Rasgos principales del nuevo modelo retributivo aplicable a la electricidad de régimen especial

Por José Giménez Cervantes

Tras la reforma de la legislación eléctrica por parte del actual gobierno, las críticas se han sucedido, sobre todo, alegando su carácter retroactivo, es decir, el hecho de que la nueva regulación modifique la rentabilidad de las instalaciones que producen energía eléctrica en perjuicio de los inversores que, cuando hicieron la inversión, confiaron en que la rentabilidad que resultaba de la legislación (de las normas reglamentarias) en vigor en dicho momento se mantendría durante toda la vida útil de la instalación.

El Tribunal Supremo y el Tribunal Constitucional han dicho que la nueva legislación no es inconstitucionalmente retroactiva. Sin embargo, ninguno de ellos se ha pronunciado aún sobre una modificación de calado operada por la nueva normativa (aunque cuando escribe estas líneas el Tribunal Supremo ha abierto plazo para decider si plantea o no cuestion de inconstitucionalidad) A eso van dedicadas las siguientes líneas. Como se comprobará, la principal diferencia con el régimen previgente consiste en que el legislador tiene en cuenta, para asegurar la rentabilidad razonable a los inversores, la obtenida por éstos desde que la central eléctrica entró en funcionamiento y, naturalmente, si hasta la reforma, el inversor había obtenido una elevada rentabilidad, su retribución en los años futuros se reducirá notablemente.

 

El modelo retributivo anterior

Hasta la aprobación del RDL 9/2013, los productores de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos (integrados en el llamado “régimen especial”) percibían una retribución ligada a cantidad de energía eléctrica producida. Esa retribución consistía en la percepción de la llamada “tarifa regulada”, fijada en c €/Kwh, que se percibía en dos partes: (i) el precio de mercado de la electricidad, que se cobraba en el propio mercado y (ii) la denominada “prima equivalente” (que se pagaba por la Comisión Nacional de Energía, “CNE”) que consistía en la diferencia entre el precio de mercado y la cantidad reconocida como tarifa regulada para cada tipo de instalación[1].

Como resulta del Plan de Fomento de Energías Renovables 2005-2010, la metodología empleada por el Gobierno para el cálculo de las primas y la tarifas regulada partió del establecimiento, para cada tipología de instalación, de un “caso base”. De este modo, el Gobierno calculó las principales variables que determinan la rentabilidad de un proyecto: costes de construcción, horas de funcionamiento previstas, vida útil, gastos de operación y mantenimiento, previsiones de producción y cálculo de una “tasa de rentabilidad razonable con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales”.

En este sentido, el artículo 30.4 de la LSE de 1997 disponía que

“El régimen retributivo de las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial se completará con la percepción de una prima, en los términos que reglamentariamente se establezcan, en los siguientes casos: (…)

Para la determinación de las primas se tendrá en cuenta el nivel de tensión de entrega de la energía a la red, la contribución efectiva a la mejora del medio ambiente, al ahorro de energía primaria y a la eficiencia energética, la producción de calor útil económicamente justificable y los costes de inversión en que se haya incurrido, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales”.

Como puede verse, se consideraron multitud de factores, y no solo los costes de inversión.

Asimismo, a la hora de calcular esa tasa de retorno, el Gobierno tomó en consideración la necesidad (en el año 2007) de incentivar la construcción de instalaciones de origen renovable y de cogeneración, con el fin de conseguir los ambiciosos objetivos establecidos en la normativa comunitaria sobre fomento de las renovables y eficiencia energética. Como sucede con cualquier actividad incentivada, cuando mayor inversión desee el Gobierno para una actividad con retribución regulada, mayor debe ser la rentabilidad ofrecida.

En este sentido, hay que recordar que en la nota de prensa emitida por el Consejo de Ministros el día de la aprobación del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo (“RD 661/2007”) (el antecesor del modelo instaurado por el RDL 9/2013) decía que

“En cuanto a la rentabilidad se refiere, la nueva regulación garantiza un porcentaje medio del 7 por 100 a una instalación eólica e hidráulica en el caso de optar por ceder su producción a las distribuidoras, y una rentabilidad entre el 5 por 100 y el 9 por 100 si participa en el mercado de producción de energía eléctrica. Para otras tecnologías que es necesario impulsar por su limitado desarrollo, como la biomasa, el biogás o la solar termoeléctrica, la rentabilidad se eleva al 8 por 100 en la cesión de la producción a las distribuidoras y entre un 7 y un 11 por 100 si participan en el mercado”.

De esta nota de prensa resulta claramente que no había una rentabilidad “estándar”, sino que el Gobierno la había modulado en atención al mayor o menor interés que tenía en incentivar una determinada tecnología.

Esta retribución se recibía (respecto de ciertas tecnologías, como la fotovoltaica) durante un determinado número de años y por un número máximo de horas anuales (por el resto de horas sólo se recibía el precio de mercado).

