EL MERCADO ELÉCTRICO Y EL DÉFICIT DE TARIFA: PINCELADAS DE UN DESAGUISADO REGULATORIO

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1 EL MERCADO ELÉCTRICO Y EL DÉFICIT DE TARIFA: PINCELADAS DE UN DESAGUISADO REGULATORIO

2 ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN EL MERCADO ELÉCTRICO ACTORES DEL SISTEMA ELÉCTRICO EL MARCO LEGAL ESTABLE EL MERCADO IBÉRICO DE ELECTRICIDAD LA TARIFA ELÉCTRICA COMPONENTE MERCADO MERCADO DIARIO: 74% MERCADO OPERACIÓN: 5% PAGOS POR CAPACIDAD: 9% CESUR: 12% COMPONENTE REGULADA OTROS 2%: MORATORIA NUCLEAR: 3% PRIMAS AL CARBÓN NACIONAL: 2% CTC S: 7% TRANSPORTE: 9% DISTRIBUCIÓN Y GESTIÓN COMERCIAL: 38% COMPENSACIÓN EXTRAPENINSULAR: 6% PRIMAS RÉGIMEN ESPECIAL: 29% ANUALIDADES DÉFICIT DE AÑOS ANTERIORES IMPUESTOS DÉFICIT DE TARIFA IMPACTO DEL RÉGIMEN ESPECIAL RENOVABLE EN EL MERCADO OTROS SOBRECOSTES Y PRIMAS A TENER EN CUENTA COSTES CTC s SOBRE REMUNERACIÓN DEL PARQUE NUCLEAR E HIDRÁULICO PRIMAS AL CARBÓN NACIONAL COSTES DE SERVICIOS AJUSTES DEL SISTEMA COSTES DE GENERACIÓN EXTRAPENINSULAR PAGOS POR CAPACIDAD COSTES ASOCIADOS A LA INDUSTRIA NUCLEAR SOBRE REMUNERACIÓN ALQUILER CONTADORES COSTES SUBASTA CESUR COSTE ANUALIDADES DÉFICIT AÑOS ANTERIORES PRIMAS AL RÉGIMEN ESPECIAL NO RENOVABLE LOS POLÍTICOS Y EL OLIGOPOLIO ELÉCTRICO CONCLUSIONES REFERENCIAS... 46

3 1. INTRODUCCIÓN Este informe no es más que una recopilación muy resumida de la literatura y referencias que he ido acumulando con el fin de entender el complejo sector eléctrico en España. La mayor parte está extraída de las referencias que se van haciendo a lo largo del documento, de los puntos que a mí personalmente me han parecido más trascendentales. Por lo tanto, solo puedo agradecer a los verdaderos autores de esas referencias el trabajo realizado y esperar que este resumen pueda servir para arrojar un poco de luz sobre el oscuro sector eléctrico y ayudar a otras personas a juzgar con un espíritu más crítico el discurso simplista que tratan de vendernos en los medios.

4 2. EL MERCADO ELÉCTRICO La demanda de electricidad es estacional en el corto y largo plazo con altos grados de aleatoriedad y además la electricidad no es almacenable. Como consecuencia, el sobredimensionamiento del sistema es una exigencia técnica para su estabilidad. Por lo tanto, la capacidad instalada tiene que ser permanentemente superior a la mayor punta de demanda razonablemente probable, teniendo en cuenta las probabilidades de fallo, coincidencias de mantenimiento o la aleatoreidad y estacionalidad de ciertos sistemas de generación: hidráulica, eólica, etc. En todo momento, se consume en el mismo instante que se produce ACTORES DEL SISTEMA ELÉCTRICO Generación: la llevan a cabo los productores, que son aquellos agentes encargados de generar electricidad a partir de un determinado recurso energético. A día de hoy existen muchas alternativas con características muy variadas. Transporte: transportar la electricidad que han generado los productores. Este concepto se reserva para distancias largas, que se salvan a través de líneas de alta tensión.

5 Distribución: se encarga de llevar a cada consumidor esta electricidad en líneas de media y baja tensión. Consumo. Ref. [1] 2.2. EL MARCO LEGAL ESTABLE Antes de la liberalización del mercado eléctrico en 1997, Cómo funcionaba el mercado eléctrico? El Marco Legal Estable. Fuente: [1]

6 Generación: Coste estándar reconocido. Ref. [1] Transporte: Se nacionaliza la red de transporte y se crea Red Eléctrica de España (lo más eficiente es el monopolio). Distribución: se mantienen las empresas eléctricas existentes en cada zona de España. Costes reconocidos. Consumo: Tarifa Integral. Se dividen los costes totales del sistema entre la energía producida anualmente EL MERCADO IBÉRICO DE ELECTRICIDAD Después de la liberalización del mercado eléctrico en 2009, Cómo funciona el mercado eléctrico? El Mercado Ibérico de Electricidad Fuente: [1] Generación: Actividad liberalizada. Retribución deja de estar regulada y ahora es fijada por el mercado Transporte: Sigue regulado, REE único transportista y operador del sistema. Distribución: sigue regulada (distribución y comercialización son dos actividades diferentes)

7 Consumo: Precio liberalizado. Los consumidores eligen una comercializadora en el mercado minorista. Las comercializadoras y los grandes consumidores compran de los generadores en el mercado mayorista La diferencia ahora radica en que el coste del kilovatio-hora engloba dos componentes, que se obtienen por separado: La componente regulada: Orientada a cubrir los costes del sistema (transporte y distribución), así como sufragar otros incentivos aun competencia del Estado (incentivos a la disponibilidad, primas al Régimen Especial, incentivos al carbón autóctono, Costes de Transición a la Competencia, etc.). La componente de mercado: Obtenida por mecanismos de mercado entre productores y consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y consumidores directos) en régimen de competencia.

8 3. LA TARIFA ELÉCTRICA Pago por la potencia máx. contratada (Regulado) Antiguo recargo para compensar la producción termoeléctrica de carbón nacional Total: 5.11% de energía consumida y potencia contratada. (Regulado). Pago por la energía consumida (parte regulada y de libre mercado) Alquiler Contadores (Regulado) IVA (Regulado)

9 Componentes dentro del coste unitario de energía activa Ref: [1] + Los porcentajes del gráfico están calculados en base a los costes integrados entre 1998 y Ref. [1] Desglose del coste del kilovatio-hora en sus dos componentes: regulada y de mercado (promediadas anualmente) Fuente: [1]

10 3.1. COMPONENTE MERCADO Fuente: [1] Evolución de los componentes del precio final medio en el mercado eléctrico ( /MWh) Ref: [1] Fuente: [2] MERCADO DIARIO: 74% El correspondiente a los precios obtenidos en el mercado del día anterior y a los 6 intradiarios.

11 Fuente: [3] Fuente: [4] Mercado día anterior Donde, con un día de antelación, los generadores y los consumidores acuerdan para cada hora cuanta energía van a intercambiar y a qué precio.

12 Fuente: [1] Es importante indicar que, si bien las unidades productoras ofertan a un precio menor que el precio de casación, a todas ellas se les retribuye al mismo precio. Fuente: [1] En el mercado eléctrico, el precio que determina la retribución de todas las centrales en funcionamiento se fija según la oferta de la última central térmica necesaria para cubrir la demanda. