Resumen Presentación Presidente de UNESA

BALANCE ELÉCTRICO 2015 Y PERSPECTIVAS 2016
Eduardo Montes
Presidente de UNESA
Madrid, 25 de febrero de 2016
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Buenos días señoras y señores,
Un año más es para mí un placer participar en esta tradicional jornada anual que nos permite
hacer una revisión de lo que ha sucedido el pasado año 2015 en el Sector Eléctrico y una
prospectiva de lo que esperamos en 2016.
Para ello, empezaré con una descripción de las cuestiones regulatorias más significativas
que merece la pena destacar del año 2015 para pasar después a un análisis técnico, donde
repasaremos el balance eléctrico y su variación respecto al año anterior y glosaremos lo más
destacado del comportamiento del parque nuclear. Finalizaremos esta primera parte con un
análisis de los resultados económicos de las actividades eléctricas nacionales de las empresas
asociadas en UNESA y una comparación del precio de la electricidad entre los países de la
Unión Europea.
En la segunda parte comentaré nuestras perspectivas para el año 2016, marcadas no sólo por
los retos a los que se enfrenta el sector eléctrico por su actividad sino además por la situación
política, a la espera de que se concrete un nuevo Gobierno. El avance de las medidas de los
diferentes partidos políticos que han dado a conocer en materia de energía, nos hace estar muy
pendientes de las implicaciones que puedan suponer.
El hecho más significativo del año 2015, ha sido el cambio de tendencia en el consumo de
electricidad que se ha incrementado después de cuatro años consecutivos de descensos
registrados, por primera vez desde 2011. En efecto, el consumo ha aumentado un 1,8% con
respecto a 2014. Conviene sin embargo matizar la evolución en los principales segmentos de
consumo; de acuerdo a los datos del Índice Red Eléctrica (IRE), este incremento se
corresponde con un crecimiento del consumo industrial de un 2,4% y con el de los servicios que
ha bajado un 1%. Cabe reseñar los records históricos de consumo alcanzados durante el verano
que marcaron el máximo de verano en cuatro años, debido a las altas temperaturas y al
consecuente mayor uso del aire acondicionado.
Este cambio de tendencia, junto con un incremento del Producto Interior Bruto del orden del
3,2%, pone de manifiesto una mejoría de la actividad económica nacional que esperemos que
se mantenga y suponga, en definitiva, que la crisis haya tocado fondo y empiece el camino de
la recuperación, pero también consolida la desvinculación que se está produciendo en los
últimos años entre la evolución de la economía y la evolución del consumo eléctrico,
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anteriormente muy relacionados, con frecuentes crecimientos del consumo eléctrico por encima
del crecimiento económico.
Otro hito que es importante resaltar es que se ha consolidado la desaparición del déficit
tarifario que arrastrábamos desde 2002 hasta 2013, registrándose por primera vez un
superávit en 2014. Todo ello fue posible tras la adopción por parte de los reguladores de una
batería de medidas que conformaron la “reforma energética”, iniciada con la aprobación de
varios reales decretos-ley y culminada con la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico y sus reales
decretos de desarrollo. Esto ha comportado un importante esfuerzo para las empresas
eléctricas integradas en UNESA con siete nuevos impuestos a las distintas actividades e
importantes recortes que han supuesto la asunción del 43% del coste total de las medidas
adoptadas en esta reforma.
Tras situaciones de incertidumbre y cambios que finalmente llevaron a atajar el problema del
déficit tarifario, los peajes de acceso (incluidos en la parte regulada de la tarifa eléctrica que fija
la Administración), han estado congelados durante el año 2015. Esto ha sido posible por el
superávit ya alcanzado durante 2014 y el que se previó a finales del año (momento en el que se
publica la Orden que establece los peajes) para 2015.
Sin embargo, el 1 de agosto de 2015 se produjo una bajada de un 2% de media sobre el
precio final que pagan los consumidores eléctricos, consecuencia de la publicación en julio del
Real Decreto-ley 9/2015, de medidas urgentes para reducir la carga tributaria soportada por los
contribuyentes y otras medidas de carácter económico, que estableció una revisión de los
pagos por capacidad incluidos en la factura eléctrica. Esta revisión supuso una reducción
media del 40% en los precios unitarios de los pagos por capacidad. De nuevo, en la Orden de
peajes para 2016, se ha consolidado esta reducción de los pagos por capacidad, lo que acumula
una minoración del 53% respecto a principios de 2015 y ha supuesto una reducción de la parte
regulada de la tarifa respecto a enero de 2015 de un 2,8% (un 0,7% respecto a diciembre).
Conviene mencionar que estos pagos fueron regulados para financiar el servicio de capacidad
de potencia a medio y largo plazo de las instalaciones de generación, de modo que el sistema
disponga de potencia firme suficiente para cubrir posibles aumentos de la demanda.
Otro de los hechos destacables del año 2015, fue la entrada en vigor del nuevo mecanismo
de facturación eléctrica horaria, en el que España es pionera y que ha puesto de manifiesto
la capacidad y voluntad de las empresas ante el reto de que todos los sistemas funcionaran
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adecuadamente, con la complejidad de tratar millones de datos de facturación de clientes. Se
aplica a los consumidores que cuentan con la modalidad de precio regulado, el llamado Precio
Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC) y que tengan un contador 'inteligente' instalado, que
significa que sea digital, que esté telegestionado y que se encuentre integrado en el sistema.
Este mecanismo se inició de forma generalizada a partir del 1 de octubre, después de la
aprobación de los procedimientos técnicos correspondientes.
La finalidad del nuevo precio por horas es facturar el consumo real al precio de la electricidad
para cada día y para cada hora, en función de los precios reales del mercado mayorista a los
clientes finales. Su principal valor es la posibilidad que tiene el cliente de conseguir ahorros si es
capaz de adaptar su consumo diario, desplazándolo a las horas de precio más bajo. Se puede
consultar el precio de la luz en cada hora del día siguiente, resultado de la cotización en el
mercado mayorista de electricidad, a partir de las 20:30 horas en la 'web' de Red Eléctrica de
España (REE). Además, el cliente puede acceder con unas claves a sus datos personales de
consumo, incluyendo el histórico, a través de la 'web' de la distribuidora e incluso a través de
aplicaciones habilitadas al efecto.
El consumo real horario lo proporcionan los contadores inteligentes que están integrados en
el sistema de telegestión. Según los datos de la Comisión Nacional de los Mercados y la
Competencia (CNMC), a principios de 2015 había unos 10 millones de hogares con este tipo de
contadores y continúa aumentando. De acuerdo al calendario establecido, antes de 2019
estarán sustituidos todos los contadores. Es de destacar el esfuerzo que están llevando a cabo
las empresas eléctricas asociadas en UNESA en aras del cumplimiento de este objetivo.
En todo caso, el nuevo sistema de facturación afectará solo al coste de la producción de
energía, equivalente a cerca del 35% del recibo. Alrededor de otro 21% corresponde a
impuestos, entre ellos el IVA, mientras que el 44% restante sirve para sufragar los costes
regulados del sistema y se paga a través del término fijo de potencia (un dinero fijo por cada
kilovatio contratado) y del término variable de energía de los peajes (en función del consumo).
También en octubre de 2015, se publicó el Real Decreto de autoconsumo que estaba
pendiente desde la reforma de julio de 2013 y que no terminaba de ver la luz. El Real Decreto
900/2015 que regula las condiciones administrativas, técnicas y económicas para el suministro y
la producción de electricidad con autoconsumo, establece, tal como se indica en la exposición
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de motivos, un marco normativo donde se garantiza la sostenibilidad económica y un reparto
adecuado de las cargas del sistema.
Según la nueva normativa, un autoconsumidor conectado al sistema eléctrico no pagará por la
energía que autogenera y consume, por las pérdidas de transportar esta energía hasta su
instalación, ni tampoco por los impuestos asociados a estos conceptos. Sin embargo, sí tendrá
que contribuir a otros costes fijos del sistema como son los asociados a los sistemas no
peninsulares (donde la generación es más cara), al pago del déficit generado en el pasado, a
los incentivos a las renovables o a la cogeneración y a los residuos. Por el contrario, la
normativa establece que quienes producen y consumen su propia energía sin estar conectados
a la red eléctrica no habrán de asumir ningún coste del sistema eléctrico, puesto que no lo
utilizan.
