Al igual que los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), en la mayoría de los sistemas eléctricos aislados se sigue un modelo de retribución regulada. Es la solución más razonable dadas las características propias de estos sistemas: son de un tamaño generalmente reducido, frágiles desde un punto de vista energético y con un mix de generación limitado, sin olvidar su ya citado aislamiento respecto al conjunto del territorio nacional.

En estos sistemas regulados, los ingresos de los agentes son fijados por el propio regulador o bien existen reglas de retribución basadas en el reconocimiento de los costes que suponen producir energía en estos territorios. Hay que destacar que en estos sistemas, en un porcentaje superior al 50%, la potencia instalada corresponde a energía térmica (utilizando carbón, gas), llegando este porcentaje en casos como en los propios SEIE o Creta (Grecia) a ser de más del 90%. Como los costes de producción son siempre mayores que en los territorios continentales de los países a los que pertenecen, la energía resulta más cara en estos sistemas.

Con estas peculiaridades, los mayores costes de producción y el tener que abastecer a un mercado reducido complican que en estos sistemas exista más de un operador en la generación, la distribución o el transporte. No hay mercado suficiente para más. Y puesto que la energía es más cara, es habitual que los ciudadanos de estos territorios disfruten de una compensación en los precios de la energía para que todos los habitantes de un país terminen pagando la misma tarifa: en España, la propia Constitución garantiza en su artículo 138 la solidaridad entre las distintas partes del territorio español, “velando por un equilibrio económico justo entre todos, atendiendo en particular a las circunstancias del hecho insular”.

La excepción a esta regla la constituye la isla de Tasmania. Considerablemente minúscula en lo que respecta al territorio nacional, inferior a un 1% del total de Australia, Tasmania es lo suficientemente grande como para reunir las condiciones propicias para haber desarrollado un mercado de energía liberalizado, en el que la entrada de agentes es libre y el precio de generación lo define el mercado a través de subastas entre generadores y comercializadores. Con una alta penetración de la energía hidráulica, mayor al 80% gracias a sus ríos de curso rápido, el medio millón de habitantes de Tasmania disfruta de una energía considerablemente más barata que en sistemas eléctricos similares.

Sistemas con compensación

De la misma manera que en Tasmania, el precio de generación en Cerdeña (Italia) se establece mediante subastas. Pero también es cierto que para evitar momentos de escasez existe un plan de compra de energía que se remunera de forma regulada: primero mediante un pago por capacidad de antemano y posteriormente a través de un pago por energía producida a un precio acordado. Además, a diferencia de Tasmania, todos los ciudadanos italianos pagan lo mismo ya que se establece un precio medio del mercado eléctrico, compensando los precios de unas regiones con los de otras: una práctica generalmente extendida en los sistemas constitucionales para evitar discriminaciones entre ciudadanos de un mismo Estado.

Hay que recordar que en España se hace coincidir la tarifa que pagan los ciudadanos de los SEIE con la tarifa que se paga en la Península aunque, como ya se ha señalado, la de los primeros resulta bastante más cara. Lo que ocurre es que las diferencias existentes por tanto entre el precio real de la generación y el pagado por el consumidor final en los SEIE no se cargan directamente en la factura de la luz de todos los ciudadanos sino que se enjugan con una partida a cargo de los Presupuestos Generales del Estado. Por otra parte, el sistema de retribución a la generación es regulado: los productores tienen un reconocimiento de los costes fijos (inversión más operación y mantenimiento) y de los costes variables (combustibles).

Escenarios similares se plantean en Córcega (Francia) y Creta (Grecia). En ambas islas nos encontramos con sistemas regulados en los que hay un generador prácticamente en exclusiva al que se le hace un reconocimiento de costes; también hay que mencionar que, al margen de este agente, existe una presencia mínima de productores renovables. La tarifa de estos territorios se fija al mismo precio que el existente para todo el territorio nacional (Francia o Grecia); en estos casos, la diferencia entre esta tarifa y el precio real que tiene la generación en estos territorios es pagada por el conjunto de consumidores nacionales con un impuesto adicional incluido en su factura eléctrica.

Hay dos casos parecidos a los últimos citados pero con sus correspondientes peculiaridades: Madeira y Alaska. En el archipiélago portugués también hay un productor mayoritario cuya retribución está regulada. Sin embargo, hay otros pequeños productores que generan en su conjunto el 28% de la energía de Madeira y que, de forma libre, pueden venderle energía de manera competitiva a la compañía mayoritaria hasta un máximo anual. Eso sí, la tarifa la fija el Gobierno portugués y vuelven a darse mecanismos de compensación para que la solidaridad nacional haga frente a los extracostes que la generación implica para estos territorios. La particularidad que presenta Alaska es que esta compensación se produce únicamente entre las diferentes zonas de Alaska y no con sus compatriotas de Estados Unidos.

De Hawái a Hong Kong

Los ejemplos citados, con la excepción manifiesta de Tasmania, constituyen reflejos del escenario eléctrico que España plantea con las Islas Baleares, Islas Canarias, Ceuta y Melilla. También podemos preguntarnos qué ocurre en casos diferentes como puede ser el de archipiélagos extremadamente alejados del territorio continental o el de territorios más o menos autónomos. En las islas Hawái, a 3.000 kilómetros de la costa de América, la tarifa la definen las autoridades en función de los costes de la generación y añadiendo un margen suficiente para hacer atractiva la instalación de grupos de generación a los inversores. Al igual que en Alaska, dado que no existe solidaridad entre los diferentes estados de Estados Unidos, los consumidores de Hawái son los que cargan con los sobrecostes de estos sistemas en la tarifa establecida.

Diferente es la situación de Puerto Rico, Estado Libre Asociado a Estados Unidos. La generación de electricidad no está liberalizada, lo que hace que esta actividad la realice una empresa gestionada directamente por el gobierno de la isla, con una tarifa acorde a los costes de generación. Ahora se plantean reducir su gasto eléctrico a medio plazo. Pero si hay una situación verdaderamente incomparable en el mundo es la de Hong Kong. Con una superficie de 1.108 km2, 9 veces más reducida que la de Puerto Rico, 7 millones de personas y ser uno de los centros financieros del mundo demandan que la potencia total instalada en Hong Kong sea de 10.646 MW, más del doble que la instalada en la isla caribeña. En este caso, tal y como sucede en Hawái, la tarifa la define el gobierno local al margen de las autoridades chinas con un reconocimiento de los costes de producción más una rentabilidad ya definida.

Un modelo de retribución regulada suele ser el método adoptado para recompensar la generación en los sistemas eléctricos aislados. En España, los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) no constituyen una excepción y, por tanto, también se ha seguido un modelo regulado para la retribución de la generación en las Islas Baleares, Islas Canarias, Ceuta y Melilla.

La base de este modelo se cimenta en un reconocimiento de los costes fijos y variables que la producción de energía conlleva en estos sistemas aislados: precisamente su aislamiento y las particularidades propias de estos territorios hacen que los consiguientes sobrecostes de los SEIE fueran compensados, gracias al principio de tarifa única nacional, en los Presupuestos Generales del Estado y a través directamente del bolsillo del conjunto de los consumidores españoles de energía en su factura de la luz.

Durante décadas los SEIE estuvieron inmersos en un período de incertidumbre retributiva y regulatoria. No fue hasta 1997, con la Ley del Sector Eléctrico, cuando se contempló por primera vez la necesidad de desarrollar una normativa específica para los SEIE que tuviera en cuenta sus particulares sobrecostes. Apenas fue un primer paso: se tardó más de 10 años en desarrollar el modelo regulatorio de los SEIE vigente hasta la aprobación el jueves 17 de octubre de la nueva Ley.

El Real Decreto 1747/2003 estableció los aspectos generales de su retribución; pero no fue hasta 2009 cuando se dio la primera liquidación conforme a la nueva normativa ya que hasta 2007 las tarifas eléctricas se limitaron a incorporar una cuantía provisional para la retribución de estos sistemas: un parche que no solucionaba en nada la problemática de los SEIE. Esta fórmula no guardaba relación alguna con la realidad de estos territorios: era indiferente a los costes fijos y variables, sin tener en cuenta por ejemplo el número de instalaciones existentes o la evolución del precio de las materias primas. Simplemente se contemplaba como un añadido a la tarifa que pagaban los consumidores sin detallar de dónde procedía ese incremento.

Retribución al detalle

En 2006 se aprobaron las órdenes ministeriales que recogían el grueso de los aspectos que hacían referencia específicamente a la retribución. Fue el punto final a un largo período de incertidumbre durante el que se contemplaron cuantías provisionales que no se ajustaban a la realidad de estos sistemas. Básicamente son dos: la Orden ITC / 914/2006, que estableció el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia o costes fijos; y la inmediatamente anterior, la Orden ITC / 913/2006, por la que se fijó el mecanismo retributivo a tener en cuenta para los costes variable y a la postre la de mayor calado: no obstante más del 70% de la retribución de los SEIE se corresponde a costes variables. Antes de entrar en detalles conviene señalar también que, en definitiva, este esquema de retribución estaba diseñado para garantizar una rentabilidad después de impuestos del 8% para las inversiones realizadas en generación en los SEIE. Con la nueva reforma energética del Gobierno y la rentabilidad razonable ya se verá cómo se define la nueva retribución.

En lo que respecta a los costes fijos, la retribución fijada trataba de recompensar la inversión realizada a la par que enjugaba los costes fijos de operación y mantenimiento de las instalaciones. Se tenía en cuenta su disponibilidad efectiva y la instalación tenía que estar calificada como inversión necesaria por el operador del sistema (REE). Hay que señalar que para recompensar la inversión en generación, además de la amortización de la inversión se añadía una retribución igual al valor de la rentabilidad del Bono del Estado + 3%.

La parte de los costes variables se calculaba a través de tres pilares; el coste más cuantioso es el ocasionado por los combustibles, que por primera vez empezó a tener en cuenta las variaciones en su precio a través de las cotizaciones internacionales; además se añadía el coste variable de operación y mantenimiento, que cubría básicamente costes de las revisiones, fungibles y circulante; finalmente se completaba con los costes derivados de la regulación realizada durante cada hora de funcionamiento, es decir, en función de las decisiones y los MW asignados por el operador del sistema.

Procedimientos de operación

La operación en los SEIE no se escapa a las particularidades de estos territorios: su aislamiento y reducido tamaño también influyen en su reglamentación. Eso sí, desde 1997 quedó liberalizada la actividad de generación en los SEIE. El único requisito corresponde a una necesidad de planificación de la potencia a instalar junto con las Comunidades y Ciudades Autónomas correspondientes. El objetivo de esta planificación es que la generación cubra la demanda eléctrica prevista bajo criterios de seguridad, diversificación, eficiencia y protección del medio ambiente.

REE, en virtud de operador del sistema, se encarga del despacho de generación según orden de mérito económico teniendo en cuenta las restricciones técnicas y medioambientales. La operación debe garantizar la disponibilidad de la suficiente potencia de reserva con el fin de minimizar el efecto que puedan tener imprevistas incidencias en la generación que repercutan en la garantía y en la calidad del suministro. El ciudadano de los SEIE debe recibir el mismo servicio que un ciudadano ubicado en cualquier lugar de la Península.

Con estos criterios resulta evidente que desde 2006 se dejó de buscar el mínimo coste económico en detrimento de las prioridades ya señaladas. Se estableció entonces que la potencia disponible debe cubrir la demanda punta y los tres niveles de reserva siguientes para poder responder, en un momento puntual, ante una mayor demanda ya que, llegados a ese caso, no hay alternativa: ninguna otra fuente de generación puede auxiliarla dado el aislamiento que tienen estos grupos generadores. Esto ha llevado a que las centrales generadoras de energía de los SEIE deban funcionar con un bajo nivel de carga y, por tanto, con un elevado margen de reserva, que oscila entre el 40 y el 70% según los casos; muy superior al fijado para la Península, entre un 10% y un 15%, lo que ha dado lugar a costes adicionales que han incrementado las cuantías necesarias para apoyar a estos territorios.

Cuantías que se han visto a su vez aumentadas por las décadas de retraso en la construcción de las plantas de regasificación, lo que ha obligado a utilizar en las centrales de ciclo combinado los combustibles más caros. Ahora está por ver si antes de que termine la presente década se han concluido todas las infraestructuras planeadas para el archipiélago canario: las citadas plantas de regasificación y las centrales de bombeo, necesarias para un mejor aprovechamiento de las energías renovables. A corto plazo será importante ver qué consecuencias trae para los SEIE el conjunto de la reforma energética una vez que sea aprobada definitivamente; conviene no olvidar que, meses después de su presentación, el trámite parlamentario supuso cambios importantes en la Ley finalmente aprobada el pasado 17 de octubre en el Congreso.