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El déficit del sistema eléctrico asciende a 2.044 millones de euros hasta julio, 579 millones menos de lo previsto

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Europa Press / EFE.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son superiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 2.044,3 millones de euros hasta julio, 579 millones menos de lo previsto, según la séptima liquidación provisional de 2018 del sector eléctrico de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Los ingresos por peajes de acceso fueron de 7.213 millones de euros, mientras que los costes regulados se elevaron a 9.515,3 millones de euros. El regulador señaló que este resultado de liquidación se debió, fundamentalmente, a la menor retribución adicional de los sistemas extrapeninsulares en 321 millones de euros, a la menor retribución específica en 28,2 millones de la producción renovable, cogeneración y residuos del sistema peninsular y a la menor retribución de la actividad de distribución en 171,8 millones.

Por otra parte, la demanda en consumo registrada (124.399 GWh) fue un 1,9% superior al valor promedio observado en años anteriores. Dado que los ingresos no fueron suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, que ha dado como resultado un coeficiente de cobertura del 75,82% y se aplica a cada uno de los costes a pagar en esta liquidación.

En cuanto a las energías renovables, se han liquidado 63.608 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada entre enero y julio ascendió a 4.184,3 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente. Como consecuencia de estos desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, es necesario aplicar el coeficiente de cobertura, resultando una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 519,23 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente.

Además, la liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado ascendió a 42,8 millones de euros antes de IVA o impuesto equivalente. Según la CNMC, a la fecha del cierre de la liquidación se recibieron ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicados en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a cuenta a estos productores en la liquidación asciende a 6,34 millones de euros, antes de IVA o impuesto.

149 millones en el gasista

Respecto al sector gasista, el déficit provisional del sistema fue de 149 millones de euros, frente a los 232 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio anterior, lo que representa una disminución del 36%. Teniendo en cuenta los ingresos netos de la liquidación, se ha calculado un índice de cobertura del 91,1% de la retribución acreditada. El total de ingresos liquidables declarados fue de 1.677 millones, un 3,6% superior a los ingresos previstos para la liquidación y un 7,4% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior.

En esta séptima liquidación del ejercicio, la retribución total acreditada a las empresas ascendió a 1.672 millones de euros, que es un 0,4% superior a la del 2017. Para el ejercicio 2018, se incluyeron en el sistema de liquidaciones las retribuciones acreditadas en la orden ETU/1283/2017, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para 2018, excepto la retribución por operación y mantenimiento del almacén Castor, afectada por la sentencia del Tribunal Constitucional.

EDP regalará a sus nuevos clientes domésticos en el mercado libre de electricidad el primer mes de consumo de luz

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Europa Press.- EDP ha lanzado una promoción por la que regalará a sus nuevos clientes domésticos en el mercado libre el primer mes de consumo de luz con su producto Máximo Ahorro 24 horas.

La compañía energética indicó que además está promoción, que estará activa hasta finales de año, también mejora las condiciones de sus actuales clientes con descuentos que llegan hasta el 7% en el consumo de luz.

Los clientes domésticos de EDP en el mercado libre consumen energía eléctrica 100% renovable, un factor que se gestiona a través del Sistema de Garantías de Origen de la Electricidad de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Según el informe de la CNMC sobre la evolución del mercado minorista de 2017, EDP fue la comercializadora que más creció, con 65.169 nuevos clientes, que se traduce en un aumento de la cartera comercial del 6%. La cuota de la compañía en el mercado libre se sitúa en el 5%.

La energética también creció en gas, con 32.000 nuevos clientes, un crecimiento de la cartera gasista del 4% respecto a 2016, que la sitúa con una cuota en el mercado libre del 13%.

