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Las compañías eléctricas defienden la libertad empresarial para cerrar centrales y piden pagos por capacidad para respaldar a las renovables

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EFE / Europa Press.- El presidente de la patronal eléctrica Unesa, Eduardo Montes, ha reclamado al Gobierno que las centrales eléctricas que acaben no usándose y que no se retribuyan deben tener libertad para salir del mercado. En el mismo sentido, las propias compañías eléctricas reclaman mantener su libertad para cerrar centrales de generación y demandan pagos por capacidad para seguir teniendo abiertas aquellas que no resulten rentables, pero que son necesarias para dar respaldo al sistema cuando baja la producción de origen renovable.

Responsables de regulación de las cinco grandes eléctricas españolas, Iberdrola, Endesa, Gas Natural Fenosa, EDP y Viesgo, se han pronunciado así durante una mesa redonda celebrada dentro del Encuentro del Sector Eléctrico, organizado por Expansión. El director de Relaciones Institucionales y Regulación de Endesa, José Casas, ha indicado que el problema de centrales como las de carbón o los ciclos combinados es que, al funcionar según la intermitencia de la producción eléctrica de las tecnologías renovables, en el mercado no recuperan los costes que tienen, por lo que necesitarían de unos pagos por capacidad complementarios.

En cuanto al decreto que prepara el Gobierno para regular el cierre de centrales por sus propietarios, a fin de garantizar el suministro, José Casas indicó que cree que el Ejecutivo podría evitar un cierre aduciendo motivos de seguridad del suministro o para contribuir a los objetivos de cambio climático, pero no por su influencia en la formación de precios porque la Comisión Europea es contraria a intervenir en ello.

Piden garantizar la rentabilidad razonable

El sector eléctrico también reclama que «se garantice lo que la ley denomina la rentabilidad razonable» en la revisión que llevará a cabo el Gobierno para la retribución correspondiente a las actividades reguladas para el periodo 2020-2025, que deberá aprobarse dentro de dos años. José Casas señaló que el informe de la pasada semana de Goldman Sachs sobre el sector, que provocó la caída en Bolsa de las grandes eléctricas, constata que «el mercado ha tomado como que no es una rentabilidad razonable» la revisión a la baja prevista. Casas, que estuvo respaldado en su petición por los representantes de Iberdrola, Gas Natural Fenosa, EDP y Viesgo, pidió que esta rentabilidad para las actividades del sector «al menos se mantenga».

El director de Regulación de Iberdrola España, Rafael del Río, señaló que hay que abordar el papel del carbón o de la nuclear, sobre la que hay «serías dudas» sobre su rentabilidad, y que en el caso de los ciclos combinados el mercado sólo cubre costes variables, pero no los fijos de operación e inversión. Por ello invitó a mirar a otros países, como el Reino Unido, que convoca subastas en las que los operadores que acuden reciben una retribución por estar disponibles y, los que no, cierran la planta o hacen una hibernación, una posibilidad esta última que también hay prevista en España pero que no se ha desarrollado.

Asimismo, las compañías eléctricas consideran que la «ambiciosa» hoja de ruta para la descarbonización de la economía, con los objetivos de reducción de emisiones para 2030 y 2050, pasa por una «electrificación» de la economía. A este respecto, Rafael del Río señaló que la planificación final para esa transición tiene que ser «responsabilidad del Estado» y que las empresas deberán «acatar esas decisiones y cumplirlas”. No obstante, el directivo de Iberdrola pidió una senda «razonable» que permita cumplir los objetivos.

Barreras a la libertad empresarial

Por su parte, el director de regulación de Gas Natural Fenosa, José Antonio Guillén, ha dicho que prohibir el cierre de una central es la mayor barrera que se puede poner a la libertad de empresa y ha señalado que la única manera de mantener ciertas instalaciones es tener mecanismos de capacidad. En su opinión, los dos grandes retos regulatorios para el sector actualmente son que se permita el cierre de centrales sin restricciones administrativas y el establecimiento de un mecanismo de pagos por capacidad. También se mostró a favor de eliminar tarifas como la regulada si se quiere que la demanda participe en la formación de precios de mercado.

El director de Regulación y Relaciones Institucionales de EDP, Santiago Bordiú, apuntó que el denominado Paquete de Invierno de la Comisión Europea «no reconoce para nada los mecanismos de capacidad», quizá porque «la visión de Bruselas no es la del mercado ibérico», caracterizado por un bajo nivel de interconexión. Asimismo defendió el papel «vital» del sector eléctrico en la descarbonización debido a que se producirá un incremento de la demanda eléctrica que debe ser atendido por el mix de generación.