 

La reforma operada por el RDL 9/2013

El RDL 9/2013 modifica completamente este sistema, de manera que ahora los productores de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos (incluyendo las instalaciones que ya se encuentren en funcionamiento) percibirán, además del precio de mercado de la electricidad que produzcan, una retribución ligada a los costes estándar de inversión y de explotación de cada tipo de instalación, y a los ingresos recibidos en el mercado.

Por lo tanto, en el nuevo régimen ya no se consideran factores tales como

“el nivel de tensión de entrega de la energía a la red, la contribución efectiva a la mejora del medio ambiente, al ahorro de energía primaria y a la eficiencia energética, la producción de calor útil económicamente justificable”.

En concreto, cada instalación recibirá

• una “retribución a la inversión”, calculada en €/MW de potencia instalada, independientemente de la electricidad producida; y
• en ciertos casos (tecnologías cuyos costes de explotación sean superiores al precio de mercado, como sucede con la cogeneración o la solar) podrá reconocerse también una “retribución a la operación”, calculada en €/MWh producido.

La idea que preside la nueva regulación es que el importe de los incentivos a abonar a cada tipo de productor será una cantidad equivalente a lo que el productor no pueda recuperar en el mercado de la electricidad compitiendo con el resto de tecnologías, de tal forma que en conjunto pueda recuperar los costes de construcción y de explotación en que incurriría una “empresa eficiente y bien gestionada”, más una rentabilidad razonable. De este modo, si los costes totales de construcción y la rentabilidad sobre esa inversión son 100 y la empresa puede recuperar en el mercado 80, la retribución con cargo al sistema eléctrico ha de ser de 20.

Dice el artículo 30.4 de la LSE de 1997 (en redacción dada por el RDL 9/2013) que:

“Adicionalmente y en los términos que reglamentariamente por real decreto del Consejo de Ministros se determine, a la retribución por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado, las instalaciones podrán percibir una retribución específica compuesta por un término por unidad de potencia instalada, que cubra, cuando proceda, los costes de inversión de una instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de la energía y un término a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de dicha instalación tipo...

Este régimen retributivo no sobrepasará el nivel mínimo necesario para cubrir los costes que permitan competir a las instalaciones en nivel de igualdad con el resto de tecnologías en el mercado y que posibiliten obtener una rentabilidad razonable por referencia a la instalación tipo en cada caso aplicable”.

Esta rentabilidad razonable será única para todas las tecnologías. En el caso de las instalaciones que a la fecha de la entrada en vigor del RDL 9/2013 tuvieran derecho a un régimen económico primado, la rentabilidad razonable girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en el mercado secundario de los diez años anteriores a la entrada en vigor del RDL 9/2013 de las Obligaciones del Estado a diez años incrementada en 300 puntos básicos, de modo que la rentabilidad en ese periodo será de, aproximadamente, el 7,5% (en concreto, del 7,503%, como indica el apartado 1.3 del Anexo VI de la Orden de 2014). Esta tasa se aplicará hasta 31 de diciembre de 2019, cuando terminará el primer periodo regulatorio.

De este modo, para las tecnologías en que los costes de operación y mantenimiento son superiores a los ingresos de mercado, (i) la retribución a la inversión cubriría la recuperación de toda la inversión y de la tasa de retorno, y (ii) la retribución a la operación cubriría la diferencia entre los costes estándar de operación y mantenimiento y los ingresos de mercado.

Gráficamente expuesto, sería así:

Dado que los costes e ingresos de las distintas tecnologías y, dentro de cada tecnología, de los distintos tipos de instalaciones (dependiendo de su potencia, fecha de construcción, ubicación, etc.), son diferentes, se prevé la definición de “instalaciones tipo”.

 

Reglas aplicables al cálculo de la retribución a la inversión y de la retribución por operación

Se establecen periodos regulatorios de seis años y semiperiodos de tres años. El primer periodo regulatorio, como se ha dicho, termina el 31 de diciembre de 2019.

 

La retribución a la inversión

Según el RD 413/2014, y expuesto en términos muy sencillos, la “retribución a la inversión” del primer periodo regulatorio para cada una de las tipologías de instalaciones que ya estén en funcionamiento se calculará del siguiente modo:

• Se suma (actualizado a julio de 2013 con la tasa de rentabilidad del 7,5%) el “valor estándar de inversión por MW” y el “coste estándar de explotación por MW” de cada categoría de instalación, es decir, lo que a una empresa eficiente y bien gestionada le habría costado construir la instalación, mantenerla y operarla desde la fecha de su entrada en operación hasta la de entrada en vigor del RDL 9/2013.

Para hacer más fácil la comprensión del modelo, imaginemos una instalación tipo de 10 MW, construida en el año 2003, con un valor estándar de inversión de 100€ por MW, unos costes estándar de explotación 50€ anuales y una vida útil regulatoria de 20 años.

