJETIVOS Y NO DISCRIMINATORIOS

  • INTRODUCCIÓN DE INCENTIVOS A LA MEJORA DE LA EFICIENCIA

  • INTRODUCCIÓN DE INCENTIVOS A LA CALIDAD Y A LA GESTIÓN DE LA DEMANDA

 

*    CONSISTENCIA CON LA EVOLUCIÓN PREVISTA EN LA REGULACIÓN EUROPEA

  • INTRODUCCIÓN DEL SISTEMA INDEPENDIENTE CON UNA IMPORTANTE CAPACIDAD DE EVOLUCIÓN

  • ACCESO A LAS REDES POR PARTE DEL SISTEMA INDEPENDIENTE

  • ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD POR CONCURSO

  • SEGURIDAD DE SUMINISTRO MEDIANTE DIVERSIFICACIÓN

  • SEPARACIÓN DE LAS DISTINTAS ACTIVIDADES DEL NEGOCIO ELÉCTRICO

  • CAPACIDAD DE IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN POR LOS AGENTES DEL SISTEMA

 

*    MARCO LEGAL APROPIADO

  • NORMA DE RANGO DE LEY

  • DE ACUERDO CON LA REALIDAD ACTUAL Y FUTURA DEL SECTOR

  • OBLIGACIÓN DE SUMINISTRO A LOS CONSUMIDORES

  • NO RECONOCE DERECHOS EXCLUSIVOS NI MONOPOLIOS

 

*    GRADUALIDAD Y FLEXIBILIDAD

  • LAS DECISIONES BÁSICAS SE AMPLIARÁN A LO LARGO DE UN PERIODO AMPLIO DE ADAPTACIÓN

  • PERMITE INTRODUCCIÓN DE UNA NUEVA ACTIVIDAD FUTURA: LA COMERCIALIZACIÓN DIFERENCIADA.

     

     

[i] El Bierzo (hulla) 350 MW; Puentenuevo IV (hulla) 350 MW; Puertollano III (lecho fluido atmosférico) 150MW; Teruel IV (lecho fluido atmosférico) 150MW.

[ii] Litoal (Almería)

[iii] Adaptación a ciclo combinado de Cristólbal Colón (420 MW) y de Escombreras (220MW). Repowering (gas o fuel) por 495 MW. Nuevo ciclo combinado por 700 MW.

 

 

 

 

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