Estado de arte en el Sector Energético VI JORNADAS DE ENERGÍAS RENOVABLES (Valencia diciembre 2013)

Gómez-Acebo & Pombo © 2013.

Introducción ¿CUÁL ES EL ESTADO DEL ARTE EN EL SECTOR ENÉRGETICO? Si hay una palabra que define cuál es el estado del arte en el sector eléctrico (en el sector del gas el Gobierno ha anunciado futuras medidas, pero no se han implantado todavía), esta sólo puede ser:

INCERTIDUMBRE q  Incertidumbre por el cambio regulatorio iniciado en el mes de julio y que todavía no ha finalizado q  Incertidumbre por la generalización del conflicto judicial entre las empresas y la Administración q  Incertidumbre ante las perspectivas empresariales de los diferentes agentes

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Cambios regulatorios EN EL MES DE JULIO SE INICIA EL LARGO PROCESO DE CAMBIO REGULATORIO CONFIGURADO POR UN CONJUNTO MUY AMPLIO Y DISPERSO DE NORMAS: q  Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico q  Proyecto de Ley del Sector Eléctrico (en estos momentos en tramitación en el Senado) q  8 Proyectos de Reales Decretos (renovables, retribución de transporte, retribución de distribución, autoconsumo, hibernación, producción extrapeninsular, comercialización y modelo de factura). q  Al menos 4 Proyectos de Órdenes Ministeriales (peajes, interrumpibilidad – ya aprobadas-, retribución transporte y distribución 2º período 2013 y metodología empleo de combustibles fósiles en instalaciones renovables)

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Objetivos de la reforma q 

A pesar de la proliferación de disposiciones, la Reforma del Sector Eléctrico no introduce cambios sustanciales sobre la estructura regulatoria establecida en la actual legislación (basada en la teórica distinción entre actividades liberalizadas-mercado/regladas-monopolio), que califica al suministro eléctrico con la equívoca denominación de SEIG.

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La finalidad de la reforma está esencialmente centralizada en la modificación del régimen retributivo de las distintas actividades relativas al suministro eléctrico, como consecuencia del déficit de tarifa existente (26.000 millones de euros) y la sustancial caída de la demanda.

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Objetivo: cuadrar el déficit, aproximadamente 4.500 millones (adicionales a los 6.500 millones previstos en las medidas anteriores años 2012 y 2013)

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NUEVAS INCERTIDUMBRES: - 

Lamentablemente del objetivo previsto, 2.200 millones necesarios para cuadrar el déficit se originaban con aportaciones de los PGE, aportaciones que han sido suprimidas esta misma semana.

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Dificultad para conseguir los objetivos: algunas medidas previstas no han tenido los resultados esperados (por ejemplo, cambio del sistema retributivo a tarifas –RDL 2/2013-, canon de uso hidroeléctrico –Ley 15/2012)

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Consecuencias de la reforma q  INCERTIDUMBRE JUDICIAL DERIVADA DE LAS REFORMAS: Generalización de los conflictos judiciales como consecuencia de las reformas (en especial RDL 14/2010, Ley 15/2012, RDL 2/2013, RDL 9/2013): u  u  u  u  u  u 

Presentación de recursos de inconstitucionalidad Impugnación de las disposiciones generales (cuestión de constitucionalidad) Impugnación de actos administrativos (liquidaciones) Impugnación de autoliquidaciones tributarias (cuestión prejudicial) Reclamación de responsabilidad patrimonial Arbitrajes internacionales de inversión (carta europea de la energía)

q  INCERTIDUMBRE SOBRE FUTURAS DECISIONES EMPRESARIALES: Inmediatas decisiones empresariales sobre la viabilidad de los proyectos como efecto de las medidas adoptadas: -  Nueva valoración de los activos energéticos: consecuencias contables -  Necesidad de refinanciación de los proyectos -  Potenciales situaciones de insolvencia

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Principales cambios 
 en los modelos retributivos Situación  previa  reforma  

Situación  posterior  reforma  

Retribución  por  Instalaciones  régimen   especial  

Incen5vos  fijados  “a  priori”  para  cada   tecnología  durante  un  determinado   período  

Reconocimiento  de  la  rentabilidad  razonable   inversión  en  función  de  datos  económicos  de   instalación  5po  

