Precios de la energía y costes regulados en el déficit tarifario

Dentro de este coste del suministro podemos encontrar dos componentes muy claros: los costes de producción de la energía (que se determinan en el mercado de generación) y los costes regulados o también denominados costes asociados. Estos últimos podrían desglosarse en costes inherentes al sistema como el transporte y distribución, y otros costes asociados, como las primas a las energías en régimen especial o el pago de las anualidades del déficit tarifario. Estos costes asociados se denominan costes de acceso, incluyéndose en las denominadas tarifas de acceso.

Los datos en 2010 certifican que estos costes de acceso alcanzaron la cifra del 48% del coste total del suministro eléctrico. En cifras del año 2010, 12.247 millones de euros corresponden a los costes de producción de energía, incluyendo pagos por capacidad (32,4%), 8.020 millones de euros al transporte y distribución (un 21,2%), 10.252 millones de euros a los costes asociados a las primas del régimen especial y devolución de anualidades del déficit (27,1%) y, completando este escandallo, 7.335 millones de euros son impuestos (impuestos de electricidad e IVA), esto es, un 19,4% del coste total del suministro.

En términos dinámicos, las primas del régimen especial pasaron de 1.246 millones en 2005 a 7.134 millones en 2010 (esto supone un incremento del 473%) y las anualidades del déficit pasarían de 227 millones a 1.833 millones (un 707%) en este mismo período. Por su parte, en estos seis años la retribución del transporte creció por su parte un 52% y la de la distribución un 36%, aunque era la parte más olvidada del modelo retributivo de las actividades energéticas durante mucho tiempo. En conjunto, los costes regulados entre 2005 y 2011 aumentaron un 149%.

Por su parte, el coste total de la energía a precio de mercado de generación bajó un 32%, de 14.806 millones de euros a 10.130 millones de euros. En su conjunto, las estimaciones señalan que si se tienen en cuenta únicamente los costes de producción, transporte y distribución de la electricidad, en este período no hubieran sido necesarias subidas de tarifas por encima del 2%, de no haber crecido el resto de costes regulados.

De estos datos se pueden extraer varias conclusiones. En primer lugar, y sobre el primer componente del coste del suministro, los precios de generación, y teniendo en cuenta el falaz debate sobre el mercado de generación liberalizado y sus precios (de los más bajos de Europa en nuestro país), estos datos desautorizan al colectivo retroprogresivo, inductor de este debate, que buscaría apurar el mercado de generación por la vía de fijarle precios regulados (o aplicar tasas por tecnologías concretas para romper la eficiencia de ese mercado), de forma que se establezcan transferencias a otras tecnologías por la vía de la expropiación.

Por tanto, tras su reconversión en defensores de las energías de régimen especial (y dicho sea de paso, también de los sucesivos decretos del carbón), el objetivo sería que, mediante la fijación de los precios regulados en el régimen general, se consiga aumentar el otro componente del coste del suministro, es decir, los costes regulados.

Otra de las conclusiones es que es indudable que hay que revisar el marco retributivo de las tecnologías en régimen especial, el sistema de primas y de autorizaciones,… en la medida en que los desfases han dado lugar a una sobrerretribución y a la utilización masiva de tecnologías que requieren un apoyo muy relevante en términos financieros y de subvención a su actividad. El Real Decreto que cierra el registro de preasignación, suspendiendo la concesión de nueva potencia renovable es una medida insuficiente pero necesaria en esta escalada de costes regulados. Del mismo modo, un proceso de moratoria semejante a la moratoria nuclear relativa a las concesiones actuales, no puestas en funcionamiento para evitar una escalada de costes del sistema, sería muy necesario y complementario.

También es preciso poner bajo observación la retribución de las actividades en régimen de monopolio de transporte de electricidad, en la medida en que la propia rentabilidad y los resultados económico-financieros de nuestro TSO eléctrico encabezan el IBEX 35 sorprendentemente, así como las inversiones previstas en la planificación energética.

Por último, hay que tener en cuenta que si la financiación del déficit tarifario (en la medida en que los derechos de cobro quedan en los balances de distintos operadores o empresas) se efectuara de forma diferente, esto es, en proporción al titular de los ingresos de cada naturaleza y en función del titular de la insuficiencia tarifaria correspondiente en cada caso (los pagos del transporte por el transportista, las primas a las renovables por el titular/perceptor de las primas, y así sucesivamente), seguramente que la visión del déficit tarifario eléctrico sería mucho más unitaria, homogénea, consciente y colectiva.