Así pues, los costes de instalación, mantenimiento y operación de una planta a julio de 2013 sería de 2.250€: (a) Valor estándar de inversión: 100€ x 10MW = 1.000€, actualizado desde 2003 hasta 2013 a un 7,5 anual: 1.000€ + (7,5% de 1.000€ x 10 años) = 1.750€. (b) Coste estándar de explotación: 50€ x 10 años = 500€

• Al importe resultante (2.250€ en nuestro ejemplo) se le restan los “ingresos totales estándar por MW valorados al precio de mercado de producción” obtenidos por la instalación desde su entrada en operación, también actualizado a la fecha de entrada en vigor del RDL 9/2013 aplicando la tasa de rentabilidad del 7,5%.

Así pues, no se considerarán los ingresos de cada concreta instalación, sino los ingresos medios de cada tipología de instalación.

Siguiendo con nuestro ejemplo, imaginemos que los ingresos medios, actualizados al año 2013, han sido de 800€.

• El resultado es el llamado “valor neto de inversión”, es decir, la cantidad de costes de inversión y de explotación que el titular de la instalación no ha podido recuperar en el mercado desde la puesta en marcha de la instalación hasta el 14 de julio de 2013.

En nuestro ejemplo, el valor neto de inversión a julio de 2013 es de 1.450€ (2.250€ – 800€).

Como puede verse, el Gobierno ha decidido que la rentabilidad percibida por el titular de la instalación por encima del 7,5%, desde la fecha de su entrada en operación hasta la fecha de entrada en vigor del RDL 9/2013, sirva para reducir el valor neto de inversión pendiente de recuperación en julio de 2013.

Así, podría suceder que un tipo de instalación que haya sido muy rentable (porque ha obtenido en el pasado unos ingresos medios que le proporcionaron una rentabilidad superior al 7,5% anual del valor de inversión), tenga en 2013 un valor neto de inversión inferior al que le correspondería en un escenario de amortización lineal de la inversión durante su vida regulatoria, por lo que recibirá en el futuro una retribución a la inversión más baja de la que correspondería en función de los años transcurridos (o incluso puede que el valor de inversión sea negativo o equivalente a 0).

• Para calcular la retribución a la inversión a abonar desde la entrada en vigor del RDL 9/2013 y durante cada año de la vida regulatoria residual de la instalación (a) se suma al valor neto de inversión, los costes de explotación esperados hasta el final de la vida útil regulatoria de la instalación y (b) se restan los ingresos de mercado esperados hasta ese mismo momento (en ambos casos, se descuenta su importe a julio de 2013 mediante la aplicación de la tasa de rentabilidad del 7,5%); (c) finalmente, se calcula la retribución anual a percibir de modo que el importe anual sea el mismo todos los años hasta el final de la vida útil regulatoria.

Es decir, lo que se hace es calcular qué parte de los costes no recuperados en el mercado hasta julio de 2013 y de los que se van a generar en el futuro, no se podrán recuperar en el mercado hasta el final de la vida útil de la instalación.

Siguiendo con nuestro ejemplo anterior, si se considera que hasta el final de la vida útil los ingresos van a ser de 1.100 y los costes de 500 (1.100-500=600), entonces los costes que la instalación no puede recuperar en el mercado durante toda su vida útil regulatoria serán de 850€ (1.450€ – 600€).

Por lo tanto, la retribución a la inversión de esta planta tipo será de 850€, que se cobrarán en los diez años que le restan de vida útil regulatoria.

 

La retribución a la operación

Como hemos adelantado, la “retribución a la operación” será de aplicación exclusivamente a aquellas tecnologías cuyos costes de explotación sean superiores al precio medio estimado del mercado (sin incluir pagos por capacidad).

De acuerdo con el RD 413/2014, el MINETUR aprobaría los parámetros aplicables a cada tipo de instalaciones renovables, de cogeneración y residuos. En este sentido, una Orden Ministerial de 2014 establece más de 1.600 instalaciones tipo distintas en función de muy diversos parámetros (tecnología, potencia, antigüedad, sistema eléctrico, ubicación geográfica, etc.).

Para completar el análisis del nuevo modelo, haremos referencia a las

Revisiones

que prevé el artículo 14 de la LSE de 2013:

• En la revisión que corresponda a cada período regulatorio de seis años se podrán modificar todos los parámetros retributivos y, entre ellos, el valor sobre el que girará la rentabilidad razonable en lo que reste de vida regulatoria de las instalaciones tipo que se fijará legalmente. En ningún caso, una vez reconocida la vida útil regulatoria o el valor estándar de la inversión inicial de una instalación, se podrán revisar dichos valores. Es decir, cada seis años (como se ha dicho, el primer periodo regulatorio termina el 31 de diciembre de 2019) se podrá revisar la tasa de rentabilidad. La nueva tasa se aplicará solo al nuevo periodo regulatorio (no retroactivamente).
• Cada tres años se revisarán para el resto del período regulatorio las estimaciones de ingresos por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción, en función de la evolución de los precios del mercado y las previsiones de horas de funcionamiento. Asimismo, se ajustarán los parámetros retributivos en función de las desviaciones del precio del mercado respecto de las estimaciones realizadas para el período de tres años anterior.
• Al menos anualmente se actualizarán los valores de retribución a la operación para aquellas tecnologías cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible.