Precios y Costes de la Generación de Electricidad en Weblogs de Yaaqui.com

El 20 de mayo de 2008, la CNE publicó un Informe complementario sobre los Precios y Costes de la Generación de Electricidad detectando y mostrando su "preocupación en relación con los altos precios del mercado de la electricidad que, impulsados por el alza de los precios de los combustibles en los mercados internacionales, están poniendo de manifiesto una importante y sostenida divergencia con los costes de generación. [?] Aquí no estamos ante un problema de ejercicio de poder de mercado que pueda alterar artificialmente los costes, por mucho que este problema pudiera existir o haya llenado las preocupaciones de los analistas, sino ante un problema de diseño del mercado mucho más básico y profundo en el que hasta ahora se ha fijado poco la atención.".

?Los cambios producidos en el modelo regulatorio retributivo que nace con la Ley del Sector Eléctrico de 1997, han desconfigurado su coherencia interna y disminuido su capacidad para revelar los costes de generación. En particular, la aparición de los costes de los derechos de emisión de CO2 y la cancelación en 2006 de la regulación de los CTC?s, que garantizaba a las empresas generadoras la recuperación de los costes de las inversiones realizadas al amparo de la regulación derogada con la LSE, y a los consumidores la contención de los precios de la electricidad en caso de elevación de los precios de los combustibles fósiles, ponen de manifiesto, como se explicará más adelante, la apertura de una importante brecha entre los precios que determina el mercado para la generación de la electricidad y los costes de generar esa misma electricidad.

La principal responsabilidad de esta brecha entre precios y costes del mix energético recae en la generación de las centrales nucleares e hidroeléctricas cuyos costes son ajenos a los precios de los combustibles fósiles y a los costes de las emisiones de CO2 y que se benefician, sin embargo, de los altos precios de los mercados que sólo alcanzan a revelar los costes marginales térmicos (Fuel-Oil, Gas Natural y Carbón).

Esta posición de ventaja de las tecnologías nuclear e hidroeléctrica que les suministra, con el actual diseño de mercado, una alta retribución, no es una posición o ventaja competitiva que pueda ser legitimada por los mercados. La moratoria nuclear y el agotamiento (en términos significativos) de las posibilidades de desarrollo del parque hidroeléctrico, determinan la inexistencia de libertad de entrada en estos segmentos tecnológicos y con ello la imposibilidad de que exista, de hecho, competencia real entre tecnologías y que nuevos entrantes puedan disputar los beneficios observados. La cuestión, en términos cuantitativos, no es baladí: ambas tecnologías aportan en conjunto, aproximadamente, el 40 % de la electricidad generada en España.

[?] se aporta como complemento a la propuesta de tarifa de la energía eléctrica aprobada por la CNE para el 3er trimestre de 2008, una aproximación meramente orientativa, en órdenes de magnitud, de la diferencia entre los ingresos de las empresas según la metodología existente basada en la aditividad de los precios del mercado con su actual diseño y los costes de la generación.?.

El Informe detalla la metodología utilizada para calcular la retribución y los costes de producción por tecnología del Régimen Ordinario (tecnologías convencionales utilizadas en centrales de carbón, fuel óleo, gas natural, ciclos combinados, nucleares, etc. además de las grandes hidroeléctricas).

Respecto a los costes fijos de producción se advierte de la dificultad para conocerlos debido a las políticas de amortizaciones de cada empresa, la falta de homogeneidad debido a la diversidad tecnológica, y las inversiones realizadas en reconversiones, alargamiento de vida útil o repotenciación.

Existe además opacidad en los costes de producción variables debido a los contratos privados de aprovisionamiento de combustibles y de operación y mantenimiento.

La comparativa entre los costes de producción y la retribución por tecnología se obtiene bajo 2 hipótesis:

A.- Las centrales de producción no están totalmente amortizadas.
B.- Las centrales de producción anteriores a 1998 (nuclear, hidroeléctrica, carbón y fuel) están totalmente amortizadas por los ingresos anticipados percibidos por la normativa sobre los Costes de Transición a la Competencia (CTC?s).

Estimación del diferencial medio entre los costes de producción y la retribución por tecnología de producción en Régimen Ordinario para el 3º trimestre de 2008

Ver el cuadro que encabeza este artículo.

Conclusiones emitidas por la CNE

1) Sólo en el 3º trimestre de 2008, el margen entre ingresos y costes se estimó entre los 700 M? y los 1.500 M?, entre un 21% y un 58% por encima, correspondiendo la mayor parte (entre 550 M? y 1.100 M?) a las tecnologías nuclear e hidroeléctrica.
2) Los costes estimados se consideraron máximos, por lo que los reales se situarían probablemente por debajo, incrementando el margen.
3) Las centrales de generación anteriores a 1998 habían recibido todos los CTC?s, por lo que los activos se encontraban completamente amortizados. Se estimó que el margen real pudiera ser superior a los 1.500 M?.
4) Se estimó el monto de todas las primas al Régimen Especial del periodo en 600 M?, la tercera parte del margen que obtendría el Régimen Ordinario.
5) La regulación del Sector Eléctrico necesitaría ser perfeccionada.

Observaciones

a) Tal y como vimos en Los Windfall Profits (Beneficios Sobrevenidos) del Mercado Eléctrico y el Déficit Tarifario, la finalidad de los Costes de Transición a la Competencia (CTC?s) era la de resarcir a las compañías generadoras de electricidad ante una eventual bajada de precios provocada por la liberalización de un mercado eléctrico que garantizaba hasta aquel entonces la amortización de las inversiones. Las cantidades máximas por este concepto fijadas por la normativa debieron ascender a 8.600 M?, sin embargo se acabaron pagando 12.000 M?.
Se entiende por tanto que las inversiones en centrales de generación construidas con anterioridad a 1998 están completamente amortizadas (por medio de amortizaciones aceleradas). Por tanto, como dice la CNE, el margen de beneficios estimado se asemeja al calculado bajo la hipótesis B.-, es decir, 1.500 M? para el 3º trimestre de 2008.

b) Interesante recalcar que la CNE estima los Costes de Producción con hidráulica y nuclear para ese periodo en 39,00 ?/MWh y 44,37 ?/MWh respectivamente. No obstante, entendiendo que los activos están completamente amortizados, estos Costes bajan hasta los 3,00 ?/MWh y 18,00 ?/MWh. Esto es porque estas tecnologías son muy intensivas en capital. Requieren inversiones iniciales muy fuertes, pero los costes de mantenimiento son muy bajos en comparación. Las hidroeléctricas además no dependen de los precios de mercado de ningún combustible.

c) Se aprecia claramente de qué manera se benefician las tecnologías hidroeléctrica y nuclear del diseño del actual Mercado Eléctrico. No son beneficios justos ya que no se trata de un mercado en competencia debido a la imposibilidad de poder instalar más centrales de este tipo. Éste es el motivo por el cual podemos hablar claramente de windfall profits, de ?beneficios caídos del cielo?.

d) El actual diseño del Mercado Eléctrico no sólo es mejorable, sino que es claramente injusto puesto que no establece relación alguna entre lo que cuesta generar la energía y el precio a la que es vendida.

e) Por estos motivos, el Déficit de Tarifa en modo alguno representa un déficit entre los precios de venta de la electricidad y sus costes. El Déficit de Tarifa no es ni más ni menos que un impuesto revolucionario, una gran estafa que transfiere rentas de los consumidores a las compañías generadoras de electricidad.

f) Estos márgenes disparatados resultantes de la diferencia entre los Costes de Producción de la Electricidad y los precios a la que ésta fue vendida en el Mercado Mayorista triplican las primas al Régimen Especial estimadas para el periodo.

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