La CNMC obliga a las compañías energéticas a diferenciar sus marcas que ofrecen tarifas reguladas de las del mercado libre

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Europa Press / EFE.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado una decisión jurídicamente vinculante por la que obliga a varias sociedades de los principales grupos energéticos integrados presentes en España a que cambien su imagen de marca con el fin de hacerlos más fácilmente identificables para los consumidores, que podrán identificar correctamente en sus facturas qué comercializadora les ofrece el servicio y saber si están en el mercado libre o en el regulado.

Según Competencia, esta medida se centra en las empresas distribuidoras de gas y electricidad de más de 100.000 clientes y comercializadores de referencia o de último recurso, que tendrán que realizar cambios en la información y presentación de su marca respecto a la filial del mismo grupo empresarial que comercializa en el mercado libre. El regulador ha tomado esta decisión después de observar que, en la actualidad, un mismo grupo empresarial puede comercializar el gas y la electricidad a sus clientes a través de dos empresas distintas que facturan distintos precios, a las que se les denomina como comercializadoras de referencia, o de último recurso en el caso del gas.

El cliente de estas comercializadoras paga un precio regulado por su consumo (Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC) en luz y TUR en gas), mientras que si tiene su suministro con una comercializadora del mercado libre, pagará el precio que acuerde con la empresa por la energía consumida. Ante esta situación, el organismo ya emitió varios informes y guías en los que alerta de la confusión que existe entre los consumidores a la hora de identificar quién es su suministrador y si está en el mercado regulado o libre. Según sus datos, 8 de cada 10 hogares es incapaz de distinguir en qué mercado están.

La resolución de la CNMC obligará a las empresas a modificar la denominación social para evitar confusión entre distribuidoras y comercializadoras, para lo que no será suficiente sólo con incorporar los términos «distribuidor» o «comercializador de referencia» o «comercializador de último recurso«. En segundo lugar, tendrán que cambiar el logotipo, de forma que su comparación gráfica, fonética o conceptual no induzca a ningún error, advirtiendo que utilizar los mismos símbolos para las comercializadoras o distribuidoras podría confundir a los clientes. También se obliga a diferenciar claramente las empresas en la información enviada a los clientes.

Las empresas tendrán 3 meses para aportar a la CNMC las medidas que van a realizar para que se valore si se ajustan a los cambios requeridos y 6 meses para ejecutarlas. Los grupos afectados son Iberdrola, Endesa, Viesgo, EDP y CHC, que deberán modificar el nombre de sus filiales. Naturgy, la antigua Gas Natural Fenosa, ya se adelantó a esta resolución al cambiar recientemente su denominación y al diferenciar claramente sus distribuidoras (Unión Fenosa Distribución y Nedgia) y comercializadoras.

Según la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU), esta medida está motivada por las denuncias realizadas por la organización en 2016 ante la CNMV al observar que los grupos energéticos no diferenciaban claramente sus actividades en el mercado libre y en el regulado. Para la OCU, se trata de una estrategia de estas compañías para confundir a los clientes con marcas similares «de forma consciente», de forma que se dificulta la entrada de nuevas y menos conocidas comercializadoras y se facilita que los clientes sean traspasados del mercado regulado al libre creyendo que se trata de la misma compañía, cuando, en realidad, se trata de una nueva, con sus propias tarifas y condiciones de contratación.

Red Eléctrica propone abrir un procedimiento extraordinario de planificación energética y espera que la retribución contemple el coste del capital

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EFE.- Los operadores del sistema eléctrico y gasista, Red Eléctrica (REE) y Enagás, consideran bueno que la retribución a las actividades de transporte y distribución se base en el coste del capital, como propone la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Asimismo, el presidente de REE, Jordi Sevilla, considera que para cumplir con las exigencias que la transición energética va a requerir a la compañía será necesario abrir un procedimiento de planificación extraordinario, con procedimientos acelerados de autorización.

Sevilla, en su intervención ante el Consejo Asesor de la compañía, ha argumentado que ese procedimiento de planificación extraordinario tendría como finalidad reducir los largos periodos de tramitación y construcción de obras de la red de transporte imprescindibles para que la transición energética sea posible, según apunta REE. Sevilla asegura que REE se va a ver muy afectada por los cambios y será preciso reforzar su papel como gestor de la red de transporte (TSO).

Asimismo, ha señalado que la transición va a conllevar cambios en la estructura y manera de actuar de REE, y cree que la coexistencia de un sistema de generación concentrado y uno distribuido complicará la gestión del operador del sistema, que sólo será posible si la planificación de redes de transporte se hace ágilmente y se ejecuta de forma eficiente.

La transición energética va a cambiar los parámetros de actuación de REE, según Sevilla, que ha advertido que la no gestionabilidad de las tecnologías renovables exigirá una potencia instalada y conectada muy superior a la que requería el modelo anterior. También ha indicado que habrá que cerrar cuanto antes una retribución adecuada para las actividades de transporte que permita afrontar un periodo de fuertes inversiones. Además, considera que habrá que realizar una auditoría de cuentas independientes para asegurar la separación del transporte con el resto de actividades de la empresa.

Sevilla ha subrayado también que en el nuevo contexto de la transición energética es más importante que nunca garantizar la independencia económica, operativa y organizativa del operador del sistema. En su opinión, se deben adoptar medidas que mejoren la independencia del operador, entre ellas una metodología de cálculo de la retribución que garantice la suficiencia de ingresos de la actividad y la elaboración de una auditoría anual de cuentas propia.

También ha señalado que será necesario reforzar la separación entre el gestor de la red de transporte y el resto de actividades, con las nuevas inversiones que se puedan realizar para reforzar el papel destacado que ya tiene REE como gestor de comunicaciones. Asimismo, ve preciso que la competencia para ostentar la propiedad y la gestión de los sistemas de almacenamiento hidráulico en los sistemas no peninsulares se extienda al almacenamiento no hidráulico siempre que su finalidad sea garantizar el suministro, la seguridad del sistema y la integración de renovables.

Retribución con coste de capital

En este sentido, el presidente de Enagás, Antonio Llarden, indicó que, aunque la propuesta de metodología de la retribución financiera o rentabilidad razonable en el segundo período regulatorio sólo va dirigida para el sector eléctrico, cuyo primer período acaba antes, la idea en sí no le parece mal, así como que se aplique también al sistema gasista. Llardén explicó que actualmente el sistema regulatorio español, que fija la retribución a partir del bono del Estado a 10 años más un diferencial, es diferente al de otros países y a los inversores les interesa la homogeneización.

Por su parte, el consejero delegado de Red Eléctrica, Juan Lasala, ha comentado que es bienvenida cualquier regulación basada en el coste del capital, como la metodología WACC (coste medio ponderado de capital) para calcular la rentabilidad razonable que perciben. Además, ha resaltado que, con sólo hablar de costes de capital para el cálculo de la retribución, la reacción de los mercados ha sido buena.

La CNMC abre expediente sancionador a Repsol por un posible incumplimiento en los compromisos adquiridos en la compra de Petrocat

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EFE.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha incoado un expediente sancionador contra Repsol Comercial de Productos Petrolíferos por un posible incumplimiento de los compromisos adquiridos en el marco de la compra de Petrocat. Concretamente, según el organismo, existen indicios de que Repsol habría incumplido varios compromisos recogidos en la resolución del Consejo de la CNMC de abril de 2014, cuando Repsol adquirió el control exclusivo de Societat Catalana de Petrolis (Petrocat).

Concretamente, la CNMC se refiere a los compromisos de la Sección C, que establecían una obligación de aprovisionamiento mínimo por parte de Repsol de producto (gasolinas y gasóleos) procedente de terceros operadores para la actividad de distribución de combustibles a través de las gasolineras gestionadas por Petrocat en régimen de venta en firme y para la actividad de ventas directas. Además, el organismo subraya que los compromisos de la Sección E obligaban a Repsol a enviar a la CNMC un informe con carácter anual sobre el grado de cumplimiento del compromiso de la Sección C.

