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Electricidad

Sector Eléctrico

(Fuente: Asociación Española de la Industria Eléctrica - UNESA)

BALANCE ELÉCTRICO

La producción bruta de energía eléctrica en España en 2013 registró un total de 287.310 millones de kWh, lo que supuso un descenso del 3,3% respecto al año anterior, al igual que ha ocurrido con el consumo. De la producción bruta total, el 58,7% fue generado por las instalaciones del denominado régimen ordinario y el 41,3% restante se corresponde con las instalaciones acogidas al régimen especial que incluyen, las energías renovables, como eólica, solar fotovoltaica, solar térmica y biomasa, así como la cogeneración y el tratamiento de residuos.

Producción en régimen ordinario

En relación con la estructura de producción por tipo de combustible del régimen ordinario, la tecnología hidráulica ha sido la única que ha aumentado su producción con respecto al año anterior registrando un incremento del 74,5%, debido a que la hidraulicidad en 2013 ha sido muy alta, representando un 12% de la producción total.

Respecto al gas natural, con una participación del 10% en el total, ha registrado una significativa disminución del 32,7%, que se acumula también a la disminución registrada en los últimos cuatro años.

Las centrales de carbón, con una participación del 15%, han registrado un descenso en su producción del 26,5% y por su parte, la generación nuclear ha experimentado un descenso del 7,6%, representando el 20% de la producción total. El fuelóleo descendió el 7,3% con una participación del 2% en el total producido durante el año.

Todo esto, supone que la generación del régimen ordinario en 2013 se cuantifique en 168.740 millones de kWh y que registre una variación negativa de un 10,5% respecto al ejercicio anterior.

Producción en régimen especial

Respecto a la producción estimada del régimen especial, a finales de 2013 se situó en 118.570 millones de kWh, registrándose un aumento del 9,3% respecto al año anterior. De esa cantidad, el 70,7% corresponde a las energías renovables y los residuos y biomasa, mientras que el 29,3% restante corresponde a la cogeneración y al tratamiento de residuos.

El total producido con energías renovables y residuos y biomasa ha sido 83.772 millones de kWh. Destaca un año más, la aportación de la producción eólica con 55.470 millones de kWh, que representa el 46,8% del total del régimen especial, y más del 19% de la producción total, registrándose un aumento del 13,3% respecto al año anterior y habiéndose alcanzado nuevos máximos históricos de generación eólica. Como se ha comentado, debido a la gran hidraulicidad del año, la producción hidráulica del régimen especial también ha aumentado en un 51,7%. Hay que señalar un año más el crecimiento registrado de la generación solar térmica, del 32% con 4.685 millones de kWh, como consecuencia de la incorporación de nuevas capacidades. Por último, destaca la generación de la solar fotovoltaica de 8.367 millones de kWh, con un incremento del 2,2% y la generación con biomasa con un incremento del 7,1% respecto a 2012.

Intercambios de electricidad

En cuanto a los intercambios de electricidad realizados con Francia, Portugal, Andorra y Marruecos, disminuye el saldo neto exportador llegando a 6.751 millones de kWh, casi un 40% inferior al año 2012. El único saldo que ha aumentado respecto al año anterior es el de las exportaciones a Marruecos, en torno a un 9%. Es significativo el descenso en más de un 66% de las exportaciones de Portugal. Con Francia se mantiene el saldo importador por un valor de 1.313 millones de kWh. Por otro lado, si se considera como referencia la energía eléctrica disponible para el mercado, situada en 262.519 millones de kWh en 2013, el volumen de intercambios representó el 2,6% de la citada energía.

Consumo neto de electricidad

En relación con el consumo neto de electricidad en el total de España, según las estimaciones de UNESA a fin de año, se ha registrado una disminución del 2,3% alcanzando 240.152 millones de kWh. Esta cifra es acorde con la situación actual de menor actividad económica acumulada en los últimos ejercicios y sitúa el crecimiento medio de la demanda en el 2,6% para el periodo 1996-2013.

Por otra parte, según los datos facilitados por OMIE, en lo que respecta al volumen total de energía negociada en el mercado de electricidad, se ha producido también un descenso del 4,9% con respecto a 2012. En términos de volumen económico, el precio medio horario final ponderado del periodo considerado se ha situado en 57,49 €/MWh, lo que ha supuesto una disminución del 3,5% respecto al mismo periodo del año anterior.

Potencia instalada

La potencia instalada total en España 2013 se situó en 108.148 MW, un 0,5% superior a la del año anterior. Desglosando esta potencia se obtiene que el régimen ordinario, con 67.976 MW, representa el 62,9% del total y el régimen especial, con 40.171 MW de potencia, el 37,1% restante.

El régimen ordinario durante el año 2013 apenas ha variado su potencia instalada respecto del año anterior. Sin embargo, la potencia del régimen especial sí se ha incrementado del orden del 1,4%, acaparando la práctica totalidad del incremento de potencia del sistema. Cabe señalar que este aumento (unos 550 MW) se debe a los incrementos de la solar térmica, de la solar fotovoltaica y de la biomasa y los residuos.

En cuanto a la potencia eólica se refiere, durante este año apenas ha variado; totaliza 22.900 MW, según los datos estimados de Unesa.

Debido a las disminuciones de demanda acumuladas en estos últimos años, junto con el crecimiento del régimen especial registrado, resulta que el parque de generación actual está sobredimensionado y muchos ciclos combinados están actualmente parados. De ahí que el Gobierno haya elaborado una propuesta de Real Decreto de hibernación, aún no publicada, para que se contemple la parada eventual de esta potencia instalada. El funcionamiento medio de los ciclos combinados fue tan solo de 1.052 horas equivalentes en el año y el del parque térmico en su conjunto (ciclos combinados, carbón y fuel) de 1.841 horas, valores extremadamente bajos en relación con la elevada disponibilidad que ofrecen. En 2013, las horas equivalentes de producción del Régimen Especial (2.952 horas) han superado a las del Régimen Ordinario (2.481 horas).

Todo ello debe analizarse considerando que las centrales del régimen ordinario son fundamentales, dado que el carácter intermitente y no gestionable de buena parte de las energías renovables, exige que se mantengan centrales de respaldo.

Las centrales o ampliaciones netas de potencia puestas en servicio en 2013 por las empresas de UNESA ascienden a casi 285 MW.

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 estima que la longitud total de los circuitos de la red de transporte a más de 110 kV fue de 65.546 km al finalizar 2013, lo que supone un aumento de 896 km, un 1,4% superior al año anterior.

EL PANORAMA NUCLEAR EN 2013

Se han generado 56.815 GWh con un factor de carga del 83,60%, que descontando el efecto Garoña asciende al 88,86%. A lo largo de este año se han acometido hasta 5 paradas por recarga y ha continuado una ya comenzada en 2012. El conjunto del parque nuclear ha contribuido en un 19,8% a la producción total en España con sólo el 7,3% de la potencia instalada.

La implantación de las acciones post-Fukushima sigue siendo un foco importante de atención para estas centrales, a la vez que atienden las necesidades operativas y de seguridad. El programa de actuación ha dado lugar a la verificación del cumplimiento con sus bases de diseño y de licencia, así como de la robustez de las mismas ante sucesos naturales extremos.

En el ámbito de la economía de la explotación cabe resaltar la presión fiscal creciente y desmesurada que se está soportando. El 1 de enero de 2013 entró en vigor la Ley 15/2012 de medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética, que entre otras medidas fiscales que afectan a la generación eléctrica en general, y a la nuclear, en particular, establece un gravamen adicional y específico para las centrales nucleares que toma como base imponible la producción de metales pesados (uranio y plutonio) en el combustible irradiado extraído definitivamente del reactor y los metros cúbicos de residuos de media, baja y muy baja actividad producidos anualmente. El impacto económico de esta medida es muy significativo y, por consiguiente, afecta muy negativamente a los resultados de explotación. A este nuevo impuesto de carácter estatal hay que añadir otro de carácter autonómico sobre la producción nuclear en la Comunidad Valenciana y la preparación, ya para 2014, de uno más en la Comunidad Catalana. El denominador común a todos ellos es la supuesta protección del medio ambiente.

ASPECTOS DESTACABLES DE LAS ACTIVIDADES DE LAS EMPRESAS DE UNESA DURANTE 2012

A continuación, se hace una revisión de los aspectos más destacables que tienen relación con las actividades de las empresas eléctricas de Unesa, en particular, en lo que se refiere a la evolución de la situación económica y financiera y al impacto que han tenido las distintas medidas que se han aprobado a lo largo del año en relación con el déficit tarifario, la retribución de las actividades eléctricas y los precios que pagan los consumidores.

SITUACIÓN ECONÓMICO - FINANCIERA

Para describir la situación económico-financiera debemos partir de las diversas actuaciones regulatorias que, con efecto desde el 1 de enero de 2013, han tenido un severo impacto sobre los resultados de la actividad eléctrica en España.

En la actividad de generación, la aplicación desde el 1 de enero de 2013 de las medidas fiscales para la sostenibilidad energética establecidas en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, que introduce un abanico de impuestos como son: el impuesto general sobre el valor de la producción de electricidad, sobre los combustibles utilizados en la generación, un canon sobre el uso del agua y también sobre la nuclear; ha producido un aumento de los costes de explotación de la actividad, al aumentar la carga fiscal que recae sobre la producción eléctrica en unos 2.600 millones de euros.

A este efecto negativo sobre los resultados hay que añadir el impacto de las medidas urgentes establecidas en los Reales Decretos-ley 2/2013, de 1 de febrero, y 9/2013, de 12 de julio, que se acumulan al impacto de las medidas regulatorias que entraron en vigor durante el ejercicio 2012 y que redujeron en dos puntos y medio la rentabilidad de la actividad de distribución el pasado ejercicio.

Las medidas aplicadas en 2013 han provocado un descenso del 16% en el resultado neto de explotación (EBIT) estimado para la actividad eléctrica en España. Si en 2012 la rentabilidad de los activos empleados en la actividad eléctrica nacional (4,1%), fue inferior en tres puntos y medio al coste de su financiación (7,6%), en 2013 se estima una rentabilidad de los activos de un 3,4%, igualmente alrededor de tres puntos y medio por debajo del coste de los capitales empleados en la financiación de las actividades, de un 7%.

El impacto de estas cifras es significativo porque hay que volver a insistir en la contribución de las empresas integradas en Unesa al conjunto de la economía española que se sitúa alrededor del 1% del PIB, únicamente teniendo en cuenta la aportación directa a través del sector eléctrico. Si además se incluyen los efectos indirectos e inducidos en el resto de actividades de la economía española, este porcentaje prácticamente se duplica. En términos de empleo, la actividad que desarrollan las empresas de Unesa sostiene unos 190.000 empleos, una cifra realmente importante especialmente en una situación como la que vive actualmente la economía española.

En 2013 encontramos nuevos desarrollos regulatorios con implicaciones directas sobre estos aspectos que queremos resaltar. Una nueva ley eléctrica ha entrado en vigor, la Ley 24/2013 que sustituye a la anterior del año 1997, y que debe ser el punto de partida para garantizar la estabilidad regulatoria que se viene demandando. El articulado de la ley introduce algunas novedades entre las que hay que destacar las que hacen referencia al principal problema que ha lastrado el sector en los últimos años: el déficit tarifario. Basta con mencionar un único dato para darse cuenta de la magnitud y la importancia que tiene la existencia del déficit tarifario en el sector; al final del año 2013 el saldo vivo de la deuda procedente del déficit ronda los 30.000 millones de euros, o lo que es lo mismo, un montante equivalente al 3% del Producto Interior Bruto. La nueva Ley establece un sistema automático de revisión que debe evitar la aparición de nuevos desajustes y limita la introducción de nuevos costes en el sistema eléctrico sin que vaya acompañada de un aumento equivalente de los ingresos. Por otro lado, el reparto equitativo de la carga de financiación transitoria del déficit, será implementada desde 2014: serán todos los agentes del sistema, de forma proporcional a su participación en términos de costes regulados, los que lo financien a cinco años y no las empresas de Unesa en exclusiva, como venía sucediendo hasta ahora de manera claramente discriminatoria.

Se espera que estos principios de estabilidad financiera se cumplan e impidan la aparición de nuevos déficits, aunque lo cierto es que al cierre de 2013 ya se estima un déficit de 3.600 millones de euros. Este es un dato ciertamente preocupante máxime cuando se suponía a principios de dicho año que el déficit no iba a producirse. Su existencia, además, introduce más incertidumbre por dos motivos; en primer lugar porque la consecución de la suficiencia de ingresos del sistema no se ha alcanzado, pese a la reducción de la retribución de las actividades eléctricas, especialmente agresiva con las empresas de Unesa y, en segundo lugar, porque el causante de esta desviación es el propio Estado. En efecto, a lo largo del año se comprometieron partidas procedentes de los Presupuestos Generales del Estado, concretamente un crédito extraordinario por 2.200 millones para financiar el sobrecoste de las renovables y una partida de 903 millones para financiar el sobrecoste de la generación no peninsular que finalmente no se activaron, lo que explica la mayor parte de la aparición del déficit tarifario en 2013.

Finalmente, y en relación al déficit, con la entrada en vigor de la nueva Ley no se contempla la posibilidad de volver a activar este programa para incluir el déficit de 2013 y queda pendiente pues la aprobación de un mecanismo que libere de la carga financiera asociada que, de lo contrario, deberá ser financiado por las empresas durante un periodo de 15 años. Esta situación mermaría su capacidad financiera, detrayendo recursos que son necesarios, entre otros, para las inversiones recurrentes que deben llevarse a cabo para mantener una calidad óptima del servicio.

COSTES REGULADOS DEL SISTEMA, TARIFAS DE ACCESO Y PRECIOS

Los precios para el consumidor

Desde el punto de vista de los peajes de acceso que abonan los consumidores se destaca que, a pesar de que el sistema generó un déficit de 5.600 millones en 2012, las tarifas de los consumidores bajaron en el mes de enero de 2013 al ponerse fin a la refacturación aplicada en 2012. Esta bajada no fue posteriormente modificada hasta el mes de agosto, en el que se incrementaron los citados peajes un 7%. A pesar de esta subida de peajes, el Ministerio ha manifestado que, en el cómputo global del año, tanto la factura de los consumidores industriales como la de los domésticos han bajado en 2013, concretamente entre un 0,4% y un 1% para los primeros y un 0,9% en los hogares.

Y este es un dato revelador, si se compara con la evolución del precio de la electricidad con otros productos energéticos para usos domésticos. Se aprecia que desde 1999 hasta 2013 la electricidad se mantiene siempre por debajo; es decir, se ha encarecido menos que otros productos energéticos.

Como puede deducirse fácilmente, el conjunto de medidas aprobadas en 2013 ha tenido un efecto directo sobre las agentes que llevan a cabo las actividades del suministro eléctrico, dado que el Estado no ha contribuido finalmente en los términos en los que se había comprometido.

A pesar de todo esto, se observa cómo en la comparativa con respecto a los 28 países de la Unión Europea que elabora EUROSTAT semestralmente sobre el precio de la electricidad que pagan los consumidores, en España, los hogares y, cada vez en mayor proporción, las empresas e industrias, se consolidan en la banda alta de los países de la Unión Europea. Las consecuencias son obvias por su implicación tanto en la renta disponible de los hogares como en la competitividad de la industria.

Es preciso resaltar una vez más que estos precios son el fruto de una enorme carga proveniente de las decisiones de política energética y también de la elevada carga fiscal.

Por otra parte, la carga fiscal que soporta el recibo eléctrico de cara al consumidor final se encuentra también por encima de la media de los países comunitarios. No sólo tenemos un tipo de IVA que se sitúa entre los más altos de la Unión Europea, de un 21%, sino que además existe el Impuesto sobre la Electricidad que encarece el recibo un 5% adicional. Estos tipos elevados, que se aplican a todos los costes del recibo (también sobre los costes ajenos al suministro), hacen que el precio que se paga en nuestro país se sitúe en la banda alta de los países de nuestro entorno.

Los costes ajenos al suministro incluidos en el recibo que pagan los consumidores no hacen más que penalizar el consumo eléctrico, que soporta toda una serie de cargas que incrementan la factura muy por encima del verdadero coste del suministro- Dentro del recibo de la luz encontramos numerosas y diversas medidas que no se corresponden con la actividad propia de suministro y que deberían sacarse del mismo.

El déficit y los costes regulados

En relación con las medidas que afectan a la retribución de las actividades reguladas del sistema, tal y como se ha señalado, 2013 ha sido el primer año en el que el déficit iba a desaparecer y en el que debería por tanto haberse alcanzado la suficiencia tarifaria.

Buena parte delas medidas regulatorias puestas en marcha en 2013 para resolver el déficit se han reducido a recortar ingresos y a aumentar tributos a las actividades de generación, y en mayor medida a las más eficientes; pero no se ha abordado la raíz del problema que reside en los otros costes como son los de política energética, territorial y social.

Para evitar la aparición del déficit, la primera medida puesta en marcha fue la de que los ingresos del sistema no sólo se cubran con los peajes que pagan los consumidores sino que, a partir de ahora, se van a cubrir también con las aportaciones de los generadores, a través de impuestos (Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energéticas) que ya en 2013 supusieron 2.600 millones totales recaudados de todos los generadores.

Además de los peajes y los citados impuestos, la fuente de ingresos adicional para cubrir la totalidad de los costes del sistema iba a proceder de la financiación del Estado a través de partidas procedentes del presupuesto público. Esta financiación, que iba a ser la "tercera pata" (consumidores, agentes del sistema y Estado) que sustentase la suficiencia de ingresos para cubrir los costes regulados, no se materializó al suprimirse la contribución de los Presupuestos Generales del Estado a los sistemas no peninsulares y también la contribución del crédito extraordinario que ha derivado en la aparición de un déficit en 2013 de 3.600 millones de euros, cuando se suponía que éste ya no se iba a producir.

Las medidas adoptadas en 2013 también contemplan una reducción de los costes reconocidos a las actividades reguladas. En efecto, los dos reales decretos-ley, el 2/2013 y el 9/2013, introdujeron una serie de recortes en la retribución de la actividad de distribución que se suman a los de 2012 y al régimen especial (2.700 millones de euros). Además se han recortado sustancialmente los pagos por capacidad, así como los derechos de cobro de las instalaciones de la generación no peninsular.

Merece la pena hacer un breve inciso sobre el impacto que las medidas aprobadas van a tener sobre la actividad de distribución, para la que se fija una tasa de retribución para las redes del bono del Estado a 10 años más 200 p.b., antes e impuestos, lo que está muy por debajo del verdadero coste del capital de cualquiera de las empresas que lleva a cabo la actividad de distribución y conlleva una destrucción de valor para la empresa y, por consiguiente, crea un serio riesgo para desarrollar la actividad ante la incertidumbre que se genera para las empresas en el proceso de mejora continua del servicio.

(Fuente: Asociación Española de la Industria Eléctrica - UNESA)

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