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2 2012 UNESA Asociación Española de la Industria Eléctrica Paseo de la Castellana 141, pl Madrid Teléfono: Fax: Depósito Legal: M Diseño e impresión: Reversible Art Teléfono:

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5 ÍNDICE RESUMEN EJECUTIVO...07 INTRODUCCIÓN...11 Principales magnitudes del Sector Eléctrico español...11 Organización del suministro eléctrico en España...12 Integración internacional del mercado eléctrico español...16 Rentabilidad de la actividad eléctrica en España...17 Causas y evolución del endeudamiento...26 El impacto del déficit tarifario...30 El riesgo regulatorio...32 LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN...35 Organización de la actividad de generación...35 Problemática actual de la actividad de generación...43 Precio del mercado de generación...58 Rentabilidad de la actividad de generación...61 LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN...67 Organización de la actividad de distribución...67 Retribución y rentabilidad de la actividad de distribución...69 Problemática actual de la distribución...73 LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN...77 Organización de la actividad de comercialización...77 Problemática actual de la actividad de comercialización...79 Rentabilidad de la actividad de comercialización...81

6 EL COSTE DEL SUMINISTRO Y LA TARIFA ELÉCTRICA...85 Relación entre el coste de suministro, las tarifas y el déficit tarifario...85 Evolución futura de los costes de suministro...90 Estrategias para la eliminación del déficit tarifario...91 Desglose de la factura eléctrica Comparación internacional de los precios...94 ANÁLISIS DE LA PRESIÓN FISCAL DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD EN ESPAÑA...97 Tributación estatal en el sector eléctrico. Impuesto sobre Sociedades...98 Tributación autonómica en el sector eléctrico. Impuestos Medioambientales...99 Tributación local en el sector eléctrico. Impuesto sobre Bienes Inmuebles de Características Especiales (BICES) EFICIENCIA Y PRODUCTIVIDAD Productividad del trabajo, capital e inputs intermedios Análisis de productividad y costes unitarios de los factores de producción La eficiencia energética de la economía española Gestión de la demanda y modelo energético español ANEXOS ANEXO 1. Estados financieros de las actividades eléctricas en España (UNESA) ANEXO 2. Vida útil económica de los distintos grupos y centrales, dependiendo de las distintas tecnologías ANEXO 3: Nota metodológica sobre el cálculo del coste medio ponderado del capital (WACC) ANEXO 4. El déficit de tarifa a ANEXO 5. Algunos errores habituales en torno al debate sobre el coste y la rentabilidad de las instalaciones de producción de energía eléctrica ANEXO 6. Nota metodológica sobre productividad ANEXO 7. Nota metodológica sobre las tablas input-output ANEXO 8. Informe especial de procedimientos acordados sobre información financiera encargado a Ernst&Young GLOSARIO BIBLIOGRAFÍA...217

7 RESUMEN EJECUTIVO El objetivo de este libro es explicar la realidad de la situación económicofinanciera de las actividades eléctricas realizadas en España por las empresas asociadas en UNESA, así como describir algunos elementos regulatorios relevantes del sector eléctrico y sus consecuencias económicas. Los estados financieros que sirven de base para el estudio abarcan el periodo , pero la atención se centra en lo sucedido en este último año. Las empresas de UNESA han experimentado, desde la liberalización del sector en 1998, una muy notable evolución en la organización de sus actividades. De dedicarse exclusivamente a la operación de actividades eléctricas en España, han llegado a ser empresas globales, con intereses en muchos países, y diversificadas, con negocios distintos a escala nacional e internacional. Mientras que en el año 1998 las actividades en España aportaban el 93% de la cifra de negocios de las empresas de UNESA, en el año 2010 éstas apenas representan el 35% de la cifra de negocios consolidada de los grupos eléctricos integrados en UNESA. Por ello, además del análisis de la situación económico-financiera de los grupos empresariales eléctricos en su conjunto, cobra especial interés el estudio de los resultados económicos y de la posición financiera de las actividades eléctricas en España, a fin de determinar la capacidad de las empresas de atraer los recursos necesarios para asegurar el suministro eléctrico a mínimo coste y en las condiciones de calidad que desean los consumidores. En este sentido, debe destacarse que, en los últimos años, y también en 2010, la rentabilidad de las actividades eléctricas en España ha sido inferior tanto a la de las actividades internacionales como a la de las actividades no eléctricas en España. La rentabilidad obtenida por las empresas de UNESA por la explotación se sus activos en España ha sido en 2010 del 4,5%, cifra inferior a la tasa de coste promedio de los capitales utilizados en su financiación, que ha sido del 6,3%. Se produce así una destrucción de valor, que dificulta seriamente su capacidad de atracción de los recursos necesarios para la financiación de sus actividades. 7