La CNMC señala además que la incoación de este expediente no prejuzga el resultado final de la investigación. En 2014 Competencia autorizó la propuesta de venta a terceros de la red de gasolineras de Petrocat hecha por Repsol, excepto en el caso de una estación de servicio. La CNMC detalló las condiciones impuestas para tomar el control de la compañía.

Repsol debía desprenderse de 23 gasolineras, 17 en la provincia de Barcelona, 4 en la de Tarragona, una en la de Lérida y otra en Madrid, en cumplimiento de la ley de cuotas de mercado por provincias, así como permutar la de Font Freda con el objetivo de que se mantenga la presencia de un tercero con imagen propia. La exigencia de compromiso de aprovisionamiento por otras empresas distintas de Repsol exigido por la CNMC trataba de evitar que la petrolera, con su refinería en Tarragona, reforzase su integración vertical y se produjera un cierre de mercados a otros suministradores.

Ribera dilata 20 días las explicaciones en el Congreso por la subida en el precio de la luz

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Europa Press / EFE.- La ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, comparecerá en el Congreso de los Diputados el próximo 19 de septiembre para explicar las circunstancias que están determinando el incremento en el precio de la electricidad registrado en los últimos meses, que se ha agudizado en agosto con un encarecimiento del 35,5% con respecto al mismo mes del año pasado y ha registrado su nivel mensual más alto desde enero de 2017. El Ministerio promete abordar “cambios estructurales” necesarios para acometer esta situación.

Ante la subida de los precios de la electricidad, el Gobierno ha asegurado estar trabajando en políticas que permitan una “evolución racional de los precios, en un futuro con un incremento de las energías renovables, prestando al mismo tiempo especial atención a los consumidores más vulnerables”, según ha indicado el Ministerio para la Transición Ecológica. El departamento ha señalado que la coyuntura actual es consecuencia de un modelo energético y de funcionamiento de mercado “caracterizado por la volatilidad de precios y la desprotección a los colectivos más vulnerables”. Por ello, asegura que está preparando “reformas sustantivas” que faciliten la transición energética, al tiempo que “garantiza la protección de estos colectivos”.

Para trasladar al Congreso su intención de abordar «con valentía» los cambios estructurales que considera como necesarios para acometer esta situación, Ribera comparecerá el 19 de septiembre en comisión parlamentaria. En su comparecencia, Ribera abordará este encarecimiento en el precio de la luz y aprovechará también para tratar el estado actual del bono social eléctrico y la pobreza energética, según indicaron fuentes ministeriales. La ministra tiene también previsto acudir a la Cámara Baja la próxima semana, el día 6 de septiembre, para explicar la paralización del almacén de residuos nucleares (ATC) en Villar de Cañas.

El precio medio del mercado eléctrico español ha alcanzado en agosto los 64,3 euros por megavatio/hora, un 35,5% más que en el mismo mes de 2017 (47,46 euros) y es su nivel mensual más alto desde los 71,4 euros registrados en enero de 2017, mes que estuvo marcado por los picos en el precio de la electricidad, después de la ola de frío en la segunda quincena del mes que llevó a tocar los registros más elevados desde diciembre de 2013, superando en algunos momentos de puntas la cota de los 100 euros por MWh.

Así, a lo largo de agosto se han llegado a registrar los diez precios diarios del pool más altos en lo que va de 2018, superando el pasado 29 de agosto los 70 euros por MWh. El Ministerio considera que la evolución de los precios en los últimos meses se debe al “incremento muy significativo de los costes de los combustibles y los derechos emisión de CO2 en los mercados internacionales; a una reducción de la participación de la energía eólica; a una producción nuclear inferior a lo habitual debido a operaciones de mantenimiento, y al incremento de la demanda por las altas temperaturas estivales”.

Situación similar a nivel europeo

Asimismo, el Ministerio subraya que desde el pasado junio se está realizando un seguimiento «exhaustivo» de la situación, y para ello se está recabando información periódica del Operador del Mercado Ibérico (OMIE) y se mantiene contacto con la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), en virtud de sus funciones de supervisión como garante de la transparencia y la competencia en el mercado. No obstante, subraya que esta evolución de precios crecientes no es «una situación aislada al sistema español», siendo similar en los principales mercados europeos, que están viéndose también afectados por los costes de combustibles y derechos de emisión de CO2.

El precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante, al IVA y al Impuesto de Electricidad. El Gobierno congeló para 2018, por quinto año consecutivo, los peajes y cargos eléctricos con los que los consumidores sufragan los costes regulados.

De esta manera, este incremento en el precio mayorista de la electricidad supondrá un aumento de casi el 3% con respecto al pasado mes de julio en el recibo de electricidad de este mes de agosto de los consumidores, encadenando así su cuarto mes al alza. Con respecto al mismo mes del año pasado, el encarecimiento registrado este agosto en el recibo es de un 12% y en lo que va de año es un 0,89% más caro que en el mismo periodo de 2017.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ya mostró su preocupación durante este verano por el “alto” precio actual de la energía, a pesar de tratarse de una “situación coyuntural”, y aseguró estar preocupada por si había “algo más” detrás de este encarecimiento en la electricidad, por lo que anunció que estaba realizando un “análisis del comportamiento” para “garantizar que el mercado funciona correctamente“, una investigación para la que el Ministerio de Transición Ecológica ofreció su “colaboración”.

En los últimos meses, el Gobierno señala que ha mantenido a nivel europeo importantes encuentros para enfocar cuestiones sobre la energía, como el del pasado 27 de julio, en el que el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, y el secretario de Estado de Energía, José Domínguez, participaron en la cumbre sobre Interconexiones junto al presidente de Francia, Emmanuel Macron, y el primer ministro de Portugal, Antonio Costa, donde abordaron proyectos para que la Península Ibérica deje de ser una «isla energética» en la Unión Europea.

Además, el secretario de Estado de Energía se reunió en agosto con su homólogo portugués, Jorge Seguro, para tratar el alza de los precios de la electricidad en ambos países, «una situación que preocupa y ocupa a los Gobiernos de España y Portugal». Ambos países acordaron hacer un seguimiento e intentar coordinar medidas para paliar, en lo posible, los altos precios del mercado mayorista que redundan directamente en las facturas que deben abonar los consumidores.

Red Eléctrica gana 357 millones en el primer semestre, un 5% más, y pretende mantener su retribución después de 2020

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EFE / Europa Press.- Red Eléctrica de España (REE) ha defendido mantener la tasa de retribución financiera a las actividades de transporte de energía eléctrica para el siguiente periodo regulatorio 2020-2025 en torno al 6,5% o 7%, frente a la propuesta de recorte al 5,47% de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Asimismo, Red Eléctrica logró un beneficio neto de 356,9 millones de euros en el primer semestre del año, un 5% más que en el mismo periodo de 2017.

La compañía, que preside ahora el exministro socialista Jordi Sevilla, ha destacado que la evolución del resultado está en línea con lo previsto en su plan estratégico. El beneficio bruto de explotación (ebitda) creció un 0,9%, hasta 776,8 millones, impulsado por la consolidación de las medidas de eficiencia implantadas. De hecho, los costes de aprovisionamiento y otros gastos de explotación descendieron un 1,4%. A partir de este trimestre se incluyen en el ebitda los resultados de la empresa chilena TEN, en la que REE tiene un 50%, que ha aportado 4,3 millones en el semestre.

