HISTORIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL. (PARTE IV)

HISTORIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL. (PARTE I)
HISTORIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL. (PARTE II)
HISTORIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL. (PARTE III)

EL MARCO LEGAL ESTABLE.

Por Marco Legal Estable se conoce a un conjunto de normas encabezadas por el R.D. 1538/1987, por el que se determina la Tarifa eléctrica de las empresas gestoras del servicio, seguido por una serie de Órdenes Ministeriales sobre determinados aspectos, tanto de la Tarifa como de la retribución de las empresas que operan en el sector.

Al decir “Estable”, se hace referencia al método de cálculo y aprobación de tarifas existente anteriormente, pues existían grandes dosis de discreccionalidad e incertidumbre.

Se pretende establecer un modelo de tratamiento de los costes de amortización y retribución de los capitales invertidos, que desplaza en el tiempo la corriente de ingresos-costes, laminando el efecto y por lo tanto evitando saltos en la tarifa.

El Preámbulo del R.D. 1538/1987 expresa como su objetivo principal el proporcionar un marco de referencia estable referido al sistema de ingresos de las empresas que suministran energía eléctrica y especialmente, de un componente básico del sistema, la determinación de la Tarifa Eléctrica en condiciones de mínimo coste, posibilitando así la prestación del servicio en condiciones económicas adecuadas para los abonados finales. Junto a este objetivo se encuentran otros: asegurar la remuneración de activos fijos, necesaria para mantener y atraer inversión; fomentar la eficiencia del sector reconociendo unos costes estándares, que incentivarán a las empresas al logro de unos costes mínimos; reducir la inestabilidad de la Tarifa y asegurar la distribución equitativa de ingresos entre los intervinientes en el ciclo económico relacionado con la energía eléctrica. Tales objetivos no han sido alcanzados en su totalidad, aunque desde su aplicación la subida de la tarifa eléctrica ha sido inferior al IPC, y se produce una ligera recuperación del potencial inversor.

LOS REGÍMENES DE RETRIBUCIÓN:

Existen dos regímenes de retribución de las empresas eléctricas.

El primero se aplica a las empresas integradas en los subsistemas que se establecen por agrupación de empresas cuyas instalaciones de producción y distribución constituyen un conjunto de ciclo completo. La composición de los subsistemas eléctricos se contiene en la Orden de 27 de Abril de 1993. Los intercambios de energía entre subsistemas están sujetos a compensación. A este régimen de retribución están acogidas todas las empresas del sector menos una.

El segundo régimen es el de las empresas productoras no integradas en subsistemas. Sólo ENDESA se regía por este sistema.

La Tarifa eléctrica es unificada y global. Las empresas integradas en subsistemas facturan la energía suministrada conforme a tarifa del abonado final. Esos ingresos quedan sujetos a un complejo régimen de compensaciones entre subsistemas gestionado por OFICO (Oficina de Compensaciones de Energía Eléctrica), bajo el control del Ministerio de Industria. Mediante esas compensaciones se pretendía corregir las diferencias entre los costes de generación y distribución atribuidos a cada subsistema, así como las diferencias de ingresos de cada uno de ellos debidas a la distinta estructura del mercado. A través de OFICO se concretan también las ayudas del sector eléctrico al carbón nacional (Ordenes de 31 de Octubre de 1990 y de 30 de Abril de 1993), que han ido decreciendo en los últimos años a consecuencia de la aprobación el 28 de Junio de 1990, por la CDGPAE, el Plan de reordenación del carbón nacional. También se gestionan a través de OFICO aportaciones para otros pagos, incluyendo el canon por el uso de la red propiedad de REE, y “externalidades” o aportaciones del sector eléctrico a otros sectores, decrecientes de año en año, y que actualmente son:

– Programas de Investigación y Desarrollo (0’3%).

– Red Eléctrica de España (2’3%).

– Moratoria nuclear (3’54%).

– Stock básico de Uranio (0’25%).

La dualidad de regímenes de retribución se concreta en un tratamiento particular a la empresa no integrada en subsistemas (ENDESA), que inicialmente -1974- tuvo base contractual. ENDESA opta en ese momento por no comenzar a distribuir la electricidad que producía a clientes finales, y llega a un acuerdo estable con las principales distribuidoras para seguir vendiendo a éstas su energía para que la revendieran en sus respectivas zonas. Estas empresas se aseguran el monopolio de la distribución en sus respectivas zonas, captando energía de centrales que no han tenido que financiar. A su vez, ENDESA asegura la venta de toda su producción programada, aún en el caso de que fuere “sustituida” (programada pero no incluida en el proceso de optimización, que finalmente no se llega a producir), obtiene un precio primado y unas condiciones de revisión del contrato muy favorables. Cada empresa se compromete a tomar, en proporción a sus mercados, la energía procedente de ENDESA (también a efectos de compensaciones), que a todos los efectos consideraba como propia, como si ella la hubiere producido.

En ese momento existe un sistema de explotación eléctrica Peninsular unificado, basado en el pacto y en la coordinación de las explotaciones regionales a través de UNESA.

La Ley 49/1984, de Explotación Unificada, altera de manera sensible el contrato con ENDESA, pues se prohiben los acuerdos libres de intercambio de energía al margen del Plan de Optimización Global elaborado por REE según los criterios de política energética Nacional, que vincula a todos los operadores del sector eléctrico. El entero sector eléctrico presiona para mantener el contrato con ENDESA y así conservar los monopolios de distribución en las zonas respectivas. Para ello, hubo de darse una nueva interpretación al contrato: Se entendió que la potencia y energía asignadas a cada empresa eran propias de ellas a los efectos de gestionar su explotación. De esta manera, ENDESA quedará fuera del Sistema Eléctrico, limitándose a poner unas centrales a disposición de las empresas de ciclo completo a precio pactado.

Otra distorsión del contrato se produce a consecuencia del proceso de reestructuración empresarial iniciado con los Protocolos y Acuerdos de Intercambio de activos de 1983 para el saneamiento de ciertas empresas del sector. ENDESA asume un papel importante, e incrementa su dimensión en producción y también, a través de sus filiales ENHER y ERZ, en mercado. Pero condicionó su actividad a la continuidad y modificación del contrato en tres sentidos:

1.- Elevando el precio al objeto de absorber el mayor coste de la energía de las nuevas centrales.

2.- Incorporando al contrato los nuevos activos que adquiriese, de forma que incorpore la totalidad de la energía que fuera capaz de producir, salvo la reserva de potencia y energía necesaria para atender a los mercados de sus filiales (ENHER y ERZ).

3.- Ampliando el plazo del contrato.

La alteración del contrato hará surgir un perjuicio económico para los subsistemas excedentarios de energía, pues con la Ley 49/1984 desaparece la posibilidad de gestionar los excedentes de energía. El precio de venta del pool de la explotación unificada era inferior al precio de la energía de ENDESA (que tras los intercambios de activos se incrementa en precio y cantidad), con lo que las empresas excedentarias, que aportaban energía al sistema, perdían más dinero cuanta más energía de ENDESA tomasen.

El Marco Legal Estable va a sustituir al Contrato con ENDESA, asignando su producción a las empresas distribuidoras a las que compensa adecuadamente. ENDESA sigue fuera del régimen general de compensaciones existente entre las empresas de los “subsistemas eléctricos” que agrupan conjuntos de empresas de Ciclo Completo. Se dedica sólo a la generación, por lo que sus ingresos no proceden del usuario sino de los subsistemas a los que vende toda su producción. Son estos subsistemas los que recaudan la tarifa a los usuarios, y al calcular su tarifa, se les reconoce como coste compensable el precio pagado a ENDESA.

La Orden de 19 de Febrero de 1988 integra a ENDESA (y sólo a ella) en el llamado “Régimen de las empresas productoras no integradas en subsistemas”. Aportará su potencia y suministrará toda la energía que produzca (de acuerdo con el proceso de optimización) al conjunto de los Subsistemas, que considerarán tal potencia y energía integradas en los respectivos sistemas a efectos del sistema de compensaciones e intercambios de energía entre subsistemas (no aplicable a las productoras no integradas en subsistemas, es decir, no aplicable a ENDESA), repartiéndose entre ellos en proporción a sus respectivas demandas. Así ENDESA se asegura el pronto pago de toda su energía, mensualmente. Son los subsistemas quienes soportan los riesgos de cobro, y por tanto los problemas financieros que surgen por diferencias temporales entre producción eléctrica y cobro de su retribución.

Por otra parte, ahora se encuadra a ENDESA dentro del proceso de optimización de la producción, por lo que desaparece la remuneración de la “energía sustituida”, aunque en la práctica la mayor parte de su energía entra siempre dentro de la optimización (nucleares y térmicas -medidas de protección al carbón nacional).

Se consolida el sobreprecio de la energía de ENDESA (Anexo VI, apartado 2 de la Orden de 27 de Diciembre de 1987), con una prima que actuaba como un coeficiente de mayoración de 1’39 % sobre los costes asociados a los valores brutos estándares de ENDESA.