8 Además, parte de esos recursos han debido emplearse obligatoriamente en la financiación de una operación ajena al normal tráfico empresarial, el déficit de tarifa generado por la diferencia negativa entre lo recaudado por éstas y los costes reconocidos del sistema eléctrico. A 31 de diciembre de 2010, el déficit acumulado desde 2000 superaba los millones de euros, un 2% del PIB, y las empresas retenían en sus balances y financiaban con su endeudamiento un importe de millones de euros. La producción en régimen ordinario se vende en un mercado mayorista cuyo precio se sitúa habitualmente entre los más bajos de los paises de nuestro entorno. Además, el precio de la energía supone cada vez menos en la factura de los consumidores. Si el precio final de suministro a los consumidores ha aumentado en los últimos años no es por una supuesta falta de competencia o por mal funcionamiento del mercado eléctrico, pues, de cada 100 euros gastados en energía eléctrica por un consumidor final, tan sólo 22,7 corresponden a la energía adquirida en el mercado. El déficit tarifario tiene su origen en la renuncia de los sucesivos gobiernos a incrementar las tarifas eléctricas en cuantía suficiente para dar respuesta a la evolución de los costes regulados, cuyo monto se ha multiplicado por tres y medio en los últimos diez años. Este aumento de los costes regulados se debe, fundamentalmente, al incremento del coste de las primas y tarifas del régimen especial, que constituyen, con gran diferencia, el más importante de los componentes de coste de la tarifa (superan al transporte y la distribución juntos) y el que crece más deprisa. La producción de régimen especial tiene un peso creciente, en el mix, y alcanzó el 35% de la demanda en 2010, pero su naturaleza intermitente obliga a la instalación de potencia de respaldo para la cobertura de situaciones de punta de demanda. El aumento de la potencia de alta disponibilidad, no adecuadamente retribuida, repercute sobre la rentabilidad de la actividad de generación, que, con un 3,4%, dista mucho de ser suficiente para la retribución de los capitales en ella invertidos, que tienen un coste medio del 6,4%. El mercado minorista está completamente liberalizado, pero la existencia de tarifas de último recurso continúa obstaculizando el desarrollo de la competencia en comercialización. 8 En relación con la distribución, ésta ha sido tradicionalmente la gran olvidada, con una retribución insuficiente y que no daba las señales económicas adecuadas para las inversiones. Con la aplicación del RD 222 se han dado pasos hacia

9 la normalización desde esta actividad, pero su retribución sigue estando entre las más bajas de Europa. La distribución tiene potencial para convertirse en un motor de la actividad económica, pues exigirá en el futuro inversiones muy significativas, no sólo para adaptar las redes a los requerimiento de la incorporación de nuevas energías, sino también para controlar la demanda y favorecer la eficiencia energética y para contribuir al desarrollo de vehículos eléctricos. Pero para ello se requiere una importante mejora del modelo retributivo de esta actividad. La descripción de la situación económico-financiera de la actividad eléctrica en España que se hace en este libro permite, por lo tanto, poner de manifiesto los perjuicios que para los consumidores y la competitividad de la economía española (y su capacidad de creación de empleo) tendría un sector eléctrico incapaz de atraer el capital necesario para seguir invirtiendo y proporcionando el suministro eléctrico de forma eficiente y en las condiciones de calidad que la sociedad española exige. 9

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11 INTRODUCCIÓN Principales magnitudes del Sector Eléctrico español El sector eléctrico desempeña un papel esencial dentro de la economía española. Todos los sectores económicos son consumidores de electricidad, por lo que se trata de un suministro de especial relevancia dentro de la economía, no solamente como insumo intermedio (es decir, empresas y comercios) sino también como bien de consumo final (es decir, consumo doméstico). Las actividades eléctricas desarrolladas en España proporcionan empleo directo a unos trabajadores, y en el año 2010 generaron un empleo total (incluyendo puestos de trabajo generados de forma indirecta o inducida) de más de trabajadores. UNESA agrupa a las principales empresas del sector. La actividad eléctrica desarrollada en España por estas empresas, aporta un valor añadido bruto de millones de euros, lo que supone alrededor de un 1,2% del PIB. Desde la apertura de los mercados eléctricos a la competencia en España en 1998, y la posterior liberalización de otros mercados europeos, se ha producido una importante reorganización del sector. Así mientras que en 1998 el suministro eléctrico era proporcionado básicamente por cuatro grupos empresariales, en la actualidad hay más de 900 agentes inscritos que compiten en la actividad de generación de electricidad y más de 180 que compiten en su comercialización (Listado de agentes en base de datos de OMIE). Tal y como señala la CNE en su último informe sobre la evolución de la competencia, el grado de concentración en el mercado de generación en España es inferior al de la mayoría de países europeos 1. Al mismo tiempo, se ha producido un fuerte proceso de internacionalización de las empresas eléctricas. De nuevo, mientras que en 1998 el capital y la actividad de las empresas eran fundamentalmente españoles, en la actualidad, todas las empresas eléctricas se encuentran integradas en grupos con presencia internacional. 1 Informe sobre la evolución de la competencia en los mercados de gas y electricidad. Periodo CNE, septiembre 2011, pág

12 En resumen, el sector eléctrico español es un sector esencial para el buen funcionamiento de la economía española y su competitividad, pero las empresas no tienen una vocación limitada al mercado nacional, ni por sus ventas, ni por su accionariado. Por ello, es esencial que las empresas puedan desarrollar su actividad con las mayores garantías jurídicas y regulatorias. La internacionalización de las empresas hace que la actividad eléctrica en España tenga que ser capaz de atraer los recursos necesarios en competencia con otros mercados eléctricos extranjeros que puedan necesitar esos mismos recursos. No tiene sentido analizar la situación económico-financiera global de los grupos empresariales eléctricos. El menor peso de la actividad eléctrica en España en el negocio de las empresas exige identificar y analizar la situación económico-financiera de sus actividades en el mercado eléctrico español, para determinar su capacidad de atraer los recursos necesarios para asegurar el suministro eléctrico a mínimo coste y en las condiciones de calidad que desean los consumidores en España. Este es, precisamente, el objetivo de este libro. Organización del suministro eléctrico en España La actividad de suministro eléctrico se puede desagregar en las siguientes actividades: generación, transporte, distribución y comercialización. Cada una de estas actividades exhibe características diferentes que recomiendan una organización distinta en cada caso. La Ley del Sector Eléctrico establece que el objetivo de la regulación es asegurar el suministro eléctrico a mínimo coste, dentro de las restricciones que supone el cumplimiento de las condiciones de seguridad y calidad que desean los consumidores, y dentro del respeto al medioambiente. En el caso de las actividades de transporte y distribución, se trata de actividades que constituyen monopolios naturales, con costes marginales decrecientes. Las empresas encargadas de la prestación de estos servicios tendrían, en ausencia de regulación, capacidad e incentivos para restringir la oferta e incrementar los precios por encima de los costes de suministro. Tal comportamiento llevaría a un suministro y un consumo ineficientes, por lo que la Ley del Sector Eléctrico ha establecido que estas actividades sean reguladas, para garantizar la transparencia, no discriminación y minimización del coste final para los clientes. 12 En la actividad de distribución el legislador ha optado por que su retribución venga determinada por lo que se denomina regulación por incentivos.

13 En el caso de la actividad de transporte, la regulación implantada es una regulación por costes donde las inversiones pueden fiscalizarse de forma individual, tanto en su retribución, como en las bonificaciones y penalizaciones asociadas. Estos modelos regulatorios, de amplia implantación en el resto del mundo, tienen por finalidad que las actividades de transporte y distribución se desarrollen a mínimo coste, dentro de los parámetros de calidad que establece la normativa, de forma coherente con los objetivos establecidos en la Ley. En el caso de las actividades de generación y comercialización, se trata de actividades liberalizadas que se desarrollan en mercados competitivos. De esta forma, se asegura que dichas actividades se realizan a mínimo coste, tal como establece la Ley. Tanto en el caso de la generación como de la comercialización, la competencia entre agentes asegura que el suministro es proporcionado por aquellos agentes que son capaces de suministrar los servicios necesarios a mínimo coste. Los agentes compiten por ser los más económicos, y la posibilidad de obtener rentas que exceden al coste del capital (WACC 2 ) induce a los agentes a desarrollar inversiones cuando anticipan que podrán proporcionar un determinado servicio, con las garantías de calidad exigidas, a un menor coste que la competencia. La competencia entre los agentes hace que el precio del mercado refleje las ganancias de eficiencia y que, de este modo, dichas ganancias se trasladen a los consumidores como un menor precio del mercado. Por lo tanto, es la propia competencia la que asegura el cumplimiento de los objetivos establecidos en la Ley. Intervenir en el Intervenir en el funcionamiento y resultados del mercado funcionamiento del mercado, no permitiendo que las empresas perciban las rentas que resultan de su mayor competitividad con respecto al resto de empresas, impide una correcta asignación de recursos. En efecto, si las empresas no pueden retener los mayores beneficios que se derivan de sus ventajas competitivas, se reducen sus incentivos a invertir y desarrollar las tecnologías con menor coste. Por ello, intervenir en el mercado implica un mayor coste de suministro para los consumidores. El correcto funcionamiento del modelo se basa en la posibilidad de las empresas... En resumen, el modelo organizativo de las distintas actividades del sector eléctrico difiere según las características propias de cada actividad. En el caso de las actividades de transporte y distribución, los costes de suministro se minimizan a través de un modelo de regulación por costes o por incentivos. En el caso de las actividades 2 Weighted Average Cost of Capital (Coste Medio Ponderado del Capital). Véase nota metodológica en el Anexo 3. 13

14 de generación y comercialización, los costes de suministro se minimizan a través de un modelo liberalizado y de libre competencia. Sin embargo, en todas las actividades, el correcto funcionamiento del modelo se basa en la posibilidad de las empresas de retener los beneficios o pérdidas que deriven de que sus decisiones sean acertadas o equivocadas. Interferir en la capacidad de las empresas de retener dichos beneficios no solamente incrementa el riesgo regulatorio y desincentiva las inversiones, aun cuando éstas sean eficientes, sino que impide el correcto funcionamiento del sector, en contradicción con los objetivos marcados en la Ley del Sector Eléctrico. Evidentemente, estos efectos no se perciben a corto plazo. A corto En el medio plazo, los inversores plazo es posible incumplir estos requisitos y detraer ingresos de (accionistas) demandarán las empresas eléctricas bajo la premisa de que ellas también deben hacer un esfuerzo. Sin embargo, las empresas ya han hecho rentabilidades acordes con el nivel de riesgo incurrido todos sus esfuerzos para poder competir con éxito en el mercado, en el caso de las actividades liberalizadas, o con respecto a la fórmula retributiva establecida, en el caso de las actividades reguladas. Detraerles ingresos, mediante normativa específica, puede reducir a corto plazo el impacto económico sobre los consumidores, pero no hay que confundir esta detracción de ingresos de las empresas con una mayor eficiencia económica del sistema. Se trata simplemente de una transferencia de rentas desde los accionistas de las empresas a los consumidores eléctricos. A medio plazo, sin embargo, como ya se ha señalado, el resultado será que los inversores pasarán a demandar una mayor rentabilidad antes de proporcionar financiación, y las empresas optarán por dedicar sus recursos a mercados en los cuales el riesgo regulatorio sea menor, reduciéndose así la seguridad, calidad y eficiencia en la provisión del servicio en España. 14 Tampoco se justifica exigir un esfuerzo a las empresas eléctricas Las empresas eléctricas no son bajo la premisa de que han sido las causantes del déficit tarifario, las causantes de los desajustes definido como la insuficiencia existente entre los pagos de los consumidores por su consumo eléctrico y los costes de su generación, tarifarios transporte y distribución, que actualmente amenaza la estabilidad del sistema. El precio del mercado eléctrico mayorista es de los más bajos de entre los países de nuestro entorno, y la retribución de la distribución es igualmente baja en comparación con la media europea. El problema de fondo proviene de los altos costes económicos que originan los compromisos internacionales, asumidos por el Gobierno español para la promoción de las energías renovables, y de la falta de voluntad del Gobierno para trasladar esos costes a las tarifas. Se trata de unos objetivos relacionados con el porcentaje del consumo de energía final (es decir, no solamente del consumo de electricidad) que debe proceder de fuentes renovables cuyo alto coste económico no se ha traslado oportunamente al consumidor final, originando el déficit tarifario anteriormente comentado.