En el supuesto de que los autoconsumidores conectados al sistema eléctrico no contribuyeran a
esos costes fijos del sistema mencionados anteriormente, estos pasarían entonces a repartirse
entre el resto de consumidores, que no pueden o no quieren autoproducir y consumir, elevando
así su factura.
En la actualidad todavía está pendiente de que se concrete la normativa que permita la
hibernación de centrales de ciclo combinado de gas ahora infrautilizadas y que, acogiéndose a
esta modalidad, podrían mantenerse disponibles para el futuro sin generar sobrecostes
innecesarios en la actualidad.
En el mes de diciembre se produjo otro hito regulatorio, pendiente desde la reforma energética,
que concluyó con la publicación de la Orden IET/2660/2015 por la que se aprueban las
instalaciones tipo y los valores unitarios de referencia de inversión, de operación y
mantenimiento por elemento de inmovilizado y los valores unitarios de retribución de
otras tareas reguladas que se emplearán en el cálculo de la retribución de las empresas
distribuidoras de energía eléctrica. En esta Orden se establecen además las definiciones que
estaban pendientes, como crecimiento vegetativo o aumento relevante de potencia y se
determinan otras compensaciones.
Estas aprobaciones permiten acabar con la transitoriedad en la retribución de la distribución y
consolidar la aplicación definitiva del Real Decreto 1048/2013 que fija la metodología de
retribución de la actividad de distribución. Por tanto, el 1 de enero de 2016 comenzará el primer
periodo regulatorio y concluirá dentro de cuatro años, momento en el cual se deberá de revisar
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la trayectoria de costes e inversiones de cada empresa distribuidora para fijar un nuevo punto
de partida de su retribución.
En concreto en la actividad de distribución, una actividad totalmente regulada, es fundamental
contar con una normativa segura, estable y predecible que de confianza para acometer las
inversiones necesarias que permitan mantener los altos niveles de calidad que siempre han
caracterizado a las empresas integradas en UNESA.
Otro hecho destacable del año, es el avance hacia la consecución de un único Mercado Interior
Europeo, con el incremento de la interconexión eléctrica con Francia que ha posibilitado
que la capacidad comercial de intercambio se duplique, pasando al 4%. Este logro, después de
intentarlo sin éxito durante más de veinticinco años, se debe a su inclusión en el firme
compromiso de la nueva Comisión Europea de considerarlo como Proyecto de Interés Común,
de cara a conseguir el objetivo de un nivel de interconexión de al menos el 10% en 2020.
Durante el año también vio la luz la Planificación de Desarrollo de la Red de Transporte
de Energía Eléctrica 2015-2020 que contempla inversiones en la red de transporte de unos
4.500 millones de euros y la planificación indicativa de la generación que contempla la entrada
en servicio de unos 8.500 MW de origen renovable en el citado período.
Para finalizar con los aspectos regulatorios del año 2015, solo faltaría comentar que durante el
año se han aprobado 113 normas que afectan a la actividad eléctrica, de las cuales 3 han
sido leyes, 1 Real Decreto-ley, 21 reales decretos, 34 órdenes ministeriales, 36 resoluciones y
otras 18 entre circulares y procedimientos. Dicho de otra forma, una media de más de dos
normas por semana, lo que da una idea de la profundidad e intensidad de los cambios
producidos. Un ritmo como éste solo puede verse justificado ocasionalmente.
Antes de pasar a los aspectos técnicos y terminar esta primera parte de hechos destacados, es
preciso hacer mención al acuerdo alcanzado en la Cumbre de París sobre Cambio
Climático el pasado mes de diciembre, que tiene como objetivo la limitación a largo plazo de
las emisiones de gases de efecto invernadero, de forma que el incremento de temperaturas no
supere en el horizonte del año 2100 los 2º C.