Generación:  Mecanismo  de  pagos  por   capacidad  

Sistema  retribu5vo  fijado  “a  priori”.   Recortado  por  RDL  13/2012  y  RDL   9/2013  

Incen5vo  a  inversión  lago  plazo  y  a  la  disponibilidad   de  potencia.  Fijados  con  criterios  de  mercado.   (subasta).  Hibernación  

Generación:  Retribución  por   Restricciones  Técnicas  

Retribución  en  base  a  criterios  de   mercado  

Retribución  en  función  de  costes  e  ingresos   estandarizados  

Retribución  instalaciones  territorios  no   peninsulares  

Retribución  en  función  del   reconocimiento  costes  incurridos  

Retribución  costes  fijos  en  función  coste  inversión   reconocida;  variables  referencia  a  valores  unitarios  

Retribución  de  las  ac5vidades  de   Transporte  y  Distribución  

Retribución  en  función  del  coste   inversión  realizada  y  del  WACC.    

Remuneración  en  función  de  los  retribución  base   (valor  inversión  y  operación  5pos  o  de  referencia),  y   la  rentabilidad  razonable  de  la  Inversión.  

Autoconsumo  

No  obligación  pago  peajes  en  caso  de   no  suministro  al  sistema  

Obligación  de  pago  del  Peaje  de  Respaldo  incluso  no   suministro  

Consumidores:  Retribución  por   servicios  de  interrumpibilidad  

  Sistema  retribu5vo  fijado  “a  priori”  

Mecanismo  compe55vo  (subasta)  de  asignación   recurso,  con  un  componente  retribu5vo  fijo  y  otro   variable  

Bono  social  

Con  cargo  al  déficit  de  tarifa  

Repercusión  a  empresas  distribuidoras  y   comercializadoras  

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Principales cambios retributivos q  SIGNIFICADO DE LOS CAMBIOS EN LOS SISTEMAS RETRIBUTIVOS -  En todos ellos, en mayor o menor medida, el nuevo modelo retributivo sobre las instalaciones existentes (principios de irretroactividad, seguridad jurídica, confianza legítima) -  En algunos casos donde existía mercado o costes reconocidos se retoma el modelo de estandarización de los ingresos y costes, con referencia a instalaciones tipo (renovables, restricciones técnicas, instalaciones extrapeninsulares, transporte y distribución) -  En algunos casos donde existía un modelo de ingresos o costes reconocidos se utiliza un modelo competitivo (futuras renovables, pagos por capacidad, gestión servicios de interrumpibilidad) -  En algunos supuestos se imputan costes del sistema a las empresas (peajes en el caso del autoconsumo) o se extraen costes del sistema hacia las empresas (bono social)

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Renovables, cogeneración y residuos: principales novedades

q  A diferencia del modelo anterior, la retribución para estas tecnologías se calculará principalmente en función de la

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q  q  q  q  q 

potencia instalada y no de la energía generada, mediante el reconocimiento de una Retribución específica compuesta por un Término por unidad de potencia instalada, que cubra los costes de inversión de una instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de la energía y un Término por la operación, que cubra los mayores costes de explotación en relación con los ingresos por la participación en el mercado de dicha instalación tipo Para el cálculo de la retribución específica se considerará una Instalación tipo, los ingresos por venta de energía, los costes de explotación medios y el valor de inversión inicial de la instalación; todo ello para una empresa eficiente y bien gestionada. Rentabilidad razonable del proyecto: rentabilidad antes de impuestos equivalente al de las Obligaciones del Estado a 10 años en el mercado secundario incrementado con diferencial de 300 puntos básicos. Periodos regulatorios de 6 años, de dos sub-periodos. El régimen retributivo podrá ser revisado al fin de cada sub periodo o periodo. Definición de los límites inferiores y superiores de la estimación de precios de la energía, creando un Valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado aplicable en cada sub periodo. Incentivo a la inversión por reducción del coste de generación en territorios no peninsulares, adicional al régimen específico, siendo el coste de la producción fotovoltaica y eólica menor que el de la convencional. El Gobierno podrá establecer Regímenes económicos específicos para determinadas instalaciones de régimen especial y su retribución, aun cuando las instalaciones de producción de energía eléctrica tengan una potencia instalada superior a 50MW.

