Número 147 - Marzo de 2019
 
REPORTAJES
 
   
     
APUNTES 2018/03 UNA NOTA SOBRE EL EQUILIBRIO FINANCIERO DEL SISTEMA ELÉCTRICO  
       
 
    Foto: Archivo RC  
     
     
DIEGO RODRÍGUEZ
 

“LA ORDEN DE PEAJES PARA EL EJERCICIO 2019 APUNTA A UNA INSUFICIENCIA DEL SISTEMA DE INGRESOS Y PAGOS REGULADOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO DE 453 MILLONES. ES LA PRIMERA VEZ DESDE LA REFORMA DE 2013 QUE EL SISTEMA APARACE CON UN DESEQUILIBRIO EX ANTE. DE HECHO, ES SUPERIOR AL 2% DE LOS INGRESOS PREVISTOS DEL SISTEMA Y DEBERÍA HABER CONDUCIDO A UN AUMENTO DE LOS PEAJES DE ACCESO. ESTO NO OCURRE PORQUE EL RDL 15/2018 HA PERMITIDO CONSIDERAR COMO INGRESO DEL SISTEMA 455 MILLONES DEL SUPERÁVIT PREVIO ACUMULADOS”.

   
     
       

El objetivo de este Apunte es realizar algunas consideraciones y advertir acerca de algunos peligros sobre la sostenibilidad económica y financiera del sistema de ingresos y pagos regulados en el sector eléctrico. La CNMC ha publicado el cierre del ejercicio 2017 en el sector eléctrico, que presenta un superávit de 150,5 millones de euros. De ese modo se acumula el cuarto ejercicio consecutivo con superávit. Sin embargo, esa buena noticia se enmarca en una evolución preocupante de algunas magnitudes que han contribuido de modo decisivo a ese saldo final. La CNMC también ha publicado información sobre la previsión de cierre del ejercicio 2018 y el Ministerio para la Transición Ecológica ha sometido a consulta la Orden de peajes para el ejercicio 2019. En esta Orden se apunta a una insuficiencia de ingresos de 453 millones de euros, que por primera vez deberá ser cubierta con los superávits acumulados de años previos.

Cuando se observan conjuntamente esos tres ejercicios se detectan algunos problemas tanto por la parte de ingresos como de costes. El mensaje que se desea transmitir en este Apunte es que es necesario una revisión que permita atajar a tiempo esos problemas. En caso contrario, hay riesgo de volver a desequilibrios estructurales en el sistema, cuya solución es siempre más problemática. Para abordar esta cuestión se introduce previamente, de modo muy esquemático, el sistema de liquidaciones de actividades reguladas para, posteriormente, detallar algunos de los problemas detectados.

1. El equilibrio del sistema

El sistema de liquidaciones del sector eléctrico está compuesto por un conjunto de ingresos y pagos regulados. Los ingresos provienen básicamente de tres fuentes. En primer lugar, los peajes de acceso que abonan los consumidores en sus facturas, en parte en el término de potencia y en parte en el término de energía y que, por tanto, son claramente visibles. En segundo lugar, las transferencias del Tesoro a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC, órgano encargado del sistema de liquidaciones), provenientes de una serie de impuestos y tasas establecidos en la Ley 15/2012 así como de parte de lo recaudado por las subastas de derechos de emisión de CO2. En tercer lugar, los ingresos unitarios por pagos por capacidad, que no figuran explícitamente en la factura del consumidor porque se añaden al precio de casación del mercado (junto a otros componentes como los pagos por el servicio de interrumpibilidad o los servicios de ajuste) para determinar el precio final que figura en el término de energía. Hay otras fuentes adicionales de ingresos (por ejemplo, peajes a los generadores), pero los tres elementos citados son los fundamentales. En 2017 supusieron conjuntamente el 98,4% del total de ingresos del sistema.

Por el lado de los costes, las partidas más importantes son la retribución a actividades reguladas (transporte, distribución y el régimen de renovables, cogeneración y residuos), junto al pago de la deuda (principal e intereses), la retribución adicional de los sistemas no peninsulares y los costes por pagos por capacidad. En 2017 esos cuatro grandes componentes supusieron el 99,8% de los costes del sistema.

Naturalmente, el tamaño relativo de cada uno de esos componentes de ingresos y costes es muy distinto (ver Cuadros 2 y 3). Además, en el caso de la retribución adicional de los sistemas no peninsulares (a la que se añade la retribución a las renovables en las islas) hay que tener en cuenta que lo incluido como coste en el sistema se corresponde con el 50% de los extracostes totales, ya que el otro 50% va con cargo a los Presupuestos Generales del Estado.