En efecto, el pasado 12 de diciembre se aprobó el texto del Acuerdo de París, que es un
acuerdo con fuerza legal que contiene todos los elementos necesarios para construir una
estrategia mundial de lucha contra el cambio climático. Las empresas de UNESA dan la
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bienvenida al Acuerdo de París por constituir un marco de lucha contra el cambio climático de
carácter universal que, aunque pendiente de ratificación, compromete a 195 países. Se
reconoce así la globalidad de un reto que requiere una actuación conjunta y coordinada. UNESA
reconoce la potencialidad del Acuerdo de París para que los países signatarios establezcan
marcos regulatorios estables, predecibles, transparentes y coherentes que favorezcan la
inversión en tecnologías de bajas emisiones a fin de reducir la intensidad de carbono de un
modo eficiente en términos de costes. Es para ello fundamental que Europa cuente con un
adecuado sistema de comercio de derechos de emisión como la principal medida de lucha
contra el cambio climático, ya que habilitará una transición energética sostenible que preserve
la competitividad de nuestra industria.
En este contexto es preciso poner en valor el papel de nuestras centrales nucleares como
fuente de producción eléctrica libre de emisiones de CO2.
Por último cabe destacar que, si bien el sector eléctrico es un importante agente en la lucha
contra el cambio climático, no es el único y, de hecho, el cumplimiento de los objetivos
requerirá de un mayor esfuerzo y compromiso por parte de los sectores difusos como, por
ejemplo, el sector transporte o el residencial. De ahí la importancia del avance en la senda de la
movilidad eléctrica.
A continuación, se detalla el conjunto de datos técnicos y económicos que resumen el
comportamiento del Sector Eléctrico español durante el año 2015, sobre la base de los datos
agregados por UNESA.
BALANCE ELÉCTRICO
La producción bruta de energía eléctrica en España en 2015 registró un total de 281.220 GWh,
un aumento del 0,4% respecto al año anterior. De la producción bruta total, el 62,7% lo
generaron las instalaciones de producción convencionales y el 37,2% restante se corresponde
con las instalaciones acogidas al régimen retributivo específico que incluyen, las energías
renovables, como la minihidráulica, eólica, solar fotovoltaica o biomasa, la cogeneración y el
tratamiento de residuos.
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Producción de centrales sin derecho a régimen retributivo específico
Respecto a la estructura de producción de las centrales convencionales por tipo de combustible,
las tecnologías que más han incrementado su producción son las centrales de carbón (21,5%) y
las centrales de ciclo combinado de gas natural (16,9%).
El descenso más acusado con un 28,7% corresponde a la generación hidroeléctrica debido a
que se ha tratado de un año con una hidraulicidad ligeramente por debajo de la media,
mientras que 2014 fue un buen año hidráulico. Se destaca que el año 2015, que comenzó en el
primer trimestre con una característica hidrológica de año medio (61%), pasó a seco en el
segundo trimestre y muy seco en el tercer trimestre, finalizando como extremadamente seco,
con una característica del 97%; es decir, estadísticamente hablando, 97 años de cada 100
serían más húmedos que este.
Por su parte el fuelóleo, como ya sabemos, ha desaparecido del mix convencional peninsular
hace años y en los sistemas no peninsulares ha supuesto un 3,7% más que el año anterior.
Como es habitual, la generación nuclear prácticamente no ha variado respecto al año 2014 y ha
sido la tecnología que más ha aportado al mix eléctrico nacional, con el 20,3% sobre el total
producido durante el año.
Todas estas cifras suponen que la generación de las instalaciones convencionales se cuantifique
en 176.448 GWh y se registre una variación positiva del orden del 2,4%, respecto al ejercicio
anterior.
Producción de instalaciones con régimen retributivo específico
En relación con la producción estimada del régimen retributivo específico, a finales de 2015 se
cuantificó en 104.772 GWh, registrándose una disminución del 2,7% respecto del año anterior.
De esa cantidad el 70,9% corresponde a las energías renovables y los residuos y el 29,1%
restante corresponde a la cogeneración y al tratamiento de residuos. Del total producido con
energías renovables y residuos, 74.310 GWh, destaca un año más, la aportación de la
producción eólica con 49.113 GWh que representa el 46,9% del total de producción de este
régimen retributivo específico. Durante el año ha disminuido la producción minihidráulica del
orden del 22,0%. El resto de tecnologías de este régimen habrían incrementado ligeramente su
producción como, por ejemplo, la térmica renovables un 3,8%, la solar térmica un 3,3% o la
cogeneración y el tratamiento de residuos un 4%.
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Intercambios de electricidad
En cuanto a los intercambios de electricidad realizados con Francia, Portugal, Andorra y
Marruecos, aunque se mantiene el saldo neto exportador éste es tan sólo de unos 154 GWh, lo
que supone una reducción muy significativa (del 95,5%) respecto al año anterior, debido a un
aumento de las importaciones de Francia.
Consumo neto de electricidad
En relación con el consumo neto de electricidad en el total de España, según las estimaciones
de Unesa para fin de año, se ha registrado un aumento del 1,8% alcanzando 237.578 GWh y,
por tanto, se encuentra en un nivel superior al registrado en 2003. Con ello se pone fin a cuatro
años de descensos, desde 2011, en el consumo eléctrico. Este crecimiento de la demanda anual
es un dato positivo que esperamos se mantenga de cara al futuro.
Potencia instalada
La potencia instalada en España en 2015 se situó en 108.299 MW, con una variación muy
pequeña de un 0,1% más respecto al año 2014. La potencia de las instalaciones convencionales
representa el 62,8% del total, mostrando un aumento de un 0,2%.
Cabe destacar la entrada en operación comercial de la central hidroeléctrica de bombeo puro de
La Muela II, de 877 MW, una importante ampliación del complejo hidroeléctrico de Cortes-La
Muela en el río Júcar.
Por otra parte se ha procedido al cierre de la última central existente de fuel-gas en el sistema
peninsular, Foix, de 505 MW, y del Grupo 2 de carbón de la central de Soto de Ribera, de 239
MW.
La potencia correspondiente del régimen retributivo específico, que representa el 37,2%
restante, no presenta apenas variación significativa respecto al año anterior. Cabe señalar que
solamente la biomasa y los residuos han reducido su potencia en un 2,8%, siendo las
tecnologías que con un 0,9% tienen el menor peso sobre el total.
Los ciclos combinados con el 25,1% y la energía eólica con el 21,7% son las que presentan
mayor participación sobre el total de la potencia instalada en España.
En cuanto al número de horas de funcionamiento de las centrales por tecnologías, durante
2015, destacan las centrales nucleares con 7.272 horas, seguidas por las de biomasa y
residuos, y carbón. Las centrales de ciclo combinado de gas natural han funcionado sólo 1.114
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horas, manteniéndose como centrales de respaldo, dado el carácter intermitente y no
gestionable de las centrales de energías renovables.
Red de transporte
En relación con la red de transporte peninsular, de acuerdo con la información suministrada por
Red Eléctrica de España y por las empresas asociadas en UNESA, se han puesto en servicio 479
km de circuitos, por lo que la longitud total de la red de transporte y distribución a más de 110
kV es de 66.684 km al finalizar 2015, lo que supone un 0,7% más que el año anterior.
EL PANORAMA NUCLEAR EN 2015
La producción bruta se ha mantenido en el nivel alcanzado en 2014, llegándose hasta los
57.188,03 GWh, lo que ha supuesto un 20,3% de la producción total nacional con tan solo el
7,3% de la capacidad total instalada. El factor de carga del parque en funcionamiento se ha
elevado hasta un 88,26%, destacando los factores de Ascó II y Almaraz I, con valores
sobresalientes de 97,58% y 95,48%, respectivamente, lo que significa que han producido de
manera prácticamente ininterrumpida durante todo el año. Es más, el factor de operación
global este año ha superado la barrera del 90% (situándose en el 90,26%) y el factor de
indisponibilidad no programada ha descendido más de un punto porcentual respecto el año
pasado, quedándose en un excelente 1,57%. Las centrales de Almaraz II, Ascó I, Cofrentes,
Vandellós II y Trillo, han parado este año para recargar combustible, lo que pone aún más de
relieve el valor del factor de carga logrado por el conjunto nacional de las centrales nucleares.