15 Como ejemplo puede citarse el desarrollo de la energía fotovoltaica que en el plazo de 7 años ha supuesto un encarecimiento del sistema de millones de euros a pesar de que su contribución en términos energéticos ha sido tan sólo del 0,75% en ese período y del 2% en Por lo tanto, intervenir los ingresos de las empresas eléctricas bajo un supuesto criterio de equidad no solamente no sería equitativo, ya que las empresas eléctricas no han causado el déficit en modo alguno, sino que obstaculizaría su capacidad de atraer capital en el futuro, resultando en un empeoramiento de la calidad y seguridad de suministro, al tiempo que se incrementará el precio del mercado al detraerse las inversiones futuras, en perjuicio de los consumidores. En términos económicos, el suministro eléctrico representa un coste medio mensual para los hogares españoles de 51 euros. Se trata, En términos económicos, el suministro eléctrico representa un por lo tanto, de un coste moderado para la mayoría de las familias, coste medio mensual inferior al coste de otros servicios básicos o incluso de otros productos o servicios de consumo discrecional. Sin embargo, por motivos históricos las variaciones en las tarifas tienen un gran impacto en la opinión pública y se convierten en una cuestión de notable interés político. Ello dificulta que los incrementos en los costes se trasladen a las tarifas, aun cuando dichos incrementos están plenamente justificados. El resultado es un creciente déficit tarifario cuya solución fácil es reducirlo, al menos parcialmente, mediante una detracción de los ingresos de las empresas. Sin embargo, realizar esa detracción sería una mera redistribución de rentas que no conllevaría ni induciría una mayor eficiencia sino que, de hecho, a medio plazo implicaría una reducción en las inversiones, una menor eficiencia y un mayor coste de suministro, en perjuicio de los consumidores. El sistema eléctrico debe garantizar la seguridad de suministro, el menor nivel de emisiones posible y el menor coste de la energía eléctrica generada. La creciente penetración de fuentes de energía renovable que lleva aparejado ese objetivo está modificando el modelo productivo eléctrico. La introducción masiva de las nuevas energías tensiona la estabilidad del sistema, no sólo la económica sino también la operativa, aumentando la complejidad y dificultad en la operación segura y fiable del sistema. Asimismo, aumentan las necesidades de potencia firme flexible que puedan dar soporte a la falta de firmeza de las energías renovables. Nos encontramos, por lo tanto, ante un nuevo modelo de producción, que conlleva acometer importantes inversiones que van a exigir que las empresas puedan acudir, con éxito, a los mercados de capitales internacionales, ofreciendo las necesarias garantías de estabilidad regulatoria y suficiencia de ingresos. 15

16 Integración internacional del mercado eléctrico español Aunque resulta frecuente referirse al mercado eléctrico en el cual compiten las empresas ubicadas en España como el mercado eléctrico español, la realidad es que el alcance geográfico de este mercado eléctrico es mucho más amplio, por varios motivos. En el caso de la actividad de generación, son frecuentes las referencias a que se trata de una isla, separada de los sistemas o mercados de países vecinos. Sin embargo, la realidad es bien distinta. El mercado en el cual compiten los generadores tiene un ámbito, al menos, ibérico. Desde julio de 2007, los generadores españoles y portugueses remiten sus ofertas de generación a un mismo operador del mercado, quien determina el precio del mercado considerando todas las ofertas de forma simultánea y conjunta. Solamente en el caso de que las interconexiones entre España y Portugal estén saturadas se determina un precio distinto en cada país. En este sentido, cabe señalar que desde 2009, las interconexiones han estado saturadas menos de un 23% de las horas, de modo que en el 77% restante, el precio del mercado se ha determinado como si no hubiera ninguna limitación en las interconexiones, de tal modo que la competencia se desarrolla en un ámbito, como mínimo, ibérico. Asimismo, está previsto que la capacidad de interconexión con Portugal se incremente a MW en breve, de tal modo que prácticamente desaparecerán las congestiones en la interconexión. El mercado eléctrico español está también interconectado con el El modelo eléctrico español está francés y, con ello, con el resto de mercados eléctricos continentales. España ha pasado de ser un país netamente importador de interconectado electricidad a través de la interconexión con Francia, a ser un país netamente exportador, por sus menores precios en la mayoría de los períodos. Es reseñable asimismo que en 2010 las interconexiones con Francia no estuvieron saturadas en casi un 90% de las horas. De hecho, cuando las interconexiones se encuentran saturadas, dicha saturación tiende a ser en sentido exportador, de tal modo que los generadores españoles se encuentran presionados por la competencia de generadores ubicados en el resto del continente europeo prácticamente el 100% de las horas. Reforzando esta presión competitiva, está previsto que en 2012 el mercado eléctrico ibérico se integre con el del resto de mercados mayoristas europeos a través de un sistema común de aceptación de ofertas de los generadores y asignación de capacidad de interconexión con criterios de mínimo coste (un procedimiento que se denomina: acoplamiento de mercados ). 16 Los márgenes y resultados de la Actividad Eléctrica desarrollada en España representan La creciente internacionalización de las empresas en el desarrollo de sus negocios ha hecho que la cifra de negocio de la actividad eléctrica en España haya venido disminuyendo a lo largo del período en relación con la cifra de negocio total de las

17 empresas. Hoy en día, la actividad eléctrica en España de las empresas del sector agrupadas en UNESA representa en torno a una tercera parte del total de negocios de las mismas, es decir, de un negocio global que incluye la actividad eléctrica en el extranjero y otros negocios de diversificación nacionales y extranjeros. Efectivamente, tal como se muestra en el gráfico 1. La Cifra de Negocios de la actividad eléctrica en España ha venido disminuyendo a lo largo del período en relación con la Cifra de Negocios total de las empresas. Así, en 2010, la Cifra de Negocios de la actividad eléctrica desarrollada en España representa solamente un 35% del total. Paralelamente, el peso relativo de las actividades en el Resultado Neto de Explotación (EBIT) ha evolucionado de manera similar a lo largo del período, de forma que, hoy en día, los negocios distintos de la actividad eléctrica en España representan alrededor del 43% del Resultado Neto de Explotación global. Gráfico 1 Cifra de Negocios de la actividad eléctrica en España (UNESA) 2010 (%)* Actividad Eléctrica en España Otras actividades 100% 80% 60% 40% 20% 0% *Para el año 2010 se considera fusionadas Gas Natural y Unión Fenosa Fuente: Memoria Estadística de UNESA y Elaboración Propia. Rentabilidad de la actividad eléctrica en España A partir de 2003, la rentabilidad de las actividades no eléctricas y de las actividades emprendidas fuera de España, supera a la rentabilidad de las actividades eléctricas en España. El gráfico 2 muestra la evolución de las rentabilidades de la actividad eléctrica en España (generación, transporte, distribución y comercialización) y del resto de actividades, medidas por la relación entre el resultado de explotación después de impuestos y el valor neto de los activos empleados en las respectivas actividades (Return On Assets, ROA). 17

18 Gráfico 2 Evolución de la rentabilidad de la actividad eléctrica en España (UNESA) y del resto de las actividades (%) 7,9 7,9 7,6 5,4 5,9 6,0 6,0 5,6 6,5 6,5 5,9 4,0 3,5 4,0 5,7 5,6 5,7 5,0 5,2 ROA Actividad Eléctrica en España 5,2 5,4 4,5 ROA Otras actividades Fuente: Memoria Estadística de UNESA y elaboración propia. Durante los primeros ejercicios mostrados, la rentabilidad de las actividades eléctricas de España supera a la de las otras actividades, por tratarse éstas últimas de inversiones recientes, en fase de maduración. No obstante, a partir de 2003, la rentabilidad de las actividades no eléctricas y de las actividades emprendidas fuera de España siempre ha superado a la rentabilidad de las actividades eléctricas en España. En los últimos ejercicios también se ha producido una ligera caída en la rentabilidad del conjunto de las actividades no eléctricas y desarrolladas en el extranjero, como consecuencia de la crisis desatada a nivel mundial que ha afectado a la mayoría de las economías. Si se analiza el Resultado Neto después de impuestos de la actividad eléctrica en España, puede observarse que el Resultado Neto de la actividad conjunta de Generación/Comercialización ascendió en 2010 a millones de euros (cuadro 1). Cuadro 1 Resultado Neto de la actividad eléctrica en 2010 en España (UNESA) (Mill. ) Generación + Comercializ. Generación + Comercializ.* Distribución Distribucion* Total UNESA Total UNESA* Resultado antes de Impuestos Impuesto de Sociedades Resultado después de Impuestos consolidado *Excluido Venta de Activos. Fuente: Memoria Estadística de UNESA y elaboración propia.

19 Si se excluyen de la cifra del Resultado Neto, por atípicos, los resultados derivados de las ventas de activos realizadas durante el ejercicio, se obtiene un Resultado Neto de la actividad conjunta Generación + Comercialización de millones de euros y un Resultado Neto consolidado del conjunto de actividades eléctricas desarrolladas en España de millones de euros. Los millones de euros del resultado después de impuestos se calculan después de descontar los costes de los fondos ajenos. Sin embargo, a la hora de valorar este resultado, es preciso tener en cuenta que éste no refleja el coste total de los capitales empleados en la financiación de los negocios, pues se calcula antes de tener en cuenta el coste de los fondos propios (la necesaria retribución de los accionistas). Las empresas deben ser capaces de ofrecer una retribución a los accionistas comparable a la que estos podrían obtener en inversiones de riesgo similar. Cuanto mayores sean las inversiones que debe acometer una empresa, mayores serán sus necesidades de financiación. Por ello, los márgenes contables tenderán a ser mayores en aquellas empresas que, como las eléctricas, son intensivas en capital, sin que ello signifique que están obteniendo una retribución ni elevada ni, de hecho, suficiente para cubrir el coste de los fondos propios y retribuir adecuadamente a los proveedores de dichos fondos (es decir, a los accionistas). Para determinar si los ingresos son o no suficientes, los márgenes que obtienen las empresas deben valorarse con respecto a sus activos (rentabilidad medida en términos de ROA). Excepto en 2003, se ha producido una continua destrucción de valor en el desarrollo de las actividades eléctricas en España. Tomando como referencia temporal el período que va desde el año 2003 hasta el ejercicio 2010 se puede observar que, excepto en el año 2003, se ha producido una continua destrucción de valor en el desarrollo de las actividades eléctricas en España, como consecuencia de la insuficiente tasa de retorno obtenida, que no ha permitido cubrir el coste de los capitales. La tasa de retorno resultante de la explotación por parte de las empresas de UNESA de los activos eléctricos en territorio español, se sitúa, para la práctica totalidad del período analizado, en el entorno del 5,5%. Estos retornos obtenidos no permiten recuperar los costes de los capitales, propios y ajenos, empleados en la financiación de las actividades (gráfico 3). 19

20 Gráfico 3 Evolución ROA vs WACC* en actividad eléctrica en España después de impuestos (Total UNESA) (%) 7,3 5,7 6,3 6,2 6,7 6,7 5,8 6,3 5,5 5,0 5,2 5,6 5,7 5,2 5,4 4,5 ROA WACC Fuente: Memoria Estadística de UNESA y elaboración propia. Cuadro 2 Tasa de coste de los recursos de capital (Propios y Ajenos) de las empresas cotizadas de UNESA (WACC) (%) Tasa de coste de los recursos ajenos 2,8 3,2 3,4 3,3 3,8 3,9 3,1 3,0 Tasa de coste efectivo de la deuda ( i ) 4,3 4,9 5,2 5,1 5,6 5,5 4,4 4,3 Tipo efectivo impuesto sociedades ( t ) 0,4 0,4 0,4 0,4 0,3 0,3 0,3 0,3 Tasa de coste de los recursos propios (r+(beta x s)) 8,1 8,8 8,0 8,5 9,1 8,6 8,6 9,9 Rentabilidad de los activos sin riesgo (deuda pública a 10 años, media año) ( r ) 4,12 4,10 3,39 3,78 4,31 4,37 3,97 5,1 Beta desapalancada 0,44 0,56 0,59 0,64 0,65 0,54 0,49 0,5 Beta apalancada 0,7 0,9 0,9 0,8 0,9 0,8 0,8 0,9 Prima de riesgo del mercado ( s ) 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 COSTE MEDIO PONDERADO DEL CAPITAL (WACC) 5,5 6,3 6,2 6,7 7,3 6,7 5,8 6,3 D/(D+E) 0,5 0,4 0,4 0,3 0,3 0,4 0,5 0,5 *Coste medio ponderado del capital. El procedimiento para su cálculo puede consultarse en el Anexo 3 Fuente: Memoria Estadística de UNESA y elaboración propia. 20

21 La diferencia entre la tasa de retorno de los activos y el coste de los capitales, que se había estrechado en los últimos ejercicios, se amplía de nuevo en 2010, principalmente como consecuencia de la reducción observada en la tasa de retorno de los activos empleados en la actividad eléctrica en España. Han sido varios los factores contrapuestos que han influido en este resultado: 1. La caída de la cotización de los valores en el mercado bursátil. Como el coste de los recursos propios es mayor que el los recursos ajenos, el menor peso de los recursos propios en el cálculo del coste medio ponderado del capital redunda en un menor coste. 2. Paralelamente, la deuda se ha mantenido en los niveles del año precedente ( millones de euros). Esto también incide sobre la menor ponderación del coste de los recursos propios en el cálculo del coste ponderado. La relación entre deuda y recursos totales ha aumentado desde el 30% hasta el 50% en los últimos años. 3. En sentido contrario ha influido la subida que, a lo largo del año 2010, se ha operado en los tipos de interés de la deuda pública, utilizados como referencia de la rentabilidad de los activos libres de riesgo, cuya media anual ha aumentado hasta un 4,25%. Este aumento lleva aparejada una mayor exigencia de rentabilidad por parte de los inversores. En definitiva, el coste de los capitales utilizados, tanto propios como ajenos, se ha incrementado hasta el 6,3% para 2010, mientras que la tasa de retorno obtenida ha sido sustancialmente inferior y no ha permitido lograr el objetivo último de cualquier empresa: la creación de valor mediante la generación por los activos de rendimientos por encima del coste de su financiación. A pesar de las circunstancias adversas que han rodeado el normal desarrollo de la actividad eléctrica en España, tales como baja rentabilidad, entorno regulatorio impredecible, inestabilidad jurídica, elevado déficit y endeudamiento, las empresas eléctricas españolas han continuado con el esfuerzo inversor para mantener los niveles de seguridad, abastecimiento y calidad requeridos por el sistema eléctrico. Como se observa en el gráfico 4, la demanda de electricidad se ha incrementado de forma considerable a lo largo de la última década hasta el año 2008, momento en que se ve reducida de forma significativa como consecuencia directa de la recesión económica. Las empresas eléctricas han tenido que acometer importantes inversiones para asegurar la continuidad y calidad del suministro eléctrico. 21

22 Gráfico 4 Evolución de la demanda de electricidad en el período (Índice base 100 = 1997) ,4 131,0 140,1 146,6 153,5 158,2 162,9 164,8 155,8 160, ,9 114,0 120, Fuente: Memoria Estadística de UNESA y elaboración propia. Las empresas asociadas en UNESA han invertido en este período ( ) un total de millones de euros en activos materiales relacionados con las actividades eléctricas desarrolladas en España. El 58% de las inversiones, por valor de millones de euros, se han dedicado al mantenimiento y ampliación del parque generador, y el resto, millones de euros, han sido destinadas a mejorar y extender las redes de distribución de acuerdo con los niveles de calidad y servicio que la regulación y la propia naturaleza de la actividad exige (gráfico 5). Gráfico 5 Inversiones en la actividad eléctrica en España (Mill. ) Generación R.O. Transporte-Distribución Renovables 22 Fuente: Memoria Estadística de UNESA y elaboración propia.

23 El gráfico 6 compara el esfuerzo inversor 3 acumulado en los últimos Las empresas de UNESA han 5 años ( ) de las principales empresas eléctricas europeas. Las empresas eléctricas que desarrollan su actividad en Espa- destinado, en los últimos cinco años, el 65,2% del EBITDA a la realización ña (UNESA) han destinado el 65,2% del Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) de las actividades eléctricas en España a la de nuevas inversiones. realización de nuevas inversiones, un porcentaje similar a la media de las grandes empresas europeas representadas en el gráfico. Gráfico 6 Esfuerzo inversor en cinco años ( ): Inversión material / EBITDA (%) (Total UNESA) PPC EDP DONG EVN ENECO NGG SUEZ SSE VAT PROMEDIO UNESA RWE CEZ EON EDF ENEL CNA FUM VER AQ STATK 74,8 73,7 69,7 69,4 69,1 66,4 65,2 63,1 62,4 61,1 60,4 56,7 47,1 36,8 34,8 34,7 24,9 118,2 105,9 102,6 98,8 Fuente: Informes Anuales de las Compañías y Memoria Estadística de UNESA. La intensidad del ciclo inversor acometido no ha contribuido a mejorar la relación entre el retorno de los activos y el coste de los capitales, pues, por un lado, esas inversiones no están retribuidas adecuadamente ni por los mercados ni por la normativa regulatoria en vigor y, por otro, el necesario mayor recurso al endeudamiento para financiarlas también afecta negativamente al coste de financiación. La rentabilidad de los activos utilizados por las empresas de UNESA en el conjunto de las actividades eléctricas realizadas en España 4 se ha situado en 2010 en el 4,5% 5, equivalente a un 5,8% antes de impuestos. 3 Relación entre la inversión material anual y el resultado bruto de explotación (EBITDA) por las actividades eléctricas desarrolladas en España por las empresas de UNESA. 4 Salvo indicación en contrario, las referencias a UNESA deben entenderse como relativas a las actividades eléctricas (generación + comercialización y distribución) desarrolladas en España por las empresas asociadas en UNESA. 5 Véanse gráficos y cuadros de la Rentabilidad eléctrica en España. 23

24 Gráfico 7 Rentabilidad del capital invertido de las empresas europeas 2010 (ROA antes de impuestos) Fuente: Informes Anuales de las compañías y Memoria Estadística de UNESA En términos comparativos con otras empresas eléctricas europeas, La rentabilidad de los activos el gráfico 7 permite comprobar que la rentabilidad de los activos eléctricos nacionales se encuentra eléctricos nacionales (actividad eléctrica en España de las empresas por debajo del promedio de la de UNESA) se encuentra por debajo del promedio de la rentabilidad rentabilidad de las empresas antes de impuestos de las empresas representadas. Se ha utilizado europeas. a efectos comparativos la rentabilidad antes de impuestos para soslayar el efecto distorsionador que pueden provocar los diferentes tipos impositivos aplicables en los distintos países. La baja rentabilidad se explica por la menor capacidad de generación de ingresos de los activos de las empresas de UNESA en relación con la de los activos de las otras empresas. La ratio que define la rotación de los activos en las diferentes empresas europeas, calculada como cociente entre la cifra de ventas y la relativa a los capitales invertidos (activos inmateriales + activos materiales + fondo de maniobra) sitúa a las empresas de UNESA (actividad eléctrica en España) en los últimos puestos del ránking europeo (gráfico 8). Gráfico 8 Rotación de los activos de las empresas eléctricas europeas 2010 (ventas/capital invertido)* CNA SSE AQ EON RWE ENECO EVN PROMEDIO SUEZ ENEL DONG VAT EDP CEZ VER EDF FUM NGG PPC UNESA 15,9 STATK 0,96 0,83 0,81 0,78 0,74 0,63 0,60 0,56 0,55 0,49 0,46 0,44 0,43 0,39 0,36 0,35 0,34 0,28 1,37 2,13 2,07 CNA CEZ SSE STATK NGG FUM VER RWE PROMEDIO ENEL DONG UNESA EON VAT PPC AQ SUEZ EDP ENECO EVN EDF 2,8 2,6 3,6 8,2 8,1 7,8 7,3 7,0 6,8 6,7 5,9 5,8 5,7 5,4 5,4 5,3 5,1 5,1 12,0 10,7 24 *Capital invertido = Activos inmateriales + Activos materiales + Fondo de maniobra. Fuente: Informes Anuales de las compañías y Memoria Estadística de UNESA.

25 La rotación de activos de las empresas de UNESA está en los últimos puestos del ranking europeo. La posición relativa de la ratio de rotación de los activos eléctricos en España de las empresas de UNESA en relación con Europa, se explica por los bajos precios de venta de la electricidad y por la baja retribución del capital invertido respecto a sus homólogos europeos. Esto se debe a una combinación de factores tales como: un bajo factor de utilización de los activos (agravado por la reciente caída en la demanda de electricidad), un precio del mercado eléctrico inferior (como se muestra más adelante), al precio de los paises de nuestro entorno, y una retribución de la actividad de distribución es también menor que en países vecinos (como también se muestra más adelante en este documento). Cabe resaltar que los dos primeros factores son consecuencia directa del aumento de la participación de las energías renovables en la cobertura de la demanda, del elevado margen de cobertura de la demanda máxima y de la caída de la demanda en el mercado. La caída en el factor de utilización afecta sustancialmente a las centrales térmicas (carbón y los ciclos combinados), mientras que la caída en el precio del mercado perjudica a todas las tecnologías (incluyendo las hidraúlicas y las nucleares). El gráfico 9 muestra el efecto que el aumento de la producción renovable tiene sobre la oferta de energía. En esencia, el aumento de la producción renovable conlleva un desplazamiento hacia la derecha de la curva de oferta de los generadores. Gráfico 9 Ejemplo del efecto de la entrada masiva de tecnologías precio-aceptantes en el mercado Curvas de casación de OMEL PRECIO DEMANDA OFERTA P1 P2 CANTIDAD Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OMEL. 25

26 Los aspectos señalados hacen imposible la recuperación de las inversiones conforme a una tasa de rentabilidad que permita cubrir el coste de los capitales ligados a estas inversiones. Causas y evolución del endeudamiento Desde el año 1998, año en que comienza la liberalización, hasta 2010, el resultado bruto de explotación (EBITDA) ha reflejado un crecimiento anual, medido en tasa media acumulativa, del 4,9%. En el mismo período, las inversiones realizadas por el sector en activos materiales eléctricos en territorio español aumentaron un 9,8% anual por término medio. Cuadro 3 Recursos generados por las Actividades Eléctricas en España e Inversiones efectuadas (Mill. ) EBITDA DEFICIT Déficit tarifa (peninsul. & extrap.) Colocaciones + amortizaciónes TREI Margen financiero Impuesto de sociedades Dividendo CASH-FLOW LIBRE Inversión material Diferencial Fuente: Memoria Estadística de UNESA. 26 El análisis del Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) de las actividades eléctricas en España en los últimos ejercicios ( ) (cuadro 3) permite obtener algunas conclusiones relativas al esfuerzo inversor acometido por las compañías del sector y su financiación:

27 Poner fin al déficit tarifario beneficiaría al sistema en su conjunto: disminución de su endeudamiento, mayor estabilidad financiera, y reducción de los costes incluidos en la tarifa. Hasta 2008, la relación entre la inversión material y el EBITDA había ido aumentando hasta alcanzar un porcentaje del 80,0%. Este porcentaje ha caído en 2010 hasta el 45,4%, como consecuencia del menor volumen de inversión de los dos últimos ejercicios. Hay que tener en cuenta que, una vez deducido el importe del déficit de tarifas, cuya recuperación se realizará en los ejercicios posteriores, los fondos disponibles han resultado insuficientes para dar cobertura a las inversiones realizadas en A pesar de que la generación de recursos de la actividad eléctrica en España durante los seis últimos ejercicios se ha mantenido en unos niveles de crecimiento superiores a los del período comprendido entre los años 1998 y 2005, los recursos líquidos (Cash-Flow libre) generados, no han sido suficientes para acometer las inversiones de la actividad, ya que la financiación del déficit de la tarifa ha absorbido un 45% del EBITDA de la actividad eléctrica desarrollada en España. La incidencia negativa de la crisis financiera sobre la generación de recursos de la actividad eléctrica desarrollada en España en los últimos ejercicios se ha visto limitada al compensarse las caídas en ingresos con disminuciones de costes de aprovisionamiento. Por otra parte, las acciones de cobertura de riesgos realizadas por las empresas del Sector Eléctrico en sus actividades operativas también han contribuido a limitar los efectos de la crisis. El Cash-Flow libre, que representa los recursos líquidos generados anualmente después de haber cumplido con los compromisos de pago de impuestos, pago de los gastos financieros y reparto de los dividendos a los socios de las compañías, ha resultado insignificante (186 millones de euros), en comparación con el volumen de inversiones llevados a cabo (4.380 millones de euros) en Cuadro 4 Pay-Out* (%) ,3 55,3 55,3 62,1 60,1 57,6 67,1 51,3 50,3 *Media ponderada del ratio Dividendo/Beneficio Neto de las empresas cotizadas de UNESA Fuente: Informes de las empresas y elaboración propia. 27

28 Tan sólo el 16,6% de las inversiones materiales realizadas en activos eléctricos situados en España, durante el período , han sido financiadas con recursos generados por las propias actividades. De no haber existido déficit, los flujos de caja libres disponibles habrían alcanzado a financiar el 63% de las inversiones. El dividendo repartido a los accionistas, como parte integrante de los desembolsos que deben realizar las empresas para llegar a una cifra neta disponible para destinar al proceso inversor (cash-flow libre), representó hasta el ejercicio 2005 una proporción constante del Beneficio Neto, en torno al 55%. A partir de ese año, las operaciones corporativas producen un aumento temporal de la retribución del accionista, en especial en el año 2008, en el que se distribuyeron plusvalías por ventas de activos. En los años 2009 y 2010 el pay-out del sector ha sido el más bajo de toda la serie (cuadro 4). En los últimos ejercicios, la venta de activos ha permitido sostener el dividendo distribuido por las empresas eléctricas de UNESA cotizadas. Del total de dividendos distribuidos, menos de la mitad, un 44%, corresponden a beneficios ordinarios de las actividades y sólo un 26% de los dividendos totales se relacionan con las actividades eléctricas desarrolladas en España. Una vez definido el Cash-Flow libre, tal y como se menciona en párrafos anteriores, es necesario precisar que el déficit de tarifa producido anualmente y financiado por las compañías eléctricas tiene que ser excluido del cálculo de ese cash flow, al tratarse de una aportación obligada de tesorería. Gráfico 10 Dividendos pagados por Endesa, Iberdrola y Gas Natural/Unión Fenosa con cargo a los ejercicios (%) Porcentajes sobre total 56% 100% 44% 18% 26% Dividendos totales Dividendos de resultados extraordinarios Dividendos ordinarios Dividendos Actividad Eléctrica exterior Dividendos Actividad Eléctrica Nacional Fuente: Elaboración propia. 28 Tan sólo el 16,6% de las inversiones materiales realizadas en activos eléctricos situados en España, durante el período , han sido financiadas con recursos generados por las propias actividades. De no haber habido déficit, los flujos de caja libres disponibles habrían alcanzado a financiar el 63% de las inversiones (gráfico 11).

29 Gráfico 11 Fuentes de financiación de los activos eléctricos nacionales en el período (%) Cash-Flow Endeudamiento Otras 11,8 71,5 16,6 Fuente: Elaboración propia. La insuficiencia de los flujos de caja libres se ha hecho más evidente en los últimos ejercicios, en los que, a pesar de que el proceso inversor se ha hecho menos intenso, los desajustes tarifarios han sido más elevados. El importe acumulado en los últimos seis años por la diferencia producida entre flujos de caja libres e inversiones materiales asciende a millones de euros, cifra que ha tenido que ser financiada bien con deuda o bien mediante fondos generados por desinversiones de activos no estratégicos. De hecho, durante el período se ha producido un incremento neto de deuda financiera del orden de millones de euros. En definitiva, durante los seis últimos años, las empresas de UNESA que realizan actividades eléctricas han invertido en España millones de euros, para lo cual han necesitado incrementar su endeudamiento financiero en unos millones de euros y recurrir a la venta de activos no estratégicos para disponer de otros millones de euros (gráfico 12). Gráfico 12 Financiación de las inversiones (Datos acumulados Mill. ) Cash Flow Libre Incremento Deuda Ingr. Extraordinarios Inversión Cash Flow Libres/Déficit y Circulante 29