Según la Ley del Sector Eléctrico (Ley 24/2013, art.19), este sistema de ingresos y pagos debe estar en equilibrio. Si no fuera así y el desajuste temporal que se prevé fuera superior al 2% de los ingresos regulados entonces los peajes de acceso deberían incrementarse para cubrir ese exceso. Adicionalmente, la Ley blinda (blindaba) el uso que se puede dar a excedentes acumulados de años anteriores, que deberían ser utilizados exclusivamente para adelantar la amortización de la deuda acumulada. Esa previsión legal nunca se cumplió y ese blindaje se ha ido deteriorando en los últimos años, cuando se ha abierto la posibilidad de otros usos. En concreto, la Ley de Presupuestos Generales del Estado (LPGE) para 2017 introdujo su uso para el pago de indemnizaciones en ejecución de sentencias y para la entrada de generación renovable en los sistemas no peninsulares. En el proyecto de Orden de Peajes para 2018 que la CNMC informó a finales de 2017 se propuso su uso como ingreso liquidable del sistema en 2017 y 2018, mediante Resolución de la Secretaría de Estado de Energía (con un límite de 200 millones para 2017, y de 500 millones para 2017 y 2018 conjuntamente). Esa propuesta no salió en la Orden finalmente aprobada, tal vez por falta de rango legal suficiente. Unos meses después, en la LGPE de 2018, se abre ya la posibilidad de uso de los superávits de ingresos como ingresos del sistema, que deberían periodificarse en varios años de acuerdo con una Orden Ministerial posterior. Tras el cambio de gobierno, el Ministerio para la Transición Ecológica ha retomado esa posición, de modo que el RDL 15/2018 introdujo la posibilidad de aplicar ese superávit “para cubrir los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema para 2018 y 2019”. Esa posibilidad es la que se va a utilizar, por primera vez, para el año 2019.

Resulta pues evidente que las restricciones que el legislador se impuso como un instrumento de disciplina financiera y de credibilidad en sus actuaciones se han ido diluyendo con el paso del tiempo. Una vez que se ha calmado la situación de emergencia a la que se enfrentaba el sistema en 2013, con una deuda acumulada de 28.000 millones tras una década de déficits continuos y muy abultados, resurge la tentación de dilatar decisiones y aseverar que, en todo caso, la aparición de un nuevo déficit es puntual y no tiene por qué consolidarse. Parece razonable plantear si esto no constituye un ejemplo de los problemas de consistencia temporal de las decisiones en el entorno político y es un apoyo a la deseabilidad de que algunas decisiones sean adoptadas por parte de un órgano independiente.

Hay dos elementos que ciertamente pueden justificar que 2019 se considere, desde un punto de vista regulatorio, un año de “fin de ciclo”. Por un lado, el hecho de que en 2020 se iniciará un nuevo periodo regulatorio de seis años, lo que tendrá consecuencias sobre la remuneración percibida por las tres grandes áreas de costes regulados: renovables (incluyendo cogeneración y residuos), distribución y transporte. Por otro lado, el hecho de que finalmente la CNMC pase a determinar la retribución y la metodología de peajes de acceso a las redes. La letra pequeña de estos dos procesos conectados deberá ir desarrollándose en los próximos meses, por lo que resulta difícil hacer un pronóstico sobre cuál puede ser el impacto en términos de costes regulados. La propuesta de la CNMC de una metodología de cálculos de retribución financiera basada en el coste medio ponderado del capital (WACC) apunta a cierta caída de los costes regulados.

No parece, sin embargo, que la propuesta realizada de modo reiterado de eliminación de algunos cargos del sistema y su financiación vía Presupuestos Generales del Estado esté siendo considerada. Ni siquiera en la que resulta más obvia, y que ya cuenta con una financiación parcial por esa vía como es la de compensación por los extracostes de producción en los sistemas no peninsulares.

2. La evolución del saldo y su explicación

El sistema de liquidaciones funciona mediante pagos mensuales anticipados a cuenta del pago final, de modo que en esas liquidaciones mensuales pueden darse desviaciones transitorias entre los pagos “debidos” y los ingresos disponibles como consecuencia de la distinta periodicidad de ambos. La liquidación relevante es la liquidación definitiva o de cierre, que la Ley del Sector Eléctrico (art. 18.2) indica que debe realizarse antes del mes de diciembre del año n+1. Si posteriormente hubiese alguna información adicional se incorporará al ejercicio en curso en ese momento. La última columna recoge las incorporaciones que en cada ejercicio se han hecho de ingresos y pagos procedentes de ejercicios anteriores. Por ejemplo, en 2017 se incorporaron 55,6 millones como ingresos del sistema (por tanto, ya están incluidos en el saldo final de 150,5 millones). Esos pagos e ingresos responden a distintas situaciones, pero la más relevante de ellas es la liquidación definitiva de los sistemas no peninsulares.

En el año 2017, para el que se acaban de hacer públicos los resultados, registró un superávit sustancialmente inferior al de ejercicios anteriores, pese a la inyección positiva proveniente de un remanente en cuentas de la CNMC (que no tiene que ver con superávits previos). Además, la diferencia entre el superávit de la Liquidación 14 y el definitivo es bastante reducido, de solo 33,5 millones de euros, lo que contrasta notablemente con los aumentos que se habían producido en ejercicios previos. Para 2018 el ejercicio no está cerrado, pero la información que ha publicado la CNMC en su previsión de ingresos y costes para la elaboración de la Orden de peajes de 2019 indica un superávit a final del ejercicio de 186 millones de euros. Ello asumiendo que se amplía el límite presupuestario de ingresos provenientes de las subastas de derechos de emisión de CO2 hasta 750 millones de euros (como está previsto en el RDL 15/2018), porque en caso contrario habría un déficit muy relevante.

Asimismo, en el Proyecto de Orden Ministerial sometido a consulta (la conocida como Orden de peajes) se adelanta un desequilibrio de 453 millones de euros para el ejercicio 2019. Es la primera vez desde la reforma de 2013 que el sistema aparece con un desequilibrio ex ante. De hecho, es superior al 2% de los ingresos previstos del sistema y debería haber conducido a un aumento de los peajes de acceso. Esto no ocurre porque, como se ha señalado, el RDL 15/2018 ha permitido considerar como ingreso del sistema 455 millones del superávit previo acumulado.

Además de ese primer déficit de los últimos años, hay varios elementos de preocupación en la evolución de las principales partidas de ingresos y costes del sistema.

En primer lugar, el RDL 15/2018 suspendió el impuesto de generación para el trimestre final de 2018 y el primer trimestre de 2019 y suprimió la imposición sobre el uso del gas en generación eléctrica. Al mismo tiempo, incrementó el límite que puede recibir el sistema proveniente de los ingresos de las subastas de derechos de emisiones de CO2. Con los datos más recientes de la CNMC, la previsión de cierre a 2018 sin las medidas del RDL hubiese sido 181,2 millones de euros mejor que tras la aplicación del RDL en ese ámbito. Ello se debe fundamentalmente a la caída de recaudación de 428,7 millones de euros provenientes del impuesto de generación como consecuencia de su suspensión en el último trimestre. Ello ocurrirá nuevamente en el primer trimestre de 2019. Pero, además, la caída de 52,5 millones en un trimestre por el impuesto al uso del gas en la generación eléctrica, que no es temporal, va a generar una importante pérdida de recaudación cuando se extienda al conjunto del año 2019. Es cierto que la recaudación a finales de 2018, incluyendo el RDL, no va a diferir significativamente de la que se había previsto inicialmente, pero ello se ha beneficiado del aumento del precio medio de la energía. Como también se ha señalado en diversas ocasiones (por ejemplo, en el informe de la Comisión de Expertos sobre escenarios de transición energética), urge una reforma del conjunto de impuestos, tasas y cánones del sistema. Esa reforma debería desarrollarse en el contexto más amplio de una reforma sobre fiscalidad en el conjunto de vectores energéticos, porque arreglos parciales (y con frecuencia temporales) no solucionan los problemas de fondo y pueden crear otros nuevos al no tener en cuenta ni la sustituibilidad entre fuentes energéticas ni el alineamiento con el objetivo final de descarbonización.

En segundo lugar, es preocupante la caída continuada de ingresos por peajes de acceso. Esta no es una situación nueva, pues se debe a una evolución a la baja en la potencia contratada de los consumidores, fundamentalmente de baja y media tensión. Ello pese a un contexto favorable de crecimiento de la demanda de electricidad. Este asunto es relevante, porque la previsión indica que los ingresos por peajes de consumidores en 2018 serán inferiores a los de 2017 e, incluso, a los previstos inicialmente (en un 1,3%). Esta reducción puede ser más acusada en 2019, debido a la mayor flexibilidad en la contratación de potencias. Para 2019 tanto el Ministerio como la CNMC ya computan un importante traspaso de consumidores hacia la tarifa con discriminación horaria. El desplazamiento hacia esa tarifa es adecuado si realmente permite incentivar cambios en las curvas de consumo horario y no responde simplemente a una diferencia de peajes que hace rentable el traspaso sin modificar la curva de consumo. En cualquier caso, los peajes de acceso pagados por los consumidores son, con mucho, la principal fuente de ingresos del sistema, por lo que su evolución es crítica para su sostenimiento financiero.

En tercer lugar, por el lado de los costes, no se han incluido aún los efectos de la liquidación definitiva de los extracostes de los sistemas no peninsulares para 2016, que generarían un aumento de costes. Sin embargo, en 2018 se ha incluido la liquidación definitiva de 2015, que en ese caso aportan unos ingresos al sistema de más de 300 millones, que serán claves para lograr el equilibrio final en ese ejercicio. Esta situación de desajuste entre las liquidaciones de cierre “normales”, con un calendario tasado, y las de los sistemas no peninsulares, que no siguen un patrón temporal predeterminado, no es lo más conveniente porque puede generar la tentación de dilatarlas para afectar a los resultados del ejercicio.

Esta falta de “cierre” en la retribución no solo afecta a ese ámbito. Aún está pendiente la aprobación de la Orden de retribución a las empresas de transporte y distribución, que se sigue basando en lo estipulado para 2016. Del mismo modo siguen sin estar aprobadas las metodologías de retribución del Operador del Mercado y del Operador del Sistema, pese a que la CNMC ya emitió informe con una propuesta de metodología en 2014. Las retribuciones que ambas perciben se siguen considerando, ejercicio tras ejercicio, a cuenta de una futura retribución definitiva.

En cuarto lugar, el saldo final cuenta con el efecto favorable debido a las diferencias entre lo ingresado para pagos por capacidad y los costes asociados. Esta es una situación que se mantiene en los últimos ejercicios, pues los precios unitarios (en €/kWh) para la financiación de los pagos por capacidad se mantienen invariables desde 2015. Ya en ese año generaron un “exceso” de recaudación, que ha aumentado ya que al mismo tiempo los costes de pagos por capacidad se han reducido considerablemente. Por ejemplo, en 2017 se ingresaron 683,8 millones de euros, frente a unos costes de 402,0 millones. Para 2018 también se preveían unos ingresos notablemente superiores. Obviamente, lo lógico sería que los precios unitarios se correspondiesen con los costes y no que, como ocurre, ese “exceso” cubra otros costes de actividades reguladas. Sin embargo, esto es síntoma de un problema más general, que es la falta de una metodología que sustente los peajes de acceso a las redes, los cargos y los precios unitarios.

En quinto lugar, hay que tener en cuenta que algunas medidas recientes, incluidas en el RDL 20/2018, de 7 de diciembre, también van a afectar al equilibrio financiero futuro, bien por menores ingresos o por mayores costes. En el primer caso está la aparición de redes de distribución cerradas (vía agregación de la demanda y paso a un escalón superior en la estructura de peajes, con menores peajes por kWh consumido) o la extensión de la vida útil de instalaciones de cogeneración que ya salían del periodo de vida útil regulatoria. En el segundo se encuentra la posibilidad de que se concedan determinadas exenciones a la industria electrointensiva. Como todo ello va a requerir de desarrollo normativo, resulta imposible hacer una valoración a priori sobre la magnitud del impacto. Pero es evidente que el saldo financiero del sistema no cuenta con holgura y que no lo aguanta todo. A ese respecto conviene recordar que también la Ley obliga a que toda medida normativa “que suponga un incremento de costes para el sistema eléctrico o una reducción de ingresos deberá incorporar una reducción equivalente de otras partidas de costes o un incremento equivalente de ingresos que asegure el equilibrio del sistema”.

Por último, conviene llamar la atención que la aparición de un déficit corriente en 2019 puede disminuir el coeficiente de cobertura mensual (ratio entre los ingresos disponibles y los costes debidos en cada liquidación) si la incorporación de los 455 millones previstos se dilata en el tiempo. Esto no afecta al resultado final, pero lo lógico es que esa cuantía, que se encuentra depositada en una cuenta, se incorpore con rapidez al sistema de liquidaciones para no generar problemas de tesorería o de financiación a corto plazo a las empresas.

 
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