Fuente: El Periódico de la Energía
Los SEIE, Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares son los sistemas de Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla. Son territorios pequeños, Canarias está formada por 6 subsistemas aislados, donde no afectan las reglas del mercado eléctrico.
Desde el punto de vista de generación no hay un mercado organizado como en península. La decisión de que una central eléctrica funcione o no, la determina el Operador de Sistema en función de unos costes reconocidos.
La tabla que regula estos costes reconocidos y la propiedad de la generación no peninsular da para varios artículos que me comprometí a escribir, pero no hoy.
El resultado de esto es que el coste de generación de la electricidad en los SEIE es mucho mayor que en península.
También se observa que, salvo momentos puntuales, el precio en los TNP es mayor de noche que de día, al contrario de lo que sucede en península. Esto se debe a que cuando disminuye la demanda, esta sólo puede ser cubierta por plantas pequeñas y poco eficientes (con mayores costes reconocidos).
Si observáramos el año entero veríamos otras anomalías ya que la temporada de precios bajos en península no coincide con la temporada de precios bajos en los TNP. Por ejemplo, la temporada de vientos alisios no coincide con las lluvias peninsulares.
Por cohesión territorial el precio de la electricidad debe ser igual en toda España (lo sé, a mi también me hace gracia mientras lo escribo), por ello el coste de adquisición en los SEIE no es igual a su coste de generación. La diferencia entre ambos es la llamada compensaciones extrapeninsulares, pagadas al 50% entre la tarifa eléctrica y los Presupuestos Generales del Estado (PGE).
Veamos cómo ha variado el precio de adquisición de energía eléctrica en los SEIE a lo largo de la liberalización del mercado eléctrico.
Ley 54/97 del sector eléctrico
El artículo 12 de la Ley 54/97 ya tenía en cuenta el carácter singular de los territorios no peninsulares y preveía una reglamentación propia que no llegó hasta el Real Decreto 1747/2003. En su artículo 11 se fijaba que el precio de adquisición en los SEIE sería igual al precio peninsular.
A nivel de consumidores, las tarifas de acceso tenían precios iguales, pero con periodos tarifarios distintos.
En esa época las compensaciones extrapeninsulares se financiaban íntegramente de la tarifa eléctrica.
Ley 24/13 del sector eléctrico
En 2013 con el sistema eléctrico al borde la quiebra y la prima de riesgo en máximos, llegó la Ley 24/2013. En ella se habla de reducir los costes de las compensaciones extrapeninsulares mediante la instalación de nuevas renovables en los TNP, de revisar los costes de generación extrapeninsulares, mediante los criterios de rentabilidad razonable, y de tratar de dar una señal de precio a los consumidores de los SEIE. También mantiene que la financiación de las extrapeninsulares seguiría al 100% en la tarifa, pese a los globos sondas enviados o las recomendaciones de la antigua CNE (Montoro, no cedió). Esto causó cierta polémica que no es objeto del artículo.
Finalmente, la Ley emplazaba a una reglamentación posterior que desarrollase todo esto. Así llegamos al fatídico RD 738/15 del que hablamos el otro día en este artículo.
El RD 738/15 fijaba los costes reconocidos para las (antiguamente llamadas) instalaciones de Régimen Ordinario. Es un galimatías complicadísimo que, como dije antes, prometí desentrañar algún día.
También fijaba los costes de adquisición de energía eléctrica y los costes de venta de energía eléctrica para generadores del Régimen Especial y nuevas instalaciones renovables.
La filosofía era que los consumidores extrapeninsulares pagaran lo mismo por la energía eléctrica, pero que este coste de compra reflejara el perfil de coste de producción en cada sistema aislado.
Para ello fijaba, en el Anexo I del RD, el precio de adquisición de la energía para una hora determinada como el precio de generación en esa hora ponderado por el cociente entre el precio ponderado anual peninsular y el precio ponderado anual del subsistema.