El director de Regulación de Viesgo, Francisco Rodríguez, señaló que el borrador del decreto del Gobierno le ha sorprendido mucho, pues el procedimiento para cerrar centrales ya está “perfectamente” regulado y, de hecho, su compañía ha cerrado 3 de carbón en los últimos 5 años. Además, ha señalado, en alusión a mecanismos compensatorios para mantener abiertas instalaciones no rentables, que «la seguridad de suministro es un bien y, en general, los bienes tienen un precio».

Por otro lado, los directivos de las eléctricas se han mostrado a favor de eliminar los impuestos y cargas ajenos al sistema que soporta la factura eléctrica y de repartirlo entre otros sectores para que todos contribuyan ya que el sector eléctrico está pagando «buena parte de la transición energética y de los objetivos de renovables». Otra propuesta fue que se constituya un fondo de transición energética que se financie con una fiscalidad medioambiental, como propuso el representante de Endesa.

Unesa reclama libertad para decidir

Por su parte, el presidente de la patronal eléctrica, Unesa, Eduardo Montes, ha indicado que las centrales eléctricas que acaben no usándose y que no se retribuyan deben tener libertad para salir del mercado.  Montes, que también intervino en el Encuentro del Sector Eléctrico, considera que en el proceso de transición energética la sostenibilidad “no debe cegar respecto a la necesidad absoluta de la seguridad de suministro y la competitividad de los precios«. Por otro lado, volvió a reclamar que impuestos y cargas ajenos al suministro eléctrico, que entre 2005 y 2016 han aumentado al doble, salgan de la factura.

El presidente de Unesa también ha considerado necesario que exista certidumbre regulatoria en la transición energética hacia una economía descarbonizada, ya que la entrada de renovables va a suponer la llegada de inversores. De hecho, Montes señaló que esta certidumbre será importante, ya que «los mercados van a ser muy sensibles a todo ello». Montes subrayó que la electricidad con bajas emisiones será «clave» en ese camino para la descarbonización en otros sectores y destacó que es «imprescindible» una transformación «inteligente, racional y sin pausa».

El papel de las redes

Por su parte, el presidente de Red Eléctrica de España (REE), José Folgado, defendió el importante papel que jugarán las redes en la transición energética, ya que «hacen compatible» el nuevo modelo con la seguridad de suministro. En su intervención, el presidente del operador del sistema eléctrico subrayó que las redes serán las «facilitadoras» de la transición energética, ya que las energías renovables no son gestionables, lo que supone «un problema que hay que resolver».

Endesa advierte de que España necesitaría 11.000 MW más en 2025 si se prescinde de la nuclear y del carbón

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Europa Press.- Endesa calcula que España necesitaría incorporar aproximadamente 11.000 MW de nueva potencia firme a partir de 2025 si se prescinde de manera prematura de las centrales de carbón nacional e importado y de las nucleares. Así lo indica en la respuesta a la consulta pública previa del proyecto de decreto por el que se regula el procedimiento de cierre de las instalaciones de generación eléctrica.

La compañía eléctrica explica que en 8 años las únicas tecnologías disponibles para proporcionar firmeza a un coste razonable serían nuevas turbinas de gas o nuevos ciclos combinados, «lo que incrementaría notablemente los precios de la electricidad». Por el contrario, el mantenimiento temporal del carbón y de la nuclear permitiría retrasar la necesidad de nueva potencia firme en, al menos, una década, dando así tiempo suficiente para que maduren nuevas tecnologías, actualmente incipientes, con emisiones nulas y a coste competitivo como, por ejemplo, las baterías.

Para la compañía que preside Borja Prado, es «crítico» determinar cuáles serán las necesidades de potencia del sistema eléctrico en distintos horizontes temporales. En la actualidad, considera que hay un cierto exceso de capacidad. No obstante, cree que es una situación transitoria que desaparecerá en un futuro más o menos cercano en función de las decisiones que se puedan tomar sobre el cierre de las centrales de carbón y nucleares.

A juicio de Endesa, la solución ambiental y económicamente más eficiente para la transición energética en España es mantener en operación la capacidad térmica y nuclear actual «hasta que deje de ser necesaria». En todo caso, precisa, mantener esta capacidad no significa continuar utilizándola del mismo modo: la producción de energía de estas plantas seguirá disminuyendo, debido a la creciente penetración de renovables, al igual que lo harán sus emisiones.

En su respuesta, Endesa indica que las herramientas para conseguir una correcta transición serían una planificación adecuada y unos mecanismos regulatorios que garanticen la disponibilidad de las instalaciones que son indispensables para el suministro energético y la reducción de emisiones al mínimo coste. Así, propone, en primer lugar, un plan de transición hacia un sistema energético libre de emisiones de CO2 en 2050 al mínimo coste posible, incluyendo mecanismos que permitan la electrificación de buena parte de la demanda doméstica, industrial, de servicios y del transporte; y garantizando que el cierre de las centrales emisoras existentes se lleve a cabo mediante la sustitución de estas instalaciones por renovables, como medida de eficiencia económica del sistema.