Sólo se han producido dos paradas no programadas, en Ascó II y en Vandellós II..
Atendiendo al calendario previsto, se ha entrado en la última fase de implantación del conjunto
de medidas de incremento de márgenes de seguridad post-Fukushima y, de acuerdo con el
mismo, se abordan las últimas mejoras de gran magnitud como son los Centros alternativos de
Gestión de Emergencias (CAGE), los recombinadores pasivos de hidrógeno (PAR) y los Sistemas
de Venteo Filtrado de la Contención (SVFC).
Asimismo, por el reto técnico-científico que supone y por la magnitud económica del mismo,
merece la pena destacarse el comienzo del proyecto de aplicación de las Instrucciones Técnicas
Complementarias del CSN para actualizar la caracterización sísmica de los emplazamientos,
proyecto que tiene una duración prevista efectiva de unos 45 meses.
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Por su relevancia, cabe igualmente destacar la modificación del RD 1308/2011 (sobre
protección física de las instalaciones y los materiales nucleares, y de las fuentes radiactivas)
que establece un sistema permanente de respuesta adecuado para neutralizar o mitigar los
posibles daños que supondría la materialización de la Amenaza Base de Diseño. Dicho sistema
estará compuesto por miembros del Cuerpo de la Guardia Civil, que constituirán unidades
permanentes de respuesta.
RESULTADOS ECONÓMICOS
Generación y comercialización
Durante el año 2015, los resultados operativos de las actividades de generación de electricidad
en España y de venta de electricidad a clientes, tanto en el mercado mayorista como minorista
y tanto en el segmento de mercado liberalizado como en el de los suministros a precio
voluntario para el pequeño consumidor (PVPC), han sido similares a los del año anterior.
El Margen Bruto apenas experimentó variaciones con respecto a 2014; la mayor demanda y la
subida de precios en el mercado mayorista produjeron un aumento de la cifra de negocios que
se ha visto compensado por los aumentos en los costes de los aprovisionamientos ocasionados
por la mayor presencia de la generación térmica en el mix de producción.
El resultado bruto de explotación (EBITDA) de las actividades de generación y comercialización
fue algo más positivo con respecto al ejercicio precedente, debido al esfuerzo de las empresas
por reducir gastos externos y a los efectos de los planes de reestructuración de plantillas en
curso.
La evolución del resultado neto de explotación (EBIT), descontadas amortizaciones, provisiones
y deterioros de activos, ha sido particularmente positiva a causa de la disminución del gasto por
amortizaciones ocasionada por el alargamiento de la vida útil de algunas centrales nucleares y
ciclos combinados.
Distribución
Las ganancias de eficiencia comentadas anteriormente también se produjeron en la actividad
regulada y son las que explican la mejora en el resultado bruto de explotación (EBITDA).
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La actividad inversora en las redes continuó la senda de recuperación iniciada en el año
anterior. Su retribución aumentó un 1,5% con respecto a 2014. La actividad dedicada al
despliegue de nuevos contadores representa una porción significativa de la inversión efectuada.
Resultado neto después de impuestos de las actividades eléctricas en España
En lo que se refiere al beneficio neto después de impuestos del conjunto de las actividades
eléctricas, generación, comercialización y distribución, la aplicación de la Ley 27/2014, de 27 de
noviembre, del Impuesto sobre Sociedades, que estableció una disminución del tipo general de
gravamen en España del 30% al 28% para el ejercicio 2015, así como la reversión de
provisiones para impuestos dotadas en ejercicios anteriores, determina que la mejora con
respecto al ejercicio anterior en el beneficio neto después de impuestos sea mayor que la
mejora en los resultados operativos.
Comparación de precios de la electricidad en la Unión Europea
De acuerdo a los datos facilitados por la oficina estadística de la Comisión Europea, conocida
como Eurostat, en relación con los precios de la electricidad en todos los países de la Unión
Europea para Usos Domésticos, con un consumo anual entre 2.500 y 5.000 kWh para el primer
semestre de 2015, España se encuentra en la banda alta de la Unión Europea, aunque todavía
hay 5 países con precios más altos.
Sin embargo, en la comparación de precios para usos industriales, con un consumo anual entre
500 y 2.000 MWh, también en el primer semestre de 2015, España queda por debajo de la
media europea.
PERSPECTIVAS PARA EL AÑO 2016
Como hemos comentado, este año 2016 está marcado por la incertidumbre propia de la
situación política que estamos viviendo. Permanecemos expectantes tras el avance de las líneas
de política energética que han presentado últimamente los diferentes partidos políticos, ya que
sin duda marcará el devenir de la actividad eléctrica en los próximos cuatro años.
Política energética segura y estable
Esperemos que el marco regulatorio, como siempre hemos defendido, atraiga inversiones de
cara a mantener el suministro seguro, asequible y respetuoso con el medio ambiente y que sea
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estable. Recordemos las más de dos normas por semana que hemos vivido en 2015. Las
decisiones en el Sector Eléctrico deben responder a perspectivas a largo plazo ya que, por sus
características (en concreto, ser intensivo en capital), requieren de grandes inversiones y éstas
no serían posibles si no se tuviera prevista su recuperación a lo largo de la vida útil de las
instalaciones, muchas de ellas por encima de los 20 años.
Respecto a nuevas inversiones, conviene señalar que a finales de 2015 se puso en marcha el
mecanismo de concurrencia competitiva para asignar incentivos a nuevas instalaciones de
generación a partir de fuentes renovables, en concreto para adjudicar 500 MW de energía
eólica y 200 MW de biomasa que fueron asignados a principios de 2016. Esperemos que se dé
continuidad a este mecanismo, entendiendo que el mercado es el mecanismo más eficiente.
La tarifa eléctrica debe recoger exclusivamente los costes del suministro eléctrico
Como hemos comentado, prácticamente la mitad del recibo de la electricidad para los
consumidores domésticos no obedece ni a los costes de generación ni a los de distribución y
transporte. Para ajustar el precio de la electricidad al verdadero coste que supone suministrarlo,
habría que sacar estos costes del precio final que paga el consumidor de manera que las
decisiones de consumo tuvieran su fiel reflejo en el precio que se paga. Este, además, es un
mecanismo reconocido y aceptado de mejora de la eficiencia energética.
El consumidor soporta actualmente costes de política energética como son las primas a las
energías renovables, el apoyo a los sistemas no peninsulares, o la anualidad de déficits
pasados, entre otros. Estos costes no deberían recaer sobre los consumidores eléctricos, dado
que responde a decisiones y a políticas de la Administración que afectan a todos los
ciudadanos. Si, en general, se eliminaran las partidas de política energética que se pagan a
través de la factura eléctrica, el precio de la electricidad en España estaría entre los más
competitivos de la Unión Europea porque el precio de la energía eléctrica en los mercados
españoles, que es aproximadamente una tercera parte de lo que los clientes pagan en su
factura, es muy similar al de los otros mercados europeos.
La razón por la que en las estadísticas de precios europeas España aparece junto a los países
más caros, como hemos visto, no es un alto precio del suministro eléctrico, sino las partidas de
costes que las sucesivas Administraciones ha ido incorporando a la factura eléctrica en la última
década.
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Eliminación de impuestos a la generación eléctrica y autonómicos medioambientales
De forma paralela, es esencial eliminar progresivamente los impuestos que producen
distorsiones en la actividad de generación de electricidad, ya que impiden un correcto
funcionamiento del mercado y dificultan la competitividad y, así mismo, la convergencia con los
países de nuestro entorno.
En un momento en el que se habla de la importancia de integrar los mercados eléctricos en
toda Europa para avanzar en la creación de un mercado único de electricidad que redunde en la
mejora de la seguridad del suministro y en la maximización del uso de las tecnologías
renovables, la existencia de elementos distorsionadores como son los impuestos es un claro
obstáculo para este fin.