Matemáticamente la formula era impecable y solucionaba los problemas planteados. Sin embargo, causaba muchos problemas por las deficiencias del sistema, como los que se describieron en el artículo. Por ello, la fórmula debía cambiarse o, al menos, agilizar el cálculo de los costes de generación.
Así mismo, esta forma de fijación de precio generó un fuerte rechazo en las administraciones locales que vieron como su factura eléctrica se incrementó. No en vano el grueso de sus contratos son alumbrados públicos.
El sistema de fijación de precio de venta de la energía generada por las instalaciones renovables, con y sin derecho a prima, era similar. Este era igual al precio de generación del subsistema en esa hora ponderado por el cociente entre el precio ponderado anual peninsular y el precio ponderado anual del subsistema.
Esto realmente no favorecía la implantación de renovables porque corrían el riesgo de canibalización. Pero este tampoco es el objeto de este artículo.
Finalmente, el RD 738/15 traspasó el 50% del coste de las compensaciones extrapeninsulares a los PGE.
En este contexto llegó una reforma que vio la luz sin demasiado ruido mediático (claro, ¡no se trataba de recuperar el sol!) la Orden TEC/1172/2018
En el artículo 4 se modificaba el anexo I del RD 738/15 modificándose el sistema de fijación de precio tanto de adquisición de energía eléctrica como de venta de energía producida por generadores renovables.
A partir del 1 de diciembre del pasado año el coste de adquisición pasó a ser el precio promedio peninsular diario ponderado con la demanda eléctrica de cada sistema. Es decir, ponderado por el cociente entre la demanda de una hora y la demanda media de ese día.
Para la generación renovable el sistema de fijación del precio de venta es similar, precio promedio peninsular diario ponderado con la demanda de cada sistema. Esta es una excelente medida para los generadores, porque no corren el riesgo de canibalización.
Con esta fórmula se simplifica mucho el cálculo del precio de compra, debido a que no es necesario conocer el coste específico de generación de cada instalación en los SEIE. Sin embargo, no transmite al consumidor una señal del precio adecuada, como se pretendía originalmente.
Mi primera reacción fue de alegría porque por fin acababa la lotería de comprar energía en los SEIE. Pero el diablo está en los detalles.
Si ponderamos el precio promedio peninsular diario por el cociente entre la energía consumida en una hora y la energía media horaria del día, conseguimos que el precio medio del SEIE sea igual al precio promedio peninsular. Es decir, el cociente entre el producto de la energía peninsular horaria por el precio peninsular y la demanda peninsular diaria.
Si el precio medio SEIE es el precio promedio peninsular, el precio promedio SEIE será superior a este.
Así es como se pierde la cohesión territorial.
Este nuevo método de cálculo parece que sorprendió al Operador de Sistema ya que en las liquidaciones C2 de los meses de diciembre 18 y enero 19 vinieron con errores. “Que no eran importantes porque serían corregidos en reliquidaciones posteriores”. Pero el sistema de liquidaciones (y su calendario) no es tampoco objeto de este artículo.
Algunos pueden pensar que este sobrecoste es pequeño. Pero si lo multiplicamos por el consumo total de cada sistema en los meses tratados estamos hablando de más de 10,5 M€ por cuatro meses. Cohesión territorial, ¿dónde?
Por supuesto a esta cantidad de dinero hay que añadirle las pérdidas, su impuesto especial sobre la electricidad y su IVA, IGIC o IPSI, según corresponda.
Siendo cínico podría decir que estos 30 M€ (extrapolados a un año entero) reducirán las compensaciones extrapenínsulares y los costes del sistema eléctrico. Pero no lo soy.
Si se quiere legislar para que los habitantes de los territorios extrapeninsulares paguen más por su electricidad, nos parecerá bien o mal. Lo que no se puede permitir es que, por error o por malicia, se diga una cosa y luego se legisle otra.