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Renovables, cogeneración y residuos (2) RÉGIMEN ECONÓMICO FINANCIERO DE LAS INSTALACIONES EXISTENTES PRIMADAS: RETROACTIVIDAD 1.- Aplicación del nuevo régimen retributivo a las instalaciones existentes (retroactividad de grado medio) Pendiente definición de los parámetros económicos de Instalaciones tipo. 2.- Fijación del del Valor Neto de la Inversión en función de los ingresos obtenidos en el pasado (posible retroactividad de grado máximo) Cálculo en función del Valor Neto Contable calculado en base al Valor Inicial de la Inversión, de los ingresos y costes obtenidos en los períodos previos a la entrada en vigor del RDL 9/2013, y de la rentabilidad razonable de la inversión.   ‹Nr.›

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Régimen retributivo de las actividades de transporte de energía eléctrica q  La   CNMC   será   la   encargada   de   realizar   la   propuesta   de   retribución   para   cada   empresa   de   transporte   de   energía   eléctrica,  tras  lo  cual  el  Ministro  de  Industria,  Energía  y  Turismo   aprobará  la  retribución.   q  La   retribución   de   las   instalaciones   de   la   red   de   transporte   incluirá   exclusivamente   la   inversión   o   costes   de   operación   reconocidos  por  la  norma5va  básica  estatal.   q  Dis5nción   entre   inversiones   singulares   y   no   singulares.   Por   singulares   se   en5enden   las   no   recogidas   en   la   orden   de   unidades  5po  y  valores  unitarios  de  inversión  y  operación.   q  El   valor   de   inversión   anual   en   la   red   de   transporte   de   energía   eléctrica  a  retribuir  por  el  sistema  no  podrá  superar  el  0,06  %   del   PIB.   Obligación   de   presentar   informe   anual   sobre   el   cumplimiento  del  plan  de  inversión.   q  Nuevas   medidas   de   transparencia,   exigiendo   obligaciones   de   información   de   las   empresas   distribuidoras   a   la   CNMC,   auditorías  por  empresas  externas  elegidas  por  la  CNMC,  etc.  

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Régimen retributivo de las actividades de distribución de energía eléctrica q  La   CNMC   será   la   encargada   de   realizar   la   propuesta   de   retribución   para   cada   empresa   de   distribución   de   energía   eléctrica,  tras  lo  cual  el  Ministro  de  Industria,  Energía  y  Turismo   aprobará  la  retribución.     q  Para   el   cálculo   de   la   retribución   se   considerarán   los   costes   necesarios   para   el   desarrollo   de   la   ac5vidad   por   una   empresa   eficiente  y  bien  ges,onada.       q  La   retribución   será   adecuada   a   la   de   una   ac>vidad   de   bajo   riesgo.   La   tasa   de   retribución   financiera   del   ac5vo   estará   referenciada  al  rendimiento  de  las  Obligaciones  del  Estado  a  10   años  en  el  mercado  secundario  incrementado  con  un  diferencial.   q  Límite   máximo   a   la   inversión   reconocida   anualmente   con   dos   años   de   anterioridad   a   la   percepción   de   la   retribución   debida   a   estas  actuaciones.   q  Nuevas   medidas   de   transparencia,   exigiendo   obligaciones   de   información  de  las  empresas  distribuidoras  a  la  CNMC,  auditorías   por  empresas  externas  elegidas  por  la  CNMC,  etc.  

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Suministro y producción con autoconsumo q  Objetivo: Avance hacia un sistema de generación distribuida mediante mecanismos de venta de excedentes y autoconsumo.

q  Sujetos: Consumidores de energía eléctrica de potencia no superior a 100kW por punto de suministro, con instalación de generación para su propio consumo en su red interior; o consumidores conectados a una instalación de producción, independientemente de su potencia contratada. q  En ambos casos se deberá suscribir un Contrato de acceso con la compañía distribuidora, aun en caso de no verterse energía al sistema. q  Autoconsumo con venta de Energía excedentaria q  Pago del Peaje de Respaldo en cualquier caso: Se calculará para cada categoría considerando el término variable de los peajes de acceso, el valor de los pagos por capacidad que corresponda y el precio estimado de los servicios de ajuste en cada periodo. q  Registro Administrativo de Autoconsumo : Obligatorio para los consumidores acogidos a esta modalidad, excluyendo a consumidores aislados del sistema, no existiendo conexión física alguna con éste.

