Así se subvenciona la generación convencional

Artículo escrito por Jorge Morales de Labra

Motivación

Periódicamente los medios de comunicación se hacen eco de las primas recibidas por el Régimen Especial de producción de energía eléctrica, particularmente de las correspondientes a las tecnologías renovables.

A pesar de que las primas se idearon como compensación de las externalidades –esto es, de los costes o beneficios no reflejados directamente en el precio– algunos medios no dudan en denominarlas “subvenciones” a las energías renovables. El traslado a la opinión pública es notorio.

Se identifica prima con subvención por el hecho de que aquélla se calcula como la diferencia entre el precio reconocido a la energía producida por estas tecnologías y el precio del mercado mayorista de electricidad.

El concepto es excesivamente simplista, entre otras razones, porque las plantas de Régimen Especial contribuyen a disminuir el precio del mercado mayorista, dado que ofertan a precio cero toda su energía en el mismo. Tal y como muestra Deloitte¹, el impacto de esta disminución es muy relevante, del mismo orden de magnitud que las primas. Este hecho debería servir, por sí solo, para que las primas no fueran consideradas subvenciones.

No obstante, aún admitiendo a efectos dialécticos que las primas son un sobrecoste para el precio de la electricidad, es completamente falso que su importe coincida con el sobrecoste de las tecnologías afectadas respecto de las “convencionales”.

En efecto, paradójicamente, las tecnologías “convencionales”, esto es, las incluidas en el Régimen Ordinario de producción de energía eléctrica, no reciben por su energía producida únicamente el precio del mercado mayorista de electricidad, sino que éste se complementa con otros ingresos que, por el contrario, reciben escasa atención mediática y cuyo tratamiento debiera ser el mismo que el dado a las primas de las renovables.

Existe una dificultad añadida para la difusión de estas “subvenciones” de las tecnologías convencionales consistente en la no existencia de un informe periódico sobre las mismas publicado por parte de la CNE, semejante al que se realiza para las primas del Régimen Especial.

La motivación del presente documento es detallar la metodología de cálculo de estas “subvenciones” a partir de información oficial.

Conceptos

Para empezar es necesario clarificar los conceptos que retribuyen a las centrales a parte del precio del mercado mayorista dado que, a diferencia de las primas del régimen especial, no tienen un solo origen.

1.Servicios de ajuste del sistema

En primer lugar hay que considerar los denominados “servicios de ajuste del sistema” que son liquidados a las plantas por el Operador del Sistema (Red Eléctrica de España) y que se agrupan en cuatro componentes: restricciones técnicas al Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), restricciones técnicas en tiempo real, banda de regulación secundaria, desvíos y excedente de desvíos.

El primero de ellos, restricciones técnicas al PDBF es el de mayor importe económico. Consiste en que algunas plantas –principalmente de gas y carbón–, por estar estratégicamente situadas son, en algunos momentos, necesarias para atender el suministro de electricidad. En estos casos, estas centrales –al contrario de lo que ocurre con otras “gemelas” con los mismos costes de operación– no cobran el precio mayorista sino el que ellas exigen.

La tabla siguiente² muestra los precios medios ponderados y máximos exigidos durante el año 2011.

La tabla siguiente³ muestra el precio del mercado mayorista en el mismo período.

Se observa que estas centrales, gracias a su ubicación privilegiada y sin tener más costes que las demás, han cobrado de media más de 94 €/MWh cuando el promedio del mercado mayorista no llega a 51 €/MWh.

Los máximos son aún más llamativos: casi 256 €/MWh frente a 91 €/MWh en 2011. La situación es aún más extrema en 2012, ya que durante el mes de junio se han superado los 1.500 €/MWh.

El procedimiento de restricciones técnicas al PDBF ha sido objeto de numeras investigaciones y sanciones por parte de las autoridades de defensa de la Competencia no obstante lo cual, sigue funcionando.

El segundo concepto englobado en los servicios de ajuste del sistema, las restricciones técnicas en tiempo real, es muy similar al anterior, con la única diferencia de que en lugar de programarse las centrales con un día de antelación, son llamadas a producir cuando se detecta un incidente en el sistema en tiempo real.

El tercer concepto, la banda de regulación secundaria, retribuye a centrales –principalmente hidráulicas, de gas y de carbón– por estar disponibles para subir o bajar rápidamente su potencia respecto del valor programado si son requeridas para ello por el Operador del Sistema.

El cuarto concepto, los desvíos, retribuye a centrales cuya programación es modificada con posterioridad al cierre del mercado mayorista para permitir el acoplamiento instantáneo de la generación a la demanda.

Por último y de importe residual, tenemos el excedente por desvíos, resultante de que el precio de los desvíos se estima mediante una aproximación para permitir una mayor agilidad en las liquidaciones del sistema. Cuando se obtienen las medidas definitivas se realiza el cálculo final, que deriva en el citado excedente.

2.Pagos por capacidad

Además de los citados servicios de ajuste del sistema, las centrales “convencionales” reciben los denominados pagos por capacidad.

