Principales reformas del sector energético

reformas sector energético

SANTIAGO BORDIÚ CIENFUEGOS-JOVELLANOS

Director de Regulación

En 2015 ha finalizado una etapa de reformas en el sector energético, cuya consecuencia más destacable es que por segundo año consecutivo se ha alcanzado el superávit tarifario en electricidad y prácticamente se encuentra ya resuelto el déficit de tarifa gasista. Además, en este último año destaca la aprobación de normas tales como la regulación del autoconsumo, la facturación horaria para los consumidores acogidos al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor, el mercado organizado de gas natural en la península, el reparto del coste del bono social, o la regulación de la retribución a la distribución eléctrica del periodo 2016-2019. También sigue avanzando con paso firme la progresiva convergencia normativa con Europa. Los próximos años se pueden afrontar con optimismo tras esta etapa difícil en la que se han superado con éxito recortes retributivos, nuevas tasas e impuestos y unas duras condiciones del mercado.

EL FIN DEL DÉFICIT TARIFARIO ELÉCTRICO

Deficit tarifarioEn 1997 se aprobó la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico con el fin de fomentar una mayor liberalización y competencia en el sector eléctrico e incorporar a nuestro ordenamiento las disposiciones europeas en materia de electricidad.
Sin embargo, con el paso de los años esta ley se demostró insuficiente para garantizar el equilibrio financiero del sistema, entre otras razones, porque la metodología de retribución de las actividades reguladas carecía de la flexibilidad necesaria para adaptarse a los cambios en el sistema o a la evolución de la economía, caracterizada por el alto nivel de inversión en redes de transporte y distribución, la elevada penetración de la generación con fuentes renovables, la evolución del mercado mayorista de electricidad (aparición de nuevos agentes y mayor complejidad en las ofertas), la aparición de un exceso de capacidad en las centrales térmicas de ciclo combinado de gas.
Surgió así un desequilibrio anual entre ingresos y costes del sistema eléctrico, es decir, entre el coste real del suministro eléctrico y el precio pagado por los consumidores, que llegó a alcanzar la cifra de 27.000 M€, y que se conoce como déficit de tarifa.
La Ley 24/2013 (deroga y sustituye a la inicial Ley 54/1997) ha tratado de eliminar definitivamente este déficit tarifario, evitando continuos cambios normativos y aportando estabilidad al sector eléctrico. Derivadas de esta ley, se han acometido reformas sobre los ingresos y gastos del sistema eléctrico que han conseguido devolverle la sostenibilidad financiera.

A FAVOR DEL AUTOCONSUMO

El decreto de autoconsumo aprobado en noviembre aborda por primera vez en España de forma clara la situación de aquellos consumidores que tienen una instalación de generación (una placa fotovoltaica, una turbina de gas…) dentro de su red interior y que generan electricidad para su propio consumo.
Este decreto es polémico en lo que se refiere su régimen económico. Se considera apropiado que los autoconsumidores paguen menos en su recibo por la red que dejan de utilizar, en tanto que demandan menos electricidad de la red, pero no considera adecuado que dejen de contribuir a otros costes de política energética y de seguridad de suministro incluidos en el recibo de la luz. Entre estos otros costes se encuentran: primas a las renovables, solidaridad con los consumidores insulares, amortización del déficit de tarifa de ejercicios pasados, los costes en los que incurre REE por mantener el equilibrio entre generación y demanda (puesto que la electricidad se ha de generar en el mismo momento que se consume), etc.
Para que el autoconsumidor, que continúa beneficiándose de la seguridad de suministro del sistema eléctrico, contribuya razonablemente a estos costes, el decreto creó los “cargos por autoconsumo” (mal llamados coloquialmente “impuesto al sol”), que se calculan en función del consumo total.
Con ello se pretende evitar que un consumidor que demanda 100 GWh al año, pero autoconsume el 95 %, pague lo mismo por la seguridad de suministro que otro consumidor de 5 GWh que no autoconsume. Hay que tener en cuenta que si la placa fotovoltaica o la turbina fallase, la red le da al autoconsumidor la garantía de que va a poder continuar consumiendo 100 GWh, y de ahí que los cargos se calculen en función del consumo total.
No obstante, la norma contempla varias exenciones. Si el consumidor está desconectado físicamente del sistema eléctrico no paga ningún cargo ya que no se beneficia de la seguridad de suministro del sistema. Y los autoconsumidores de hasta 10 kW de potencia con un generador no modulable (fotovoltaico o eólica) tampoco deben pagar nada.
Otra cuestión que ha suscitado comentarios sobre el decreto es lo relativo a los excedentes, ¿qué ocurre si el autoconsumidor genera más de lo que necesita en algún momento?.
La normativa general sobre incorporación de producción a la red requeriría que estos excedentes se vendieran en el mercado eléctrico con las mismas reglas que cualquier otro generador.
Sin embargo, a los autoconsumidores de hasta 100 kW se les permite verter energía a la red sin realizar ninguna gestión, aunque no está definida ninguna compensación por esta entrega de energía. Hay opiniones que demandan que se realice un “balance neto”, es decir, que se devuelvan estos excedentes al autoconsumidor en los momentos en los que lo necesite. Sin embargo, para ello sería necesario que el decreto estableciera quién y a qué precio prestaría este servicio. La falta de regulación por el momento es un incentivo a no sobredimensionar la instalación de generación y que vaya acorde con las necesidades de consumo.
Estos aspectos polémicos podrán ser seguramente susceptibles de revisión por futuros Gobiernos, pero en cualquier caso hay que valorar positivamente que ya existe un marco normativo que permite dar pasos firmes para que el autoconsumo vaya ganando importancia en el desarrollo del sector energético a medio plazo.

QUÉ ES UN HUB DE GAS

Hub de gas

El hub de gas es un mercado organizado de contratación de gas, parecido a un mercado de valores, y muy similar al mercado de contratación de electricidad que lleva funcionando en España desde 1998.
En la península se ha lanzado un mercado de estas características en el último año.
La transferencia de los productos de gas, realizada anónimamente, se realiza en un mercado electrónico operado por un gestor autorizado, con transacciones virtuales, sin identificar compradores ni vendedores, pero sí con precios públicos de compraventa.
La experiencia europea de los hubs en Reino Unido, Holanda, Alemania, Bélgica, Francia, Italia y Austria, demuestra que han creado precios más competitivos, y un sistema transparente y flexible que permite aprovechar oportunidades.
Hasta el momento, en la península ibérica la contratación de gas se realiza principalmente de forma bilateral, en muchas ocasiones con intermediarios privados. Cuando el comercio de gas en el hub se desarrolle y tenga suficiente liquidez, aparecerán más mercados, negociados en horizontes a más largo plazo y mercados financieros.
Una consecuencia importante del desarrollo de este mercado será pasar de un precio indexado al petróleo, como ocurría hasta ahora, a nuevas referencias que puedan reflejar correctamente la situación del suministro y la demanda peninsulares.

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