Sin embargo, ha sido reiteradamente denunciado por parte de los subsistemas la existencia de otra vía de remuneración adicional a ENDESA: la sobrevaloración de los estándares de determinados tipos de instalaciones con un resultado favorable a ENDESA. El R.D. 1538/1987 (Marco Legal Estable) opta por un sistema de remuneración basado en la estandarización de costes, y posteriormente las Ordenes de 27 de Diciembre de 1987 y de 9 de Mayo de 1988 establecen la lista de los valores brutos y netos estándares de las instalaciones de generación en activo al 31 de Diciembre de 1987, sin hacer referencia a la motivación de tal determinación, poniéndose en duda la objetividad del establecimiento de tales valores estándares, al discriminar una serie de instalaciones causando perjuicios a unas empresas y favoreciendo a ENDESA.

Aún aceptando que el criterio seguido fue el de los costes históricos actualizados (sin entrar en la crítica de esta elección, frente a otros criterios posibles como los de mercado o los ingresos futuros), se beneficia a la empresa pública del sector frente a otras empresas que salen incluso perjudicadas. Pero, además, resultaba que la carga de los riesgos se hacía recaer sobre las empresas de los subsistemas, de ciclo completo: Si teóricamente las tarifas debían recoger todos los costes del sistema, incluidos los costes de la energía producida por ENDESA, abonada mes a mes por las empresas de ciclo completo. Como el sistema de compensaciones cubría íntegramente los costes de ENDESA, en principio resultaba indiferente la absorción por parte de los subsistemas de mayor o menor cantidad de energía procedente de ENDESA. Sin embargo, muchas veces las tarifas no cubren todos los costes resultando insuficiente. Ello puede ocurrir por diversos motivos (no reconocer algunos costes reales, como la hidraulicidad, o por haber sido aprobada una tasa de retribución del sector insuficiente,…). Si la tarifa resulta ser insuficiente, el Marco Legal Estable y el Sistema de Compensaciones tratan de forma discriminatoria a los diversos agentes a retribuir, soportando los subsistemas los riesgos derivados de un mal funcionamiento del sistema que no les reconoce los costes reales, cosa que no sucede con ENDESA, cuyos costes siempre resultan íntegramente cubiertos.

El Marco Legal Estable es revisado mediante Ordenes de 3 y 17 de Diciembre de 1993, con el objetivo de incrementar su objetividad y transparencia, así como homogeneizar la retribución de los activos intercambiados en 1985, igualando los de ENDESA con los del resto de los activos del sector (intercambiados o no), y finalmente, unificar la tasa de rentabilidad, eliminando el sobreprecio de la energía de ENDESA. Esto se instrumentaliza sustituyendo la “singularidad” de ENDESA por un complemento de coste aplicable a cada una de las empresas compradoras de instalaciones objeto del intercambio de activos de 1985 (y no sólo a ENDESA).

Subsisten, no obstante, las discriminaciones favorables a ENDESA, consistentes en la colocación de toda su energía sin asunción de riesgos derivados del cobro al usuario (cobra mes a mes) ni de mal funcionamiento del sistema (riesgos de regulación, como los costes derivados de una baja hidraulicidad, si no son contabilizados).

Cálculo de la Tarifa Eléctrica.

El R.D. 1538/1987, de 11 de Diciembre (Marco Legal Estable), regula de manera general el método de cálculo de la Tarifa Eléctrica, con la finalidad de dar la mayor estabilidad, previsibilidad y certeza, a la variación anual (aplicable a fecha 1 de Enero) de la tarifa propuesta por el Ministerio de Industria y Energía.

Entiende la Tarifa como retribución Global y Conjunta del Sistema Eléctrico, y se fija aplicando un régimen de Ingresos y Costes Estándares (art. 1). Es única para el conjunto del territorio y se establece como relación entre el ingreso previsto y la previsión de demanda de electricidad. Sintéticamente, la tarifa se determina anualmente mediante el cociente de la totalidad de los costes estándar del sector (incluyendo recargos y externalidades) dividido por el número previsto de KWh demandados cada año.

La retribución de las empresas eléctricas en base a las tarifas de los usuarios se calcula aplicando el Sistema de Compensaciones entre subsistemas eléctricos y de otras Compensaciones vigentes, así como el Régimen aplicable a ENDESA.

Determina cuales son los Costes Reconocidos y los Criterios de Estandarización (esto es, los conceptos a considerar en el cálculo de la tarifa y su importancia cuantitativa). Entre los Costes Reconocidos figuran la amortización y la retribución de los capitales invertidos en producción y en distribución, los costes de combustibles, los costes correspondientes a la Explotación Unificada, los de operación y mantenimiento, los de gestión comercial, los de estructura y los del capital circulante. Además, para cada ejercicio se pueden determinar unos costes contingentes y externos del sistema, por medio de Real Decreto.

La determinación de la Estandarización se atribuye en general al Gobierno. Los criterios de estandarización son amplios, otorgando un importante margen de discrecionalidad al encargado de su fijación y actualización. Por otra parte, el sistema de cálculo de estos costes estándares no está en función del coste real, sino de los costes reconocidos por vía de autoridad en cada una de las partidas enunciadas en el art. 4 (desarrolladas en los arts. siguientes), que integran el coste total del servicio eléctrico, que se pueden resumir en:

– Valores estándares brutos y netos y vida útil de las instalaciones de producción y procedimiento de actualización, así como el régimen aplicable a ENDESA. Orden de 29 de Diciembre de 1987, modificada por Orden de 9 de Mayo de 1988, por Orden de 3 de Diciembre de 1993 (en cuanto a ENDESA) y por Orden de 15 de Diciembre de 1995.

– Costes estándares de distribución de energía eléctrica y procedimiento de actualización. Orden de 22 de Diciembre de 1988.

– Valores estándares de instalaciones de distribución de energía eléctrica de tensión superior a 36 KV, Centros de Control y Despachos de Maniobra. Orden de 28 de Diciembre de 1989.

– Costes estándares de operación y mantenimiento, de estructura o capital circulante necesarios para el suministro de energía eléctrica y su procedimiento de actualización. Orden de 29 de Diciembre de 1987.

Estos costes estándar pueden ser diferentes a los costes reales de cada empresa eléctrica, lo que funcionará como incentivo para minimizar los costes reales, lucrándose con la diferencia. Sin embargo, también cabe que el funcionamiento de este incentivo sea inverso, tendiendo las empresas al aumento de sus estándares, sin consideraciones de eficiencia real. En palabras de J.C.Jiménez (“Lecciones de economía española”, 1995): “Como las empresas son de lo más heterogéneo en cuanto a sus equipos de generación (de distinto coste), al tipo de consumidores (con tarifa dispar), a la mayor o menor dispersión geográfica de sus mercados…, el sistema requiere unas compensaciones interempresariales que ajusten los ingresos de las compañías a los costes reconocidos. Por lo que la ganancia neta de éstas se refiere, dependerá de que sus costes reales sean más reducidos que los estándar; y eso se logra minimizando aquéllos, es decir, con una mayor eficiencia, o bien elevando éstos, sujetos a elementos arbitrarios en su cálculo, mediante el cabildeo de las empresas”.

Por último, ejemplificaremos una disfuncionalidad del sistema puesta de relieve por A. Rojas (“Regulación y competencia en la economía española”, 1995), cual es el mayor detalle que respecto a la actividad de producción se regula la cuantificación de sus costes estándar, respecto a la actividad de distribución, lo que en la práctica supone un tratamiento más favorable para la generación, y genera disfunciones como la que expone Rojas: “Los costes de distribución en baja tensión se asocian a la energía distribuida en virtud de unos parámetros económicos por KWh circulado y corregidos por un coeficiente en función de la dispersión geográfica de cada mercado. El coeficiente corrector no excede del 10 % de los costes totales, más un 4 % por inversiones en mejora de la calidad del servicio. Sin embargo, la variada orografía peninsular y el muy diferente grado de ruralidad de los mercados hace, en algunos casos, insuficiente la retribución de las inversiones en baja tensión, lo cual determina una actitud poco proclive por parte de las compañías a invertir en líneas de baja tensión que, en la mayoría de los casos, no van a implicar un aumento del consumo. Además, el sistema de retribución en baja tensión da lugar a dos efectos perniciosos. En primer lugar, las compañías perciben más ingresos cuanta más energía se consume, con independencia de que los costes en dicha actividad no muestran una relación lineal con la energía circulada. En segundo lugar, en la medida en que las instalaciones en alta tensión se retribuyen individualmente, las compañías pueden verse incentivadas a construir redes de alta tensión, superior a los 36 Kv, cuando podrían ser más eficientes, técnica y económicamente, redes de tensiones inferiores”.

Número 9 de la revista Punto Crítico sobre el Sistema Eléctrico Español