En principio, los pagos por capacidad retribuían la mera disponibilidad de las centrales, esto es, que estuvieran operativas cuando eran requeridas por el Operador del Sistema, textualmente la normativa⁴ establece que se trata de “un sistema retributivo regulado que complementa el ingreso que se produce en el mercado eléctrico con el objeto de establecer una señal económica para incentivar la entrada de nueva capacidad en el mercado y para evitar el cierre de aquellas instalaciones que garantizan la seguridad del suministro eléctrico”.

La disponibilidad se devenga, a su vez, mediante dos conceptos distintos: el incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo y el servicio de disponibilidad a medio plazo. Merece la pena destacar que, a pesar de la manifiesta sobrecapacidad actual del sistema eléctrica español, el segundo de ellos fue implantado mediante una disposición publicada en el BOE del 18 de noviembre de 2011⁵, ¡dos días antes de las últimas elecciones generales en España!

La entrada en funcionamiento, en febrero de 2011, del mecanismo de “restricciones técnicas por garantía de suministro», esto es, de la prima a la producción con carbón nacional ha contaminado sensiblemente el concepto, puesto que los pagos vinculados a este mecanismo también se obtienen de los pagos por capacidad.

El sistema funciona bajo los siguientes principios:

1. Junto con cada actualización de peajes, el Gobierno establece en el BOE los pagos por capacidad a imputar a cada tipo de consumidor.

2. Los ingresos así obtenidos se destinan, en primer lugar a abonar los pagos por el incentivo a la inversión y el servicio de disponibilidad que son definidos mediante resolución publicada igualmente en el BOE.

3. Posteriormente se pasa a retribuir a las centrales que utilizan como combustible el carbón nacional, que –exactamente igual que el Régimen Especial– tienen garantizado el cobro de su energía a un precio fijado en el BOE. Como del mercado solo obtienen el precio mayorista, el resto se les abona de los ingresos por pagos por capacidad.

4. El déficit o excedente resultante de las operaciones anteriores se ingresa en la CNE, integrándose en las liquidaciones de los peajes. Una muestra más de la estrechísima relación entre la parte “liberalizada” y la “regulada” del precio de la energía eléctrica cuyo corolario es que es incorrecto asignar el déficit de tarifa a las actividades reguladas.

Resultados

La tabla siguiente⁶ muestra la imputación de los conceptos analizados a la demanda nacional en el año 2011.

Puede observarse que, en promedio, cada consumidor pagó 3,20 €/MWh en concepto de servicios de ajuste del sistema y 6,09 €/MWh en concepto de pagos por capacidad en 2011.

Basta multiplicar los importes anteriores por la demanda peninsular, que se muestra en la tabla siguiente⁷, para obtener el importe económico correspondiente.

Esto es:

Haciendo lo mismo para el año 2010 obtenemos un importe total de 1.824 M€, lo que supone un aumento en 2011 del 29%.

Ahora bien, hay que tener en cuenta que las cifras anteriores son las que han pagado los consumidores; pero, como se ha dicho, no todas ellas van destinadas a retribuir a las centrales convencionales dado que el excedente o déficit de los pagos por capacidad se integra en las liquidaciones del sistema regulado.

Por ello es necesario acudir a esa liquidación⁸ para conocer el importe traspasado:

Observamos que durante el año 2011 ha habido un superávit de los pagos por capacidad de más de 677 M€ que procede, por tanto, descontar de los 2.367 M€ recaudados.

El importe igualmente a descontar para el año 2010 fue de 485 M€.

De todo ello resulta que las centrales “convencionales” recibieron “subvenciones” –entendidas como ingresos por encima del precio del mercado mayorista– por importe de 1.689 M€ en 2011, un 26% más de los 1.339 M€ recibidos en 2010.

Sobrecostes de generación extra peninsular

Mención aparte merecen los llamados sobrecostes de generación extra peninsular, que se originan por el mayor precio que se les reconoce a las centrales “convencionales” que operan en las Islas Baleares y Canarias y en las ciudades de Ceuta y Melilla.

Estas centrales tienen –igual que las de Régimen Especial– un precio de venta de energía regulado y publicado en el BOE.

Para mantener la “cohesión territorial” y el principio de tarifa eléctrica única –por cierto, recientemente superado debido a la repercusión de cánones autonómicos– el precio que pagan los consumidores en estos territorios es igual que el de los de la península.

El sobrecoste de generación extra peninsular es repartido, por tanto, entre todos los consumidores.

Los importes devengados por este concepto son más difíciles de seguir debido a que desde el año 2009 se viene incorporando una parte de los mismos en los Presupuestos Generales del Estado –hecho éste que mediante la Ley 2/2012 ha sido igualmente derogado recientemente–.

Afortunadamente, la CNE ha publicado un informe detallando los importes correspondientes⁹ en el que consta que, sin contar con costes adicionales que la CNE estima que habrá que liquidar, los sobrecostes de generación extra peninsular en 2011 ascendieron a 1.513 M€.

El hecho contrasta con que, a día de hoy, las tecnologías solar fotovoltaica y eólica sean más baratas que las convencionales en estos territorios y que persista la moratoria renovable para, supuestamente, “parar la sangría del déficit de tarifa”. Como se ve, la instalación de renovables en los territorios extra peninsulares contribuiría a disminuir el coste de la energía eléctrica a todos los consumidores españoles.