La cifra de negocio ascendió a 990,3 millones entre enero y junio, lo que supone un incremento del 0,3%. Esta mejora se debe en buena medida al aumento de la retribución por las actividades de operación del sistema, que alcanza los 32,9 millones. Red Eléctrica invirtió 183 millones en la primera mitad del año, de los que 154 millones se destinaron al desarrollo de la red nacional de transporte, un 6,6% más que en igual periodo de 2017. Al desarrollo del negocio internacional se destinaron 17,4 millones, frente a los 42,2 millones de 2017, cifra que incluía la compra del 45% del capital de Redesur.

La deuda neta del Grupo Red Eléctrica se situó al cierre del primer semestre en 4.491,2 millones, un 6,3% por debajo de los 4.791,8 millones contabilizados al término de 2017. El 91% de la deuda es a tipo fijo y el 9% restante, a tipo variable. La plantilla se sitúa en 1.804 personas y la plantilla media en 1.810 empleados.

Contra la propuesta de Competencia

Por otra parte, la directora corporativa Económico Financiera de la compañía, María Teresa Quirós, valoró como «muy positiva» la propuesta de la CNMC, ya que supone «un paso adelante relevante» al reclamar el uso de una metodología reconocida, aunque subrayó que la rentabilidad que se propone «no es idéntica» a los números de la empresa, que sitúan esa tasa de retribucióna sus actividades entre el 6,5% y el 7%. No obstante, subrayó que lo que ha hecho la CNMC es someter a consulta pública esta propuesta, por lo que «se está pendiente de saber cuál será la tasa definitiva».

Además, recordó que cualquier modificación al respecto debe hacerse vía Ley, por lo que sería necesario un anteproyecto de Ley y que se apruebe en el Congreso de los Diputados, y de no ser así se seguiría manteniendo en el nuevo periodo la retribución actual. A este respecto, la directiva de REE indicó que la legislación establece que el regulador deberá elevar al Consejo de Ministros un anteproyecto de Ley con la propuesta de diferencial antes de enero de 2019.

REE remitió en febrero su propuesta de diferencial a aplicar para fijar la tasa de retribución financiera de la actividad de transporte para el periodo regulatorio 2020-2025, señaló Quirós. Esta propuesta de diferencial de la compañía está basada en una retribución adecuada, un coste de financiación de las empresas transportistas comparables eficientes y bien gestionadas y las necesidades de inversión.

La CNMC sacó recientemente a consulta pública la propuesta de metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica para el segundo periodo regulatorio 2020-2025. En concreto, la tasa de retribución financiera del transporte y distribución de energía eléctrica sería del 5,47% para el periodo 2020-2025, frente al 6,5% actual. En lo que se refiere a la propuesta para la retribución de las renovables, sería de entre el 7,04% y el 7,18% para ese segundo periodo regulatorio, frente a la rentabilidad razonable actual del 7,5%.

El precio de la electricidad se dispara en julio en el pool un 27% con respecto a hace un año

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Europa Press.– El precio medio del mercado eléctrico español ha alcanzado en este mes de julio los 61,9 euros por megavatio hora (MWh), lo que supone un encarecimiento del 27,2% con respecto al mismo mes del año pasado y su nivel mensual más alto desde enero de 2017. Según datos del Barómetro Energético de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), este precio es un 5,8% superior al registrado el pasado mes de junio.

El precio marcado en julio por el conocido como pool toca así su máximo desde enero de 2017 (71,4 euros), un mes que estuvo marcado por los picos en el precio de la electricidad después de la ola de frío en la segunda quincena del mes que llevó a tocar, uno tras otro, los registros más elevados desde diciembre de 2013, superando en algunos momentos de puntas la cota de los 100 euros por MWh.

En lo que va de 2018, el precio medio del mercado eléctrico español supera los 51,6 euros por MWh, situándose así más de 14 euros por encima del de Alemania (37,5 euros) y 10 euros superior al de Francia (41,7 euros). Así, considerando la evolución del mercado diario hasta ahora y las cotizaciones de los precios futuros hasta fin de año, el precio medio previsto del pool español en 2018 a cierre de año es de 57,9 euros por MWh, un precio un 11% mayor que el de 2017 (52,2 euros por MWh), según AEGE.

De esta manera, de confirmarse esta previsión, 2018 sería el segundo año, tan solo por detrás de 2008 (64,4 euros), con el precio medio del mercado eléctrico más caro desde 1998. El precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante, al IVA y al Impuesto de Electricidad. El pool funciona de forma marginalista, de modo que las tecnologías entran por orden de coste y la última, la más cara, marca el precio para el conjunto. El Gobierno congeló para 2018 los peajes y cargos eléctricos con los que los consumidores sufragan los costes regulados.

A mediados de este mes de julio, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ya mostró su preocupación por el «alto» precio actual de la energía, a pesar de tratarse de una «situación coyuntural», y aseguró estar preocupada por si había «algo más» detrás de este encarecimiento en la electricidad, por lo que anunció que estaba realizando un «análisis del comportamiento» para «garantizar que el mercado funciona correctamente«, una investigación para la que el Ministerio de Transición Ecológica había ofrecido su «colaboración».

Por su parte, el secretario de Estado de Energía, José Domínguez Abascal, indicó que «efectivamente ha habido una alteración de los precios significativa en los últimos meses y hay que tener una explicación clara de por qué está sucediendo eso«. Asimismo, Domínguez defendió la necesidad de realizar cambios en el mercado energético para adaptarlo a la realidad actual y de dotar de una regulación para ese «mundo diferente», una tarea para la que cree que hay «buena sintonía» del actual Gobierno español con la CNMC.

Competencia propone bajar la retribución a las redes de transporte y distribución al 5,47% y a las renovables al 7,04%

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Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha sacado a consulta pública las propuestas de metodología de cálculo de la retribución financiera o rentabilidad razonable para las actividades del sistema eléctrico y propone una retribución financiera del 5,47% para el transporte y distribución de electricidad para el periodo regulatorio 2020-2025, y del 7,04% para la producción con energías renovables, cogeneración y residuos, lo que supone rebajas del 1,033% y del 0,463%, respectivamente.

Para el primer periodo regulatorio, el decreto de 2013 estableció una tasa de retribución financiera del 6,503% para el transporte y distribución. En esa ocasión, se tomaron los valores de las cotizaciones del bono del Tesoro a 10 años de los meses de abril a junio de 2013, incrementada con un diferencial de 200 puntos básicos, «sin referencia a ninguna metodología de cálculo», precisó la CNMC. Para las renovables, se calculó como la media del bono español a 10 años durante los 24 meses previos al mes de mayo del año anterior, más un diferencial de 300 puntos básicos, lo que arrojó una tasa de retribución financiera del 7,503% para ese periodo que acaba el 31 de diciembre de 2019.

La CNMC propone utilizar ya para el segundo periodo la metodología WACC (coste medio ponderado de capital) para calcular la rentabilidad razonable. Según Competencia, el WACC refleja la realidad de los mercados de capital donde encuentran su financiación las empresas reguladas y minimiza la incertidumbre regulatoria. En este sentido, recuerda que las empresas de transporte y distribución eléctrica deben financiar elevados volúmenes de inversiones en inmovilizado, que tienen periodos largos de recuperación, de hasta 40 años, y señala que todas las propuestas recibidas por parte de compañías consideran necesario que el cálculo de la tasa de retribución se realice con una metodología basada en el reseñado WACC de la actividad.

Competencia ya avisó en varios informes que era necesario revisar la tasa de retribución para el periodo que arranca en 2020 de la distribución de electricidad para adecuarla a los costes de las compañías, que habían evolucionado a la baja en los últimos años. En el caso de las renovables, la CNMC argumenta que están sujetas a una serie de riesgos que no tienen las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica o gas natural, por lo que propone para ellas un diferencial adicional que se sumaría al cálculo del WACC. A la CNMC le parece razonable considerar un diferencial de 50 puntos básicos.