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Capacidad e hibernación q  Pagos por capacidad, dos tipos de servicio: Incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo (limitado a 10.000 €/MW/año). Servicio de disponibilidad a medio plazo q  Incentivo a la inversión: Para asegurar la entrada de nueva potencia firme en el largo plazo cuando los mercados de producción no sean capaces de atraer dicha inversión y ésta sea necesaria. Asignación del Incentivo a la inversión: Estudio semestral de la demanda por el operador del sistema / Convocatoria de subasta / Incentivo durante 10 años desde la autorización de explotación. Cuantía del Incentivo: Producto de la potencia por la retribución anual unitaria. q  Disponibilidad de potencia gestionable: Para asegurar en el medio plazo la puesta a disposición del operador del sistema de la suficiente potencia firme y flexible capaz de proveer la mayor variación de energía gestionable requerida para hacer frente a las variaciones de la demanda. Sujetos: Instalaciones térmicas de producción de ciclo combinado y potencia igual o superior a 50MW inscritas en el Registro Administrativo. Retribución anual: Producto de la potencia gestionable de respaldo por la estimación del coste de oportunidad de la disponibilidad de la tecnología. q  Hibernación: Cierre temporal de instalaciones durante un determinado plazo. Asignación de capacidad para hibernación: Subasta para un año al menos 6 meses antes del inicio del periodo, siguiendo las conclusiones del informe del operador del sistema, para un año. Sujetos participantes en subasta de hibernación: Instalaciones térmicas de producción de ciclo combinado y potencia superior a 50MW inscritas. La entidad supervisora de las subastas será la Red Eléctrica de España, S.A.

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Producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares q  El parque actual en esos territorios está basado fundamentalmente en hidrocarburos líquidos y de edad media elevada, precisando inversión en instalaciones de generación renovable. q  Nuevas funciones del Operador del Sistema como elaboración de informes de cobertura fijando la potencia necesaria e informes individuales técnicoeconómicos para evaluar las nuevas instalaciones. Medidas respecto a las instalaciones de bombeo. q  La Tasa de retribución estará referenciada al rendimiento de las Obligaciones del Estado a 10 años en el mercado secundario incrementado con un diferencial de 200 puntos.

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Otras medidas q  Disminución del máximo de potencia contratada (actualmente fijado en 10kW) para poder gozar del régimen de tarifa de último recurso, aumentando la liberalización del sector. q  Habilitación de nuevas comercializadoras para el incremento de la libre competencia y la competitividad en precios. q  Se cambiará el nombre de la tarifa de último recurso a “Precio Voluntario al Pequeño Consumidor”. q  Peajes de acceso: Revisión de los precios de los términos de potencia y de energía activa de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución. Se da más peso a la facturación del término de potencia y se reduce el término variable, dependiente de lo consumido. q  Bono social: El bono social será asumido por las matrices de los grupos de sociedades o sociedades que desarrollen simultáneamente las actividades de producción, distribución y comercialización de energía eléctrica. q  Fijación de la Metodología para el cálculo de la energía eléctrica imputable a la utilización de combustibles en una instalación que utilice como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles.

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Prospectiva ¿QUÉ PUEDE PASAR EN EL FUTURO? q  La incertidumbre actual no tiene porque seguir existiendo. Hace un año España estaba al borde del rescate y de la salida del euro. En estos momentos, sin haber salido todavía de la crisis, los inversores internacionales vuelven a fijarse e invertir en España. q  Nuevas modalidades de inversión, en especial las relativas a Eficiencia energética: u  La Unión europea durante el mes de noviembre ha aprobado el marco presupuestario para el período 2014-2020: un millón de euros para invertir en el futuro de Europa Uno de los objetivos básicos del nuevo marco presupuestario es convertir Europa en una economía hipocarbónica limpia y competitiva (ahorro y eficiencia energética, y renovables). Al menos el 20% del presupuesto total se destinará a proyectos y políticas relacionados con el clima: triple objeto del 20%/20%/20%. En FEDER (al menos 20% en regiones más desarrolladas y en transición) u  Transposición de la Directiva 2012/2017/UE sobre eficiencia energética: auditorías energéticas, sistema de obligaciones de eficiencia energética, inventario edificios auditorías energéticas, nuevo Plan de acción para la eficiencia energética…

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Muchas  gracias   cvazquez@gomezacebo-­‐pombo.com  

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