El recorte renovable ha sido un 22% superior al que fijó la reforma
El sector denuncia que el sistema de revisión le impide tener la rentabilidad que le garantiza la ley En volumen, los más afectados son la eólica y la cogeneración
La reforma eléctrica que el Ministerio de Industria puso en marcha en julio de 2013 incluía, inicialmente, un paquete de 14 normas con las que se pretendía corregir un desfase en el sistema que se estimó en 10.500 millones de euros (el déficit de tarifa acumulado alcanzaba los 26.000 millones). Aquel importe se desglosaba de la siguiente manera:unos ingresos procedentes de los tributos al propio sector energético aprobados anteriormente (en una ley que había entrado en vigor el 1 de enero de 2012); una reducción de costes regulados de 2.700 millones (mitad a la actividad tradicional y la otra mitad, a las renovables, cogeneración y residuos); una aportación a través de los Presupuestos del Estado de 900 millones y una subida de los peajes eléctricos de otros 900 millones.
Los tres pilares que, según el entonces titular de Industria, José Manuel Soria, contribuirían a eliminar el déficit de tarifa: “Los operadores, el Estado y los consumidores”. Sin embargo, a casi cuatro años de aprobado el grueso de la reforma, el balance ha resultado muy distinto. Según los datos oficiales del ministerio y la CNMC, entre 2012 y 2015, el recorte de costes acumulado es de 4.141 millones, cuyo reparto no coincide con las previsiones.
Así, el de las renovables ha resultado un 22% superior al previsto (-1.864 millones, especialmente, la eólica y la cogeneración); el Estado solo ha asumido la mitad de los costes prometidos de las extrapeninsulares (y únicamente en los dos últimos años), hasta 745 millones, y el servicio de interrumpibilidad que recibe la gran industria ha sumado en estos años más de 1.100 millones. Por contra, según la orden de peajes eléctricos de 2016, la retribución a las redes de distribución mejora en 34 millones y el transporte, en 235 millones. Según critican en el sector renovable, en este caso, todas las partidas mejoran su retribución: o se benefician de una extensión en el tiempo de las medidas o se reubican, “sin que tenga consecuencias importantes para las empresas afectadas”.
La reforma acabó con el sistema de primas a la producción, que fue sustituido por un incentivo a la inversión (a lo largo de la vida regulatoria de las instalaciones) basado en parámetros que garantizaba una rentabilidad razonable (un 7,39%). Sin embargo, el sistema de revisión de la remuneración de estas tecnologías, tal como denunció en su día el sector, ha impedido a las plantas obtener dicha rentabilidad y a que en 2019 se parta de cero, a voluntad del Gobierno de turno.
Las empresas verdes denuncian la diferencia de trato respecto a las redes: tanto la retribución como el transporte, la rentabilidad que se les reconoce solo se aplica a futuro, sin tener en cuenta los beneficios obtenidos en el pasado; no están expuestas a una revisión cada seis años, como las renovables (con semiperiodos de tres años), con un límite de variación anual para determinarla de más/menos 50 puntos básicos. Además, la retribución de las redes se calcula según valores reales auditados, frente a la de las verdes, que se calcula según parámetros de los que se excluyen los costes financieros. Además, las interconexiones internacionales no se tienen en cuenta al establecerse los límites de inversión en la planificación energética.
Respecto a otros costes del sistema, como los pagos por capacidad, que reciben con cargo a la factura las centrales de ciclo combinado, aunque se redujeron un 14% (10.000 euros/MW), se duplicó el periodo de tiempo con derecho a cobrarlos (hasta 20 años). Estos son de dos tipos: un incentivo a la inversión, que se recibe por 10 años desde la puesta en marcha de la planta, que ha bajado un 55% entre 2012 y 2015 (308 millones), y a la disponibilidad, que cae un 3% (cinco millones de euros).
Pérdidas sin reconocer a la eólica de 190 millones
El RDL 413/2014 acabó con las primas de las renovables y fijo un nuevo sistema de retribución basada en parámetros, entre otros, el relacionado con los precios del mercado que Industria estima para el ejercicio. Cada tres años (el semiperiodo regulatorio de seis años)se revisan estos parámetros que dan lugar a un nuevo cálculo de valores para retribuir la inversión en los siguientes tres años.
Para ello se estiman unos límites superior e inferior sobre el precio del pool que se ajustan después con el precio real. Pero si este es inferior en cuatro euros/MWh al estimado, al generador no se le reconoce la diferencia; hasta ocho euros, solo recibe el 50% y la compensación solo llega cuando se traspasa ese límite. A finales de 2016 se realiza la primera revisión y, teniendo en cuenta que en 2014 estimó un precio superior al que resultó, a energías como la eólica no se le reconocerán pérdidas de 191 millones. Todo apunta a que en 2016, con otro desvío previsto de casi el 20% por los bajos precios respecto a las previsiones, las pérdidas podrían ascender a 210 millones, según calcula el sector, que critica que de esta manera no se respeta la rentabilidad del 7,39%.
Además, los importes reconocidos no se liquidan al fin del periodo, sino que se difieren a lo largo de la vida regulatoria.
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