Igualmente,
deberían
replantearse
muchos
impuestos
autonómicos,
de
naturaleza
pretendidamente medioambiental y, en ocasiones de hechos imponibles coincidentes o similares
con los estatales, que gravan las distintas actividades del sector y que dificultan su contribución
a un suministro eléctrico eficiente. Y es que si algo deberíamos tener claro a día de hoy es que
toda la infraestructura de la que se dispone, tanto las tecnologías de generación existentes
como las redes, son necesarias para poder cumplir con los retos marcados.
Avanzar en la senda de la liberalización del sector eléctrico
La liberalización se presenta como uno de los grandes retos de futuro para el Sector Eléctrico,
en línea con las directrices de la Comisión Europea y de cara a la consecución de un mercado
más competitivo e integrado en Europa. Se deberían limitar los precios regulados a los
consumidores vulnerables.
Para que el mercado determine el precio que se cobra a los consumidores finales, tendrían que
desaparecer los precios regulados vigentes en la actualidad, que se aplican a clientes cuya
potencia contratada es igual o inferior a 10 kW y aplicarse solo a los consumidores vulnerables.
De esta forma, los clientes escogerían libremente a su suministrador de electricidad en función
de sus necesidades y de las ofertas competitivas que recibe. Una verdadera liberalización
permite al consumidor escoger aquella oferta que le da más por menos precio.
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Medidas que se están llevando a cabo en el Sector Eléctrico en favor de los
consumidores vulnerables
Cabe destacar las medidas que se están llevando a cabo en el Sector por parte de las empresas
eléctricas de UNESA en apoyo y para la protección de los consumidores en situación de
vulnerabilidad, no ajenas al problema social que esto supone.
Todas las empresas han suscrito convenios con las Administraciones Públicas, en algunos casos
autonómicas en otros locales o municipales, encaminados a extremar la protección de estos
clientes. Todas estas actuaciones se realizan en el estricto cumplimiento del marco normativo y
como expresión de solidaridad y de servicio a la comunidad. La pobreza energética suele
definirse como la incapacidad de un hogar de ver satisfecha una cantidad mínima de servicios
energéticos necesarios para cubrir sus necesidades básicas y debe tratarse como una parte más
de la pobreza en general.
Acometer las inversiones necesarias
Entre las inversiones que las empresas han de acometer en 2016 se encuentran las necesarias
para que se complete el despliegue de redes inteligentes junto con el desarrollo del plan de
sustitución de contadores analógicos por digitales hasta finales de 2018, así como el despliegue
de infraestructuras necesarias para la recarga del coche eléctrico.
Incremento de las interconexiones de España hacia la consecución de un verdadero
mercado común europeo.
Aunque el año 2015 marcó un hito en cuanto al incremento de las interconexiones de la
Península Ibérica con el resto de Europa por Francia, consideramos que debemos avanzar en la
consecución del objetivo de contar al menos con un 10% de capacidad de interconexión. No
podremos hablar de una Unión Energética si no se cuenta con las interconexiones suficientes
para que pueda desarrollarse un verdadero mercado de la electricidad. Sin embargo, es
necesario que este desarrollo se lleve a cabo analizando en detalle los costes en los que se
incurre y los beneficios que se esperan de cada proyecto que se plantea, de manera que se
obtenga la máxima eficiencia en beneficio del mejor precio para el consumidor.
Quisiera acabar con un mensaje esperanzador, en la confianza de que las incertidumbres se
despejen y se deje progresar al sector eléctrico hacia la consecución de un sistema eléctrico de
los más avanzados de la Unión Europea, tal y como ha sucedido siempre. Todo ello, por
supuesto, bajo el paraguas de una regulación estable que asegure y atraiga las inversiones
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necesarias para continuar con la transición energética hacia la que nos llevan los avances
tecnológicos, como es la transformación digital, que abre nuevas posibilidades de relación con
los clientes.
Muchas gracias por su atención.
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