principales hitos en la evolución de la regulación del sistema eléctrico: perspectivas de futuro juan josé alba ríos, director de regulación

Transcripción

1 principales hitos en la evolución de la regulación del sistema eléctrico: perspectivas de futuro juan josé alba ríos, director de regulación

2 El déficit de tarifa Costes de sistema 211 (M ) Tarifa de acceso y déficit 211 (M ) 7.927M 8.68 M 19.4% M 3.85 M 8.132M 19.8% 21.2% 41% M 5.11 M en M 39.6% Energía (pass through) Redes RES y déficit Impuestos Costes de acceso Tarifa de acceso Déficit de tarifa El déficit de tarifa aparece debido a que el nivel de la tarifa de acceso no es suficiente para cubrir los costes La diferencia, el déficit, se recuperará en los próximos 1 15 años El déficit implica que los consumidores no pagan una parte de los costes regulados de la electricidad en efectivo, sino a plazos 2

3 Desde el año 26 ya se habían impuesto a las empresas eléctricas importantes esfuerzos económicos para reducir el déficit Esfuerzos sectoriales (Empresas asociadas en UNESA) Millones de euros Reducción Pagos por Capacidad Tasas ENRESA y 2ª parte combustible nuclear Tributos CCAA Minoración de losderechos de CO Contratos bilateralesa precio fijo 27 Incentivo carbónnacional Bono social Peaje a la generación Planes de ahorroy eficiencia energética A) Total esfuerzos anteriores RD-Ley 13/ RD-Ley 2/ Ley 15/ RD-Ley 2/ B) Total nuevas medidas Total medidas (A+B)

4 Since 26 average revenues by grid tariffs have grown by 7%, while regulated costs have increased by 14%. The elements with the biggest contribution to the growth of regulated costs have been the support to renewable and cogeneration and the annuities to recover the tariff deficit, which have increased five-fold since 26 CNE,

5 Los costes de las ayudas al Régimen Especial Informe CEER 212 sobre las ayudas a las energías renovables en Europa Año 21 Ayuda unitario per unidad de energía consumida ( /MWh) Rep. Checa Bélgica Hungría France Italia Alemania Austria Estonia España Portugal* Suecia Lux UK Romania Eslovenia Holanda Finlandia Noruega % 5% 1% 15% 2% 25% 3% Producción final de electricidad que recibe ayudas RES (%) 5

6 Los precios de la electricidad para clientes domésticos Informe CEER 212 sobre las ayudas a las energías renovables en Europa Weight of taxes, levies Electricity Average price VAT and energy policy costs Final household 2S 211, c /KWh (%) (including RES support) consumer 2 Denmark 13,2 1,7 6, % 56% Germany 14, 7,3 4, 25.3 Cyprus 2,4,7 3, Belgium 16, 1,6 3, Spain 11,8 5,1,9 3,2 2.9 Ireland 17,6,8 2,5 2.9 Italy 14,2 4,8 1,8 2.8 Sweden Austria Portugal 13,4 14,4 1,7 3, 1,9 5,7 4,1 3,3 2, Netherlands Luxembourg United Kingdom 13,4 14,4 15,1 2, 1,3 2,9,9, France Finland 1,2 1,3 2, 2,,9 2, Greece 1,,9 1, Europa 15 13,1 3,4 2, Europa 27 13,1 2,7 2, In Spain includes RES support and recovery of tariff deficit 2 As defined by Eurostat SOURCE: Eurostat 19% 45% 15% 16% 2% 25% 18% 44% 14% 16% 1% 32% 25% 34% 2% 27% 15% 43% 19% 27% 6% 14% 5% 5% 17% 29% 23% 25% 13% 19% 17% 32% 16% 29% Energy + network price Energy policy costs (including RES) 1 Taxes VAT Including taxes, Spain is in the 5th position, 8% above EU average Taxes must be included in this comparison, since in many countries RES support is funded by taxes 6

7 Las medidas adoptadas en 212 y 213 para hacer frente al déficit RDL 13/212 Insuficiencia de las medidas adoptadas para hacer frente a las causas estructurales del déficit Sendas de reducción no realistas (29 y 21) Impacto para Endesa (M ) Reducción de la remuneración de: distribución y transporte 355 ayuda al carbón nacional, pagos por capacidad, interumpibilidad y generación extra peninsular RDL 2/212 Reducción de la remuneración de transporte y de generación extra peninsular 1 RDL 29/212 Ley 15/212 RDL 2/213 Eliminación de los limites al déficit (que estaban fijados en 1.5 M en 212 y M a partir de 213) Medidas fiscales para la sostenibilidad del sector eléctrico Impuesto para generación nuclear: ~ 5 /MWh Impuesto para generación hidroeléctrica: 11 /MWh Impuesto para ingresos de generación: 7% Impuesto para combustible: 7 /MWh (carbón) y 4,8 /MWh (CCGTs ) Los ingresos debidos a estos impuestos y a las subastas CO2 cubrirán los costes de sector eléctrico Cambios en la metodología de indexación de la remuneración regulada Sustitución del IPC por el IPC subyacente* Eliminación de la opción de remuneración con feed in premium para renovables y cogeneración: solo podrán elegir entre feed in tariff y precio de mercado * IPC subyacente: IPC a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos TOTAL (M )

8 Las medidas adoptadas en 212 y 213 para hacer frente al déficit M Total Otros gen RES + conv. cogen 1 Otros Total New taxes Generation tax Conventional generation Islands RES and cogenl New fuel taxes (coal, nat gas, fuel oil) Nuclear tax Hydro tax No premium for CSP when using fossil fuels RDL 1/212 RDL 13/212 RDL 2/ RDL 2/ Total Excluded RES+cogen of UNESA companies(141 M )

9 El mercado mayorista Average Price since Jan-23 ( /MWh) Average 48,37 Spain 43,63 The wholesale price of energy in Spain has been 1% below the average of major European countries. However, 42% of the energy has priority dispatch and receives subsidies (24% RES, 11% cogen, 7% domestic coal) SOURCE: Bloomberg. Average market price since January 1, 23 until October 31, 212

10 Ninguna tecnología del régimen ordinario recupera sus costes en el mercado Orden de mérito ( /MWh) /MWh Hidro Costes variables Amortización y retorno del capital Costes fijos Impacto medidas Ley 15/ Nuclear Carbón importado 51 CCGTs 5 Peajes fijos por uso de la red de gas Precio medio mayorista 211: 5 Precio medio mayorista 212: 47 Capacidad instalada (GW) 1

11 Las hidroeléctricas y las térmicas no están amortizadas MW Antigüedad de las centrales hidroeléctricas (años) Años vida de diseño inicial hidroeléctricas pendiente a dic Vida de diseño inicial pendiente <2 Inmovilizado bruto (M ) Inmovilizado neto (M ) C. Hidroeléctricas (a ) Ciclos combinados (a ) C. Térmicas carbón (a ) Fuente: UNESA La Situación Económico-Financiera de la Actividad Eléctrica Edición

12 Las nucleares no están amortizadas y tienen costes superiores al precio de mercado Antigüedad de las centrales nucleares (años) Coste completo de las centrales nucleares /MWh Garoña Almaraz I Almaraz II Ascó I Coste de explotación variable Coste de explotación fijo Amortización y retribución del capital Anualidad constante para: 4 años de vida Tasa de retribución del 7% d.i. 34 Cofrentes Ascó II Vandellós II Impuesto al combustible gastado (Ley 15/212) Impuesto al valor de la producción (Ley 15/212) 5 4 Trillo I Total Precios de mercado 47 49,9 (212)(211) 73 Años vida de diseño inicial pendiente a dic Vida de diseño inicial pendiente UNESA Inmovilizado bruto contable (M ) Inmovilizado neto contable (M ) C. Nucleares (a ) Último dato disponible Fuente: UNESA La Situación Económico-Financiera de la Actividad Eléctrica Edición

13 La rentabilidad de las nucleares está por debajo de lo razonable en especial en el periodo de mercado libre La rentabilidad de una nuclear no alcanza ni los intereses que paga la deuda del estado Tasa interna de rentabilidad ANAV (Ascó y Vandellós) % TIR después de impuestos TIR ANAV (Ascó y Vandellòs) Deuda del Estado a 1 años 7,2% 1,9% 7,% 9,3% 4,5% 2,% -2,9% Período total Período 1: Marco Legal Estable Período 2 (Actual): Mercado libre Período 2 (Actual): Considerando el efecto de las nuevas tasas* FUENTE: Informe auditado de Ernst&Young *TIR considerando el efecto de las nuevas tasas estimado a partir del informe de Ernst&Young 13

14 Los resultados de Nuclenor de los últimos años demuestran su fragilidad económico-financiera La cuenta de resultados de Nuclenor tampoco admite nuevos impuestos Miles de euros NUCLENOR Miles de euros Importe neto de la cifra de negocios Otros ingresos de explotación y TREI Las nucleares asumían ya los costes de residuos y desmantelamiento Aprovisionamientos (14.876) (17.188) (19.225) Gastos de personal (42.914) (4.596) (41.345) Otros gastos de explotación (41.812) (6.155) (59.449) Amortización del inmovilizado (42.4) (45.88) (47.389) Imputación subvenciones Exceso de provisiones Resultado de explotación (1.247) (15.827) Resultado financiero (2.384) (3.486) (3.25) Resultado antes de impuestos (3.631) (19.313) Impuesto sobre beneficios (5.427) Resultado neto del ejercicio 3.14 (13.234) Producción (GWh) Resultado neto unitario ( /MWh),8 (3,4) 3,6 FUENTE: Informe auditado Deloitte (29 y 21) y Ernst&Young (211) Aunque las nucleares ya asumían los costes de los residuos y desmantelamiento, se les ha vuelto a gravar por lo mismo 14

15 La retribución de las actividades reguladas no es homogénea Cuadro comparativo de remuneración entre diferentes actividades reguladas en España Distribución Eléctrica Generación islas Transporte gas y electricidad Regasificación y almacenamiento gas Tasa de Retorno 5,9% (8% reconocimiento inversiones Bono + 1%) T bond+2% T bond+3,75% T bond+3,5% Actualización activos (reducción en remuneración O&M) +2,5% +2,5% Duración amortización 4 años 25 años 4 años + extensión vida 2 años + extensión vida CAPEX de mantenimiento? Nuevos impuestos energía Impuestos regionales 7% ingresos Centimo verde para fuel oil y gas oil Impuesto carbón Una propuesta de retribución homogénea para todas las actividades reguladas incluidas las renovables sería: T bond + 3,75%, con una actualización anual del 2,5%, con lo que se obtendría una tasa de retorno (TIR) del 8% d.i. 15

16 La retribución de la distribución es la más baja de Europa Cuadro comparativo de la retribución de distribución en Europa (29 21 en /MWh) Dinamarca Irlanda Portugal Francia Noruega Holanda Alemania Italia (proforma 199/11) Italia Reino Unido RIIO Grecia España España (proforma después RDL 13/212) Ø22 16

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