En segundo lugar, aboga por la revisión de la «elevada fiscalidad específica» que afecta a la generación eléctrica y que da lugar a que todas las tecnologías de generación estén afrontando «importantes dificultades económicas». Por último, aboga por el establecimiento de un mecanismo de pago por capacidad firme que sea conforme con los criterios recogidos por la Comisión Europea, basado en las necesidades del sistema, tecnológicamente neutro y cuyo precio esté fijado por criterios competitivos.

Bruselas pide permitir los incrementos

Ante la pregunta de la consulta de si considera oportuno mantener operativa una central por motivos de seguridad del suministro, cambio climático e impacto en el precio, Endesa argumenta que la necesidad de mantener operativa una central cuyo titular ha solicitado su cierre es, por lo general, el síntoma de un fallo de mercado, pues significa que el mercado no está permitiendo recuperar los costes de una central que es necesaria. Para evitar estas situaciones, la Comisión Europea recomienda permitir precios de escasez y eliminar distorsiones que afecten a las señales de precios. Si el fallo persiste, se puede proceder a la introducción de mecanismos de remuneración de la capacidad basados en criterios de mercado.

«En todo caso, si se deniega el cierre de una central, se está imponiendo a su titular una obligación de servicio público por la que debe ser lógicamente compensado, según la legislación y la jurisprudencia comunitarias», subraya. Así, recuerda que la Comisión Europea es contraria a la denegación del cierre si la razón es evitar un incremento del precio de mercado. Según Endesa, justificar el mantenimiento en explotación de una central, cuyo titular ha solicitado su cierre, para evitar un incremento en el precio de mercado, «supone una intervención que distorsiona el proceso de formación de la señal de precio».

Los mecanismos de remuneración de capacidad, que la Comisión Europea contempla como solución a problemas de seguridad de suministro, no son, en opinión de Endesa, «nada más que el pago firme, seguro, de las cantidades aleatorias, inciertas y volátiles que, de no existir esos mecanismos de pago, se recibirían como precios de escasez, así que estos mecanismos tienen el efecto positivo de reducir la volatilidad de los precios y los episodios de precios muy elevados».

Sobre qué procedimiento debería seguirse en el supuesto que el titular solicite el cierre de una central que es necesaria para el sistema, Endesa señala que si se pretende evitar el cierre de la central porque incide en la seguridad del sistema eléctrico o por motivos de cambio climático, «debe establecerse un mecanismo de compensación al titular que debe ser aprobado por la Comisión Europea con anterioridad a su implementación«.

La eléctrica estima que la introducción de un mecanismo de capacidad compatible con la normativa europea permitiría estructurar un proceso ordenado de previsión de las necesidades de capacidad y la modulación de los cierres, y explica que si el problema es de carácter transitorio, la Comisión Europea contempla el establecimiento de una reserva estratégica compuesta por capacidad de generación que ha de mantenerse fuera del mercado para preservar la señal de precios, pero a disposición del operador del sistema para operar en situaciones de escasez.

La Plataforma por un Nuevo Modelo Energético (Px1NME) denuncia a España ante la Comisión Europea por los pagos por capacidad

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Europa Press.- La Plataforma por un Nuevo Modelo Energético (Px1NME) y el Instituto Internacional de Derecho y Medio Ambiente (IIDMA) han presentado una denuncia ante la Comisión Europea por considerar ilegales los pagos por capacidad que reciben las centrales eléctricas. Según indicaron ambas entidades, si la Comisión Europea admite a trámite la denuncia, las compañías eléctricas podrían tener que devolver más de 3.000 millones de euros percibidos por estas ayudas solo durante el periodo 2011 a 2015.

En la actualidad, estas ayudas suponen unos 700 millones de euros anuales que pagan los consumidores y aprueba el Estado para garantizar el suministro. La directora de IIDMA, Ana Barreira, señaló que los pagos por capacidad «violan el derecho de la Unión Europea» relativo a las ayudas de Estado. «Además, no hay constancia de que el Estado las notificara a la Comisión, estando obligado a ello. Son contrarias a derecho, pues no son de interés general y son desproporcionadas», asegura.

En concreto, la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético y el IIDMA han denunciado ante Bruselas los pagos correspondientes al incentivo a la inversión y el servicio de disponibilidad. A este respecto, Piet Holtrop, abogado voluntario de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético, consideró que se tratan de «ayudas ilegales recibidas principalmente por las centrales de gas o carbón desde 1997 para que sigan funcionando, en un contexto de sobrecapacidad de nuestro sistema eléctrico».

Los sobrecostes del mercado eléctrico bajaron en enero, en plena escalada de precios del pool

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Europa Press.- Los sobrecostes del mercado mayorista de electricidad, que se añaden al pool y que acaban constituyendo la referencia final para calcular el término de energía que pagan los consumidores, se redujeron en enero, en plena escalada de precios. El precio medio del pool en enero fue de 71,49 euros por megavatio hora (MWh), si bien el precio medio final se elevó hasta 81,4 euros una vez incorporados los distintos sobrecostes, según indica el Grupo Ase.

La referencia final más que duplica las de enero de 2016 debido a los altos precios del pool, en el que coincidieron aspectos como la baja hidraulicidad y eolicidad, así como la mayor demanda y el encarecimiento del gas. Sin embargo, indica el Grupo, los sobrecostes adicionales se redujeron un 9,6% con respecto a enero del año anterior, lo que mitigó, aunque sea sensiblemente, el fuerte encarecimiento del recibo sufrido en enero por los consumidores.

Estos sobrecostes incluyen los costes de la interrumpibilidad, de los pagos por capacidad y de los conocidos como servicios de ajuste. En total, ascendieron a 7,9 euros, de los que 1,9 euros corresponden a la interrumpibilidad, 3,1 euros a los pagos por capacidad, 1,2 euros a los procesos del operador del sistema y 1,7 euros a las restricciones técnicas. El servicio de interrumpibilidad corresponde al importe que se paga a las grandes industrias por modular su consumo en función de las exigencias del sistema eléctrico. Desde hace dos años, se incorpora como coste de mercado.

Los pagos por capacidad, con los que se incentiva la disponibilidad de centrales térmicas para garantizar la gestión del sistema, fueron en enero 1,5 euros por MWh más caros que la media debido a efectos estacionales. Los servicios de ajuste del sistema contemplan actividades como la solución de restricciones técnicas, los servicios complementarios o la gestión de desvíos, según explica Red Eléctrica de España (REE). Las restricciones técnicas tienen como objetivo resolver problemas de gestión del sistema mediante la limitación y modificación de los programas de producción y de consumo.

Cañete no ve contradictorios los cargos al autoconsumo con la normativa europea y plantea limitar los pagos por capacidad

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Europa Press / EFE.- El comisario europeo de Acción por el Clima y Energía, Miguel Arias Cañete, ha reconocido que los pagos por capacidad a las centrales térmicas son «subsidios» a los combustibles fósiles, y ha abogado por redefinirlos y ponerles límite a nivel europeo. Asimismo, Cañete manifestó que no cree que el llamado impuesto al Sol sea contradictorio con la regulación europea pues en el momento de aprobarse no existía normativa comunitaria sobre autoconsumo.

Sin embargo, el comisario sí que ha reconocido que existe «un diálogo» abierto entre ambas instituciones al respecto de esta norma por la aplicación de esta regulación. «Desde el punto de vista procedimental estamos en un diálogo con el Gobierno español«, ha dicho. Ante la Comisión Mixta del Senado y el Congreso, a la que ha acudido para dar cuenta del nuevo paquete de medidas energéticas impulsado por la Comisión Juncker, Arias Cañete ha destacado que es la primera vez que se regula, desde el ámbito comunitario, el autoabastecimiento energético.

«Regulamos por primera vez el derecho a autoproducir, a vender y a que los consumidores se conviertan en agentes activos», ha dicho. En esta directiva, ha defendido, los costes que se reclamarán serán «proporcionados» y «tendrán una lógica desde el punto de vista de la eficiencia«. Para el comisario de Energía, la proporcionalidad en los costes «es uno de los puntos fundamentales» de la nueva directiva. Asimismo, ha avanzado que se prohibirá la retroactividad en el sistema de apoyo a las renovables pues «afecta a los efectivos de los inversores».

Respecto al fomento de las energías renovables, Arias Cañete se mostró contrario a los subsidios, “que acaban en la tarifa de los consumidores», ha apostillado. Asimismo, subrayó la importancia de apoyar la innovación, tanto en la generación de energía como de almacenamiento. En este punto, ha mencionado la importancia de tomar la delantera en baterías pues, a su juicio, «no tiene sentido que las baterías estén hechas en Corea, Japón y China». Por otro lado, reivindicó el impulso de incentivos para potenciar las energías limpias tanto en el lado de la oferta como de la demanda, con infraestructuras de carga.

Cañete también se refirió al objetivo marcado de descarbonización para la economía en 2050, para el cual rechazó la instalación de objetivos por plazos y para lo que se estudiarán las consecuencias económicas y sociales que podrá tener para todos los sectores afectados.  Al mismo tiempo, ha apuntado que la Unión Europea invitará a todos los países de la región a que hagan sus estrategias y análisis de descarbonización a 2050 para el año 2019 aunque ha reconocido que la Comisión no puede decidir qué energía debe generar un país.

Subsidios a los combustibles fósiles

En este sentido, Cañete reconoció que los pagos «por capacidad» a las centrales térmicas, que los reciben por estar disponibles, son «subsidios» a los combustibles fósiles y aboga por redefinirlos y ponerles límite a nivel europeo ya que “no tienen sentido tal cual están planteados en el proceso de descarbonización por el que apostamos”.Por ello, Cañete plantea que las nuevas instalaciones térmicas no deben de beneficiarse de estas compensaciones.

El comisario ha admitido que «en España no somos conscientes de que estamos en una transición energética sin precedentes», ya que el recién ratificado Acuerdo de París «supone que en 2050 se genere prácticamente toda la electricidad con renovables y no emitir CO2«.Ese acuerdo implica «una revolución del sistema energético y económico», así como «una oportunidad histórica de liderar esta revolución que va a traer mucho empleos», aunque «nos queda mucho trabajo por delante» para lograr ese liderazgo.La quema de carbón «será inconcebible en 2050 sin tecnologías de captura y secuestro», indicó el comisario, quien ha incidido en que la Unión Europea está invirtiendo mucho en esas técnicas.

Después de que el comisario afirmara estar «convencido de que hay que luchar contra el cambio climático, y que eso implica cambiar la política energética y desarrollar las renovables», la diputada de Podemos Rosa López le ha tildado de «convertido», al proceder de un Gobierno en España que «no ha apostado» por esas materias y que ha legislado para que «no se haya instalado ni un megavatio renovable desde 2011″.

Cañete remarcó que cree que las renovables serán «las ganadoras» de una transición energética «que ha venido para quedarse». No obstante, matizó que “descarbonizar totalmente la economía es muy fácil de decir» y argumentó que hasta que las energías renovables no cuenten con capacidad de almacenamiento “suficiente”, el gas seguirá siendo necesario y, por tanto, habrá emisiones. Las críticas parlamentarias a Cañete también le llegaron desde Ciudadanos. Toni Cantó le acusó de pertenecer a un partido que «legisla a favor de las grandes compañías eléctricas».

El sector eléctrico mejora en 452 millones sus previsiones hasta noviembre pero el gasista eleva su déficit a 482 millones

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Redacción / Agencias.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son inferiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 1.301,8 millones de euros hasta noviembre, lo que supone 452 millones de euros menos de los previstos, mientras que el agujero del sector gasista se elevó a 482 millones de euros, un 44% superior al de 2015.

En el sistema eléctrico, esa diferencia resulta entre todos los ingresos del sistema, 13.708 millones de euros, y los costes, que sumaron 15.009 millones. Esta diferencia entre los ingresos y los costes del sistema se termina ajustando en las últimas liquidaciones del año, hasta dar como resultado un equilibrio entre los ingresos y los costes a cierre del ejercicio. De esta forma, la tendencia actual anticipa un nuevo superávit en 2016, que se sumaría a los de 2014 y 2015, que acumulan entre los dos ejercicios 1.020 millones de euros.

Según la undécima liquidación del sistema eléctrico de 2016, elaborada por el regulador, la CNMC, los ingresos por peajes de acceso de consumidores (11.764,3 millones de euros) resultaron un 0,6% superiores al valor promedio histórico. Por el contrario, los ingresos de peajes de generadores en esta liquidación fueron un millón de euros inferiores a los previstos para esta liquidación, un 0,9% menos. Asimismo, los ingresos registrados por los consumidores suministrados a precio regulado más unas penalizaciones tras haber perdido el derecho a esta tarifa, resultaron un 48,3% inferiores a los previstos en la Orden IET/2735/2015.

Por su parte, los costes regulados resultaron 334 millones de euros inferiores a los previstos para esta liquidación debido, principalmente, a unos menores costes de la retribución específica de la producción renovable, cogeneración y residuos (257,5 millones de euros) y de los pagos por capacidad (88 millones de euros). En lo que se refiere a la demanda de consumo de electricidad registrada hasta noviembre, fue un 0,3% superior al valor promedio registrado en años anteriores, con 202.213 gigavatios hora (GWh).

El coeficiente de cobertura de esta liquidación se situó en un 90,16%, es decir, que los agentes del sistema cobrarán ese porcentaje de los ingresos reconocidos ahora, mientras que el resto se abonará a medida que haya nuevos recursos disponibles. La normativa establece que los costes del sistema se pagan conforme a los recursos disponibles, lo que genera un cierto desfase porque los ingresos procedentes de peajes de acceso se suelen recibir con cierto retraso.

Asimismo, el organismo presidido por José María Marín Quemada gestionó la liquidación de 63.704 instalaciones con derecho a retribución específica. De esta manera, la liquidación provisional a cuenta correspondiente a la energía generada desde el 1 de enero al 30 de noviembre ascendió a 5.907,2 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente. La cantidad a pagar a cuenta a los productores en esta liquidación asciende a 681 millones de euros, antes de IVA.

En lo que se refiere al sector gasista, el déficit ascendió a 482 millones de euros a noviembre, frente al agujero de 335 millones de euros en el mismo periodo del año anterior. Los ingresos netos liquidables fueron de 2.103 millones de euros, un 6,2% menos que en el mismo periodo del año anterior, y la retribución total acreditada a las empresas fue de 2.585 millones de euros, que es un 0,3% superior a la del año anterior. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, se tiene un índice de cobertura del 81,4% de la retribución acreditada, señaló Competencia.

La cifra de déficit se ajusta en las últimas liquidaciones del año, cuando entran los ingresos de los meses de invierno en los que se registran los mayores incrementos de demanda. Tanto noviembre como diciembre del 2016 cerraron con alzas en el consumo de gas convencional, del 13,5% y el 10%, respectivamente. Así, y según fuentes del sector, el déficit definitivo del año podría rondar los 100 millones de euros. Esta cifra supondría cuatriplicar los 23 millones con los que cerró 2015, aunque, señalan desde el sector, se trata de cifras modestas en comparación con los ingresos del sector, que rondan los 3.500 millones anuales.

La demanda de gas en 2016 facturada hasta noviembre, ascendió a 269,82 teravatios hora (TWh), lo que supone un aumento del 0,7% respecto al año anterior. A este respecto, la CNMC señaló que en los últimos meses se observa una recuperación de la demanda del grupo 1, que por primera vez en 2016 supera a la del ejercicio anterior. Por su parte, el número de consumidores declarado por las empresas distribuidoras a 30 de noviembre del año pasado ha ascendido a 7,7 millones, con un aumento interanual de 91.480 consumidores.

La CNMC reprocha a Energía que 335 millones ingresados para pagos por capacidad se destinen a financiar otros costes regulados

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Redacción / Europa Press.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) advirtió al Ministerio de Energía de que, en su borrador de peajes eléctricos para 2017, está «financiando» costes del sistema mediante un exceso de recaudación de 335 millones de euros en la partida de pagos por capacidad, unos incentivos a las centrales de respaldo, generalmente térmicas de carbón o de gas, por estar disponibles en los momentos en los que falla la aportación de tecnologías no gestionables como la eólica.

En su informe sobre el borrador de peajes de electricidad, el organismo presidido por José María Marín Quemada advierte de que los ingresos previstos para 2017 destinados a los pagos por capacidad ascienden a 725 millones, a pesar de que esta partida generará unos costes de 390 millones. De esta forma, se registra un saldo positivo de los pagos por capacidad de 335 millones que se destinará a financiar los costes regulados “distintos al transporte y la distribución”, entre los que figuran, especialmente, los incentivos a las renovables o la amortización de la deuda eléctrica.

«Teniendo en cuenta que los peajes de transporte y distribución implícitos en la propuesta de orden son suficientes para recuperar la retribución de las redes, el superávit de los pagos por capacidad está destinado a la financiación del resto de costes regulados del sistema», afirma. La CNMC aprovecha para reclamar a Energía «una metodología de cálculo de los precios unitarios de los pagos por capacidad, a efectos de que cada componente de coste sea recuperado por el precio regulado correspondiente«.

Justifica congelar los peajes eléctricos

El borrador de orden ministerial de peajes eléctricos contempla un escenario de equilibrio entre costes regulados e ingresos procedentes de los peajes para 2017. Tras más de una década de déficit de tarifa, el sistema eléctrico ha arrojado superávit en 2014 y 2015, y lo hará previsiblemente en 2016. La CNMC considera en todo caso que los ingresos regulados previstos para 2017 son suficientes para cubrir los costes y, en consecuencia, está justificada la decisión de mantener congelados los peajes.

La CNMC aprovecha para pedir a Energía que apruebe de forma urgente las modificaciones legislativas necesarias para adecuar sus competencias con las que tienen el resto de reguladores europeos de acuerdo con la normativa comunitaria. También lamenta no haber podido valorar los ingresos por peajes de acceso a consumidores y generadores, y considera «inadecuado» el mecanismo de financiación con cargo a los Presupuestos del 50% del coste de las instalaciones de producción renovable ubicadas en territorio insular. Junto a esto, insiste en la necesidad de que Energía apruebe una metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución.

A propósito de esta metodología, el regulador indica que su aprobación servirá para contribuir a la transparencia del sistema en su conjunto y, en el caso del autoconsumo, para dotarlo de mayor certidumbre para su desarrollo. Competencia también advierte del incremento de los cargos transitorios por energía consumida para los subsistemas de Mallorca-Menorca e Ibiza-Formentera incluidos en la orden ministerial, sin que se justifique suficientemente el motivo de dicha variación.

Para el conjunto de autoconsumidores, se producirá una rebaja del 6,2% en el término fijo de los cargos para potencias contratadas no superiores a 10 kW. Entre 10 y 15 kW, la rebaja será del 3,6%. En cuanto a los términos variables, registran reducciones comprendidas entre el 3% y el 16,3% para los consumidores de baja tensión y entre el 8,4% y el 16,7% para el resto de los consumidores.

La agencia Moody’s prevé que la electricidad cueste entre 39 y 44 euros MWh hasta 2021

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EFE.- La agencia de calificación Moody’s prevé que el precio del megavatio hora (MWh) eléctrico en el mercado ibérico, es decir, en España y Portugal, se mueva en la horquilla de los 39 a los 44 euros en los próximos cinco años, según sus estimaciones sobre el mercado energético. Este precio es inferior al último que la agencia calculó en 43 euros por MWh, debido al comportamiento estable que actualmente están teniendo los precios de la energía en la península.

En 2015 el megavatio-hora cerró en estos mercados ligeramente por encima de los 50 euros. «La disminución del 11% de los precios en el último año se explica en los limitados cambios en el mercado mayorista, un modesto crecimiento de la demanda y una perspectiva estable de los precios de las materias primas» explicó Moody’s sobre el actual contexto ibérico. «Iberdrola y Endesa serán las más afectadas por la reducción de precios ya que una parte importante de su capacidad es hidroeléctrica y nuclear», apunta.

El precio español y portugués continuará siendo superior al del mercado europeo. Para el resto de Europa, Moody’s ha previsto un precio medio de entre 20 y 24 euros el MWh en el mercado nórdico y entre 42,9 y 50,1 euros en el caso británico. Moody’s explica esta diferencia por «los impuestos energéticos españoles, la modesta interconexión con el resto del continente, la alta proporción de renovables y en el alto coste de los combustibles».

El informe de la agencia también apunta que los pagos por capacidad, que contribuyeron en los últimos cinco años a elevar un 20% el precio de la energía, se reduzcan gradualmente hasta 2021. Estos pagos por capacidad compensan a determinadas centrales por estar disponibles, fundamentalmente las térmicas de ciclo combinado, que han reducido drásticamente sus horas de funcionamiento en los últimos años. Por otra parte, la agencia destaca las reformas energéticas que desarrollaron España y Portugal y que han permitido reducir costes «aunque algunos riesgos persisten», como los derivados de la inestabilidad política en España.

El déficit eléctrico se sitúa en 1.055,7 millones de euros hasta febrero, 93,5 millones por debajo de lo previsto

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Redacción / Agencias.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque momentáneamente los costes reconocidos de la actividad regulada son inferiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 1.055,7 millones de euros hasta febrero, según datos de la segunda liquidación del sistema eléctrico elaborada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Este déficit se sitúa por debajo de la cifra prevista para esta liquidación, que ascendía a 1.149,21 millones de euros.

En este sentido, la CNMC apunta que los costes regulados ascendieron a 2.503,8 millones de euros, lo que representa casi 115 millones menos de los previstos, mientras que los ingresos por peajes de acceso supusieron 1.448,1 millones, 21 millones menos de lo previsto. Así, el saldo negativo en los dos primeros meses se situó en 1.055,7 millones de euros, 93,5 millones menos de los previstos debido a unos menores costes de la retribución específica de la producción renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos, y de los pagos por capacidad. De este modo, el coeficiente de cobertura se situó en un 52,97%, porcentaje que representa lo que cobrarán los agentes del sistema, situación que se corregirá en las siguientes liquidaciones.

De esta forma, el avance de la liquidación se sitúa aún mejor que las previsiones que estiman un superávit a final del ejercicio de 24,9 millones de euros, con unos costes regulados de 17.144,8 millones de euros, unos ingresos por peajes de 14.015,2 millones de euros y una facturación por otros ingresos de 3.154,5 millones de euros. En su informe, Competencia señala que la demanda eléctrica registrada se situó en 22.527 gigavatios hora (GWh) hasta febrero, un 6,3% menos con respecto al promedio de ejercicios anteriores por factores que podrían vincularse a la evolución meteorológica.

La CNMC gestionó los pagos a 63.772 instalaciones que estaban activas. La liquidación provisional a cuenta correspondiente a la energía generada desde principios de año hasta finales de febrero ascendió a 1.036 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente. La cantidad a pagar a cuenta a los productores en esta liquidación ascendió a 415 millones de euros, antes de IVA o impuesto equivalente.

En lo que respecta al sector gasista, el déficit provisional se situó en 181 millones de euros y el índice de cobertura en el 64,2% de la retribución acreditada. Los ingresos netos liquidables fueron de 327 millones de euros, un 17,9% inferior al mismo periodo del 2015, y la retribución acreditada alcanzó los 508 millones de euros, un 1,4% superior. La demanda de gas en esta segunda liquidación descendió un 5% respecto a la de 2015, como consecuencia de temperaturas más cálidas estos meses y de un descenso de la demanda de gas para generación eléctrica en estos meses. El número de consumidores declarado por las empresas ascendió a 7,63 millones, lo que representa un aumento interanual de 68.608 consumidores.

Europa destapa los incentivos españoles pagados en la tarifa

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El cuestionamiento por parte de las autoridades de Competencia de la Unión Europea del sistema de incentivos, incluido en los denominados peajes de acceso de la factura eléctrica, ha vuelto a sembrar las alarmas. Una fotografía descarnada que dibuja un esquema intricado de posibles subvenciones y mecanismos cruzados que afectan al coste del suministro eléctrico y que anticipan una limpieza de los mismos impulsada por la Unión Europea. Por eso, hasta los medios económicos hablan de ayudas eléctricas poniendo en evidencia la naturaleza de las mismas.

De este modo, la comisaria Margrethe Vestager pone en su punto de mira las ayudas al carbón nacional, un mecanismo ideado en su día para que las compañías eléctricas comprasen carbón de forma obligatoria, para quemarlo y producirlo, fijando el precio de venta del MW/h generado por esta vía en el mercado mayorista eléctrico. En segundo lugar están los denominados pagos por interrumpibilidad, instrumento que reduce los precios a determinadas industrias intensivas en el uso de energía eléctrica, ofreciendo al sistema eléctrico la posibilidad de que sean “paradas” en determinadas circunstancias y condiciones (cesarían, reducirían su demanda, cerrarían temporalmente, harían ERES parciales) por motivos de necesidad del sistema eléctrico para garantizar el suministro. Una medida del lado de la “demanda”

Finalmente están los pagos por capacidad, que son unas compensaciones del lado de la oferta, para garantizar la rentabilidad de determinadas centrales, las térmicas y los ciclos combinados de gas, para que estén disponibles para el sistema, aunque por la energía que despachan en el mercado en forma de producción y al precio que la despachan, la decisión empresarial lógica sería desactivarlas y sacarlas del sistema. Cuestión que eventualmente, de ser necesarias, sería difícilmente reversible.

Red Eléctrica de España, como operador de transporte y gestor técnico del sistema, subraya la necesidad de estos dos últimos mecanismos para garantizar la “seguridad de suministro”, al procurarle mayor margen de maniobra. Es en esa clave en la que hay que entender las declaraciones que realizaron desde REE al respecto de esta investigación, ya que justifican la figura y endosan la responsabilidad política de su volumen al Ejecutivo. Volumen y dimensiones que no han pasado desapercibidas en Europa, incluso la defensa conceptual de estos servicios, aunque en la práctica la interrumpibilidad no se utilice.

Europa, por otra parte, ha visto que estos mecanismos carecen de estudios de demanda que justifiquen el instrumento y el uso de los mismos, tanto en volumen como en coste para los distintos sistemas de suministro. Y Europa lo ha visto en un conjunto de 28 mecanismos en los que estos incentivos se han formulado sin estudios que lo soporten. Lo que toca a las autoridades comunitarias es distinguir un servicio necesario de una subvención y los Gobiernos se lo han puesto fácil, porque los mecanismos eran puramente formales en sus términos, pero no en su justificación real. En todo caso, la propia Unión Europea hasta ahora ha tenido una actitud de permisividad y laxitud.

Eso sí, en el caso español, en Bruselas se ven sorprendidos por la compensación económica que suponen y su ausencia de validez (son instrumentos fallidos) de los mismos. Más allá de eso, sus volúmenes figuran en cabeza de ese informe, la utilización de estos instrumentos (servicios) es escasa o nula y su importe se paga en la factura eléctrica, incluidos en los costes de acceso, siendo éste capítulo el verdadero problema de nuestros precios eléctricos pese a todos los desenfoques interesados al respecto. Mañana, análisis, consecuencias y corolarios, tanto políticos como para consumidores, de esta investigación para nuestro país.

Continuará.