La propuesta de la CNMC analiza, además, la aplicabilidad de esta metodología al cálculo de la tasa de retribución financiera en las actividades de redes del sector gasista, y en la producción de energía eléctrica en los sistemas eléctricos no peninsulares. Competencia considera también que la metodología propuesta para el transporte y distribución eléctrica sería aplicable al cálculo de la retribución para el transporte y almacenamiento de gas y actividades de regasificación, que hasta el 31 de diciembre de 2020 es del 5,09% y que se estableció a partir del bono del Estado a 10 años más 50 puntos básicos.

El plazo para remitir observaciones a las dos propuestas que Competencia somete a consulta pública finaliza el 15 de septiembre y, tras analizar esas alegaciones, elevará un informe definitivo. El anterior ministro de Energía,Álvaro Nadal, era partidario de aplicar en la revisión de la rentabilidad razonable la misma fórmula utilizada para el primer periodo regulatorio, lo que a la actual cotización del bono, recortaría a la mitad la retribución.

La rentabilidad propuesta por la CNMC para las redes de distribución es menor a la europea, según la patronal Unesa

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Europa Press.- La rentabilidad propuesta por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para las redes de distribución eléctricas es inferior a la vigente en el entorno europeo, según advierte la patronal eléctrica Unesa. La CNMC, en el ámbito de sus funciones reguladoras, ha emitido un borrador de informe en el que propone una tasa de retribución para aplicar al valor de los activos de distribución eléctrica y determinar el importe de la remuneración que deben percibir los operadores.

La CNMC aplicó la metodología habitual en otros países para la retribución de las redes aunque, en opinión de Unesa, requiere ajustes en los parámetros. Así, explica que tal y como hacen casi todos los reguladores europeos, la metodología de la CNMC para fijar la tasa de retribución se basa en el coste medio ponderado del capital (WACC en sus siglas en inglés),»lo cual supone un avance sustancial respecto a la ausencia de metodología de la tasa actual de retribución, fijada por el Gobierno en referencia al bono español a 10 años», explica Unesa.

Este borrador se somete a audiencia pública con plazo hasta septiembre. En este sentido, Unesa advierte de que una definición «inadecuada» de los parámetros que lo componen puede dar lugar a resultados que no reflejen la realidad de los mercados ni las características de la actividad en cuestión. A falta de un análisis detallado, el borrador de informe de la CNMC de la tasa de retribución arroja un diferencial con respecto al bono español a 10 años de 400 puntos básicos, inferior a la media de otros países europeos, en los que se alcanzan los 500-550 puntos básicos, explica Unesa.

Unesa resalta que la tasa que se fije para el próximo período regulatorio debe permitir afrontar el desafío de digitalizar y modernizar las redes de distribución para integrar nueva producción a partir de fuentes renovables, así como para facilitar la transición energética. «Un proceso en el que las redes de distribución jugarán un papel clave para integrar distintos recursos distribuidos, como generadores a pequeña escala o puntos de recarga de vehículos eléctricos, y todo ello manteniendo los estándares de calidad del suministro«, argumenta. De este modo, señala que la «esperada» electrificación de la economía es «inconcebible» sin el consiguiente refuerzo de las redes a las que se conectan dichas instalaciones.

Por ello, el marco regulatorio y la rentabilidad adecuada deben estar alineados, «de manera que no parece razonable fijar un diferencial con el bono español por debajodel que se aplica en los países de nuestro entorno», esgrime. Unesa recuerda que la distribución es una actividad intensiva en capital y con largos periodos de recuperación de las inversiones. «Sin una rentabilidad suficiente, capaz de atraer el capital necesario para acometer dichas inversiones en un entorno cada vez más competitivo, será más difícil afrontar con éxito los retos y oportunidades futuras para descarbonizar la economía», concluye.