La política energética española frente a la emergencia de un nuevo paradigma global. Actividades reguladas y déficit de ingresos. Presentación realizada por Eloy Álvarez Pelegry para el IESE el pasado 29 de octubre de 2012

1. LA POLÍTICA ENERGÉTICA ESPAÑOLA FRENTE A LA EMERGENCIA DE
UN NUEVO PARADIGMA GLOBAL
ACTIVIDADES REGULADAS Y DÉFICIT DE INGRESOS
Eloy Alvarez Pelegry
Director Cátedra Energía
Orkestra ‐ Instituto Vasco de Competitividad
Fundación Deusto
Fundación Deusto
Madrid, 29 de Octubre de 2012
1

2. ÍNDICE
• ACTIVIDADES REGULADAS
• PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES
• REGULACIÓN, POLÍTICA ENERGÉTICA Y POLÍTICA
INDUSTRIAL
• SÍSIFO Y LA REFORMA ELÉCTRICA
2

3. ACTIVIDADES REGULADAS
• Son aquellas que en principio no están en el mercado o liberalizadas y
las que son monopolio natural (Transporte y Distribución, T y D).
• Los objetivos de la reforma “general” – Ley 54/1997‐ son:
– Garantizar el suministro
suministro,
– Con calidad,
– Al menor coste posible.
• Para ello hay una planificación (indicativa y vinculante) y una
retribución de las actividades reguladas.
• Desde la pasada década hay nuevos objetivos:
– Objetivos europeos 20/20/20 a 2020,
– Incorporación del mercado de emisiones con normas específicas, etc.
3

4. ACTIVIDADES REGULADAS
• En la tarifa se puede distinguir entre pagos por los costes de
producción,
producción es decir por la energía los de T y D costes asociados e
decir, energía, D,
impuestos.
Costes del sistema eléctrico en 2010
Costes propios del sistema 50%
i d l i Costes asociados 50%
i d
7.335 37.854
11.318 20%
30%
6.954
12.247
12 247 18%
32%
Costes de Costes de
Costes de Total de
acceso acceso Impuestos
producción costes
propios ajenos
FUENTE: Sallé, C. et al. (2012) 4

5. ACTIVIDADES REGULADAS
Evolución de los costes de acceso entre 1998 y 2010
FUENTE: CNE (2012b)
5

6. ACTIVIDADES REGULADAS
• Los costes de acceso no han dejado de subir desde 1998.
• El componente que ha registrado un mayor aumento, corresponde al
régimen especial, tanto por el aumento de la potencia instalada como
por el aumento de las primas
primas.
• En los costes de acceso, existen partidas que no son directamente
atribuibles al mismo. Los sobrecostes del régimen especial superan el
40% d l mismo.
de los
6

7. ACTIVIDADES REGULADAS
• Los precios de generación no explican el déficit tarifario.
Evolución del coste de suministro 2000‐2011 (millones de €)
Fuente: UNESA (2012)
7

8. ACTIVIDADES REGULADAS
• Los precios gas no son la única variable que explica el precio final de la
electricidad. La hidraulicidad, la intensidad competitiva y el margen de
capacidad, también contribuyen a ello.
Precio declarado en aduanas de gas natural importado a
Precio declarado en aduanas de gas natural importado a
España en 2000‐2011 vs. previsiones de precios realizadas
por el modelo de proyección
Fuente: IDAE (2011) 8

9. ACTIVIDADES REGULADAS
Evolución del coste de suministro 2000‐2011 (millones de €)
Fuente: UNESA (2012)
• Con inversiones en T y D de 2.200‐2.600 millones de €/año en el
9
período 2005‐2010.

10. ACTIVIDADES REGULADAS
• En el desarrollo de las energías renovables, pueden distinguirse dos
períodos básicos. Hasta 2007, se desarrolló, principalmente, la
tecnología eólica (con cerca de 15 GW) y a partir de 2007 se desarrolló
la tecnología solar.
g
Evolución de la potencia instalada del Régimen Especial en España
2007
10
FUENTE: CNE (2012a)

11. PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES
• Superando los objetivos de planificación del año 2010.
Objetivo Real
S. Fotovoltaica
S Fotovoltaica 0,4 GW
0 4 GW 4 GW
4 GW
S. Termoeléctrica 0,5 GW 0,7 GW
• Diferencias en la fotovoltaica que se han “reproducido” en la
reproducido
termosolar.
• Fudertes crecimientos a los que ha contribuido un crédito fácil.
• Sin política industrial sectorial, ni de tipo clúster, con desiguales
resultados en la exportación y en el empleo.
11

12. PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES
• En un entorno de exceso de capacidad mundial en la producción de módulos
fotovoltaicos, caídas de precios y entrada de competidores.
Evolución del precio de venta de los módulos fotovoltaicos
1,40 €/Wp
/ p
Octubre 2009
O t b 2009 Septiembre2012
S ti b 2012
Alemania: 2,19 €/Wp Alemania: 0,89 €/Wp
China: 1,78 €/Wp China: 0,61 €/Wp
FUENTE: Neidlein, H.C. (2011 y 2012)
• Con fijación de rentabilidades basadas en costes en el entorno del año 2007 y,
en ciertos casos, sin ajustar las primas finales
• Tras esta experiencia, un esquema, en parte similar, ocurre en la solar
termoeléctrica. 12

13. PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES
• La evolución de las primas equivalentes es coherente con un fuerte
desarrollo de potencia en tecnologías con primas elevadas
elevadas.
Fuente de Potencia Energía Primas Prima específica
generación (GW) liquidada totales (€/MWh)
(TWh) (millones €)
Eólica 20,6 43,5 1.800 41
Solar FV 4,2 6,2 2.405 388
Solar TE 0,8 1,6 394 246
Cogeneración 6,2 24,9 1.352 54
Mini hidráulica 2,0 5,9 234 40
Biomasa 0,7
07 3,7
37 271 73
Tratamiento de 0,7 4,4 328 75
residuos
TOTAL 35,2 90,2 6.784 75
FUENTE: Elaboración propia a partir de CNE (2012b)
• La eólica supone en torno al 17‐18% de la energía y del coste. 13

14. PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES
• No parece existir mucho margen de maniobra para reducir el monto
total,
total salvo que se revisen cantidades y retribuciones
retribuciones.
Proyección de la prima equivalente del régimen especial
12.000
10.000
8.000
6.000
6 000
Millones de €
4.000
2.000
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Solar Eólico Cogeneración Hidro <10MW Hidro >10MW RSU
Biomasa Ind Biogas Biomasa Eólico Off Shore Geo & Mar
FUENTE: Karacsonyi, J.; Pérez, Y. (2012) 14

15. PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES
• Las causas originales y su no transmisión a los consumidores finales,
ha hecho evolucionar el déficit.
Déficit eléctrico de actividades reguladas (millones de euros)
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
15
FUENTE: Sallé, C. et al. (2012) a partir de la CNE

16. PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES
• Dentro de las actividades reguladas existen diferencias no justificadas
en las tasas de retribución.
Evolución ROA vs. WACC de la actividad
de distribución
d di t ib ió (%)
ROA Distribución WACC Distribución (actividad regulada)
6,8
6,1 6,2
5,7 5,9
5,4 5,6 5,6 5,5
5,3
4,8 4,9 5
4,7
4,1
3,3
33
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
FUENTE: UNESA (2012) 16

17. PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES
• El WACC de la distribución en cálculos recientes se sitúa en torno al 7%.
WACC de referencia provisional para la actividad de distribución
eléctrica en 2012 (Estimado con información actualizada a
31/10/2011)
IRS 10 Y CDS (1‐t) S/(D+E) 1‐D/(D+E) Strip 10 Y Beta Prm
Distribución (2,70 + 1,76) x 0,7 x 0,39 0,61 x (5,43 + 0,6 x 5,53)
Coste deuda a.i
C t d d i 4,5
45
Coste deuda d.i 3,1 8,86 Coste equity d.i
Coste ponderado deuda d.i 1,2 5,4 Coste ponderado equity d.i
6,65
6 65
NOTA: Todos los parámetros se han estimado con la información disponible a fecha de 31/10/2011,
y utilizando la metodología aprobada por el Consejo de la CNE, en su sesión de 24 de abril de 2008.
"Consulta pública para la revisión de la metodología de estimación del coste del capital para actividades
reguladas en el sector energético. Revisión final de la propuesta CNE publicado en la página web de la
reguladas en el sector energético Revisión final de la propuesta CNE", publicado en la página web de la
CNE.
FUENTE: CNE (2011) 17

18. PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES
• Rentabilidades que son inferiores a las teóricas de las renovables (que
en el ejemplo no tiene en cuenta las FIT fijadas a largo plazo).
Ejemplo de cálculo del WACC
Low risk assessment
Low risk assessment
High risk assessment
WACC methodology Abbreviation (proactive risk mitigation)
/ Calculation Debt (d) Equity (e) Debt (d) Equity (e)
Share equity / debt g 70.0% 30.0% 70.0% 30.0%
Nominal risk free rate
Nominal risk free rate rn 4.0%
4 0% 4.0%
4 0% 4.0%
4 0% 4.0%
4 0%
Inflation rate i 2.0% 2.0% 2.0% 2.0%
Real risk free rate rf=rn‐i 2.0% 2.0% 2.0% 2.0%
Expected market rate of return rm 4.3% 8.4% 3.9% 7.7%
Risk premium rp=rm‐rf 2.3% 6.4% 1.9% 5.7%
Equity beta b 1.6 1.6
Tax rate (corporation tax) rt 30.0% 30.0%
Post‐tax cost rpt 3.0% 12.2% 2.7% 11.1%
Pre‐tax cost r=rpt/(1‐rt) 4.3% 17.5% 3.9% 15.9%
Weighted average cost of capital (pre‐tax) WACC 8.3% 7.5%
18
FUENTE: ECOFYS (2011)

19. PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES
• El riesgo tecnológico se sitúa en valores similares en casi todas las
tecnologías.
t l í
Factor de riesgo específico tecnológico
19
FUENTE: ECOFYS (2011)

20. PLANIFICACIÓN, TARIFAS, PRIMAS Y COSTES
• Para una disminución de la inversión específica en termosolar, sin
ajustar el precio de venta, se incrementa la TIR en, aproximadamente
un 2‐3%, siendo su repercusión en la rentabilidad de los recursos
p p
propios mucho mayor.y
• Un ajuste de rentabilidades en línea con otras actividades reguladas,
dado el volumen económico (precio x cantidad), contribuiría a paliar el
déficit de forma significativa
significativa.
• Con todo, el tema de la rentabilidad implícita mediante la asignación
administrativa de las FIT, debería completarse, también, en el sentido
de dar su papel a la competencia entre tecnologías y entre agentes.
20

21. REGULACIÓN, POLÍTICA ENERGÉTICA Y POLÍTICA
INDUSTRIAL
• El problema del déficit tarifario se enmarca en una economía, que tiene
precios de la energía elevados, que se han incrementado desde 2004.
Evolución del precio medio de la energía 1995‐2009
Evolución del precio medio de la energía 1995 2009
21
FUENTE: Díaz Mendoza, A.C; Arocena, P. (2012)

22. REGULACIÓN, POLÍTICA ENERGÉTICA Y POLÍTICA
INDUSTRIAL
• En d d también h aumentado el precio d l electricidad para l
donde b é ha d l de la l d d la
industria.
Evolución del precio medio de la electricidad 1995‐2009
14,00
12,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
CAPV España Eurostat Spain IEA Spain
22
FUENTE: Díaz Mendoza, A.C; Arocena, P. (2012)

23. REGULACIÓN, POLÍTICA ENERGÉTICA Y POLÍTICA
INDUSTRIAL
• En la economía existen sectores industriales y ramas en las que el peso
de la energía es muy diverso.
• En conjunto por ejemplo en la CAPV el gasto energético promedio
conjunto, ejemplo, CAPV,
supone el 4% de los gastos de explotación, pudiendo ir de un 14% para
el papel, un 12‐13% en la siderurgia, metalurgia y productos no
metálicos, h t un 5% en l química, por ejemplo.
táli hasta la í i j l
• A su vez, el peso del gas y la electricidad en las mismas es también muy
diferente en el total de la industria (58%/30%), en la siderurgia y
( / ) g
metalurgia (66%/28%), en el papel (44%/47%) y en la química
(49%/31%).
23

24. REGULACIÓN, POLÍTICA ENERGÉTICA Y POLÍTICA
INDUSTRIAL
• En general, crece más el gasto energético que el VAB.
• El creciente gasto de energía por unidad de producción se debe a ¿un
aumento del precio de la energía o a un mayor consumo de energía en
el proceso?
• ¿Compensa la productividad el incremento del coste energético?
• Descomponiendo estos efectos, se llega a que la causa del incremento
es el efecto precio. El gasto en energía se incrementa en un 48%, que
no compensa la eficiencia energética, que mejora en un 15%.
24

25. SÍSIFO Y LA REFORMA ELÉCTRICA
• Impuestos ambientales y déficit tarifario
– La propuesta actual traslada de lo regulado al mercado el problema del
déficit,
– El traslado a los consumidores finales no será por el valor total del
p
impuesto, debido al amplio margen de reserva; por la baja utilización de
los ciclos, por los ToP en gas, o por la demanda eléctrica débil. BBVA estima
un incremento de 2‐3€/MWh en 2013‐2015.
/
– En cualquier caso, es necesario que se rebaje el umbral de la TUR.
– La propuesta debilitará los resultados de las empresas, en un entorno
adverso y en un contexto europeo de empresas más fuertes
fuertes.
– Parece que se está llevando a cabo un trasvase del problema, con lo que
tarde o temprano habrá que ir a la raíz del mismo.
25

26. SÍSIFO Y LA REFORMA ELÉCTRICA
• El déficit y la necesidad de contribuir a un menor coste de la energía
para la industria, debería llevar a:
– Trasladar a los consumidores domésticos los incrementos de precio,
p
protegiendo a los más vulnerables,
g
– Trasladar a los PPGG y consolidar en los mismos, las partidas que son de
política social/medioambiental y/o de cohesión territorial,
– Disminuir el volumen económico total de las primas para conseguir el
objetivo comunitario,
– Reducir las partidas reguladas de las renovables más caras y más
ineficaces en costes y desarrollar las tecnologías más maduras y
costes,
competitivas,
– Con un equilibrio de rentabilidades respecto al riesgo,
– P
Promover l concurrencia.
la i
26

27. SÍSIFO Y LA REFORMA ELÉCTRICA
• El déficit y la necesidad de contribuir a un menor coste de la energía
para la industria, debería llevar a:
– Analizar la forma en que la industria (en la que el peso de la energía sea
claramente significativo o se mueva en el ámbito internacional) pueda
g ) p
mantener su competitividad y contribuir a la reducción de los costes de
acceso,
– Considerar que hay actividades reguladas, como la distribución, con un
q y g , ,
importante “trade off“ industrial y tecnológico,
– Acometer un desarrollo tipo “clúster”, que promueva un desarrollo
industrial tecnológico, de I+D y de instituciones de colaboración; que sea
I D
duradero y sostenible y que justifique unas subvenciones eficaces en coste.
27

28. ¡MUCHAS GRACIAS!
28

29. REFERENCIAS
‐ CNE (2011) Propuesta de retribución definitiva para el año 2011 y de retribución provisional para el
año 2012, por la actividad de distribución de energía eléctrica de las empresas distribuidoras sujetas a
liquidaciones con anterioridad al 1 de enero de 2009.
‐ CNE (2012a) Integración de la producción en régimen especial en el MIBEL y en la operación de los
respectivos sistemas eléctricos.
‐ CNE (2012b) Informe sobre el sector energético español. Parte 1. Medidas para garantizar la
sostenibilidad económico‐financiera del sistema eléctrico.
‐ Díaz Mendoza, A.C y Arocena, P. (2012) Los costes energéticos en la empresa industrial de País Vasco,
Orkestra, Internal working paper.
‐ ECOFYS (2011) Financing renewable energy in the european energy market.
‐ IDAE (2011) Evolución tecnológica y prospectiva de costes de las EERR. Estudio técnico PER 2011‐
2020.
‐ Karacsonyi, J.; Pérez, Y. (2012) Un análisis de los precios de la electricidad: impacto del desarrollo de
las energías renovables, en Orkestra (2012) Hacia una economía baja en carbono, Experiencias
internacionales, pp. 117‐195.
‐ Neidlein, H.C. (2011) Spot market module prices. Pv photovoltaic markets & technology, 04/2011.
‐ Neidlein, H.C. (2012) Spot market module prices. Pv photovoltaic markets & technology, 10/2012.
‐ Sallé C. et. Al. (2012) El déficit de tarifa y la importancia de la ortodoxia en la regulación del sector
( ) p g
eléctrico, Papeles de Cuaderno de Energía, Club Español de la Energía.
‐ UNESA (2012) La situación económico financiera de la actividad eléctrica en España, 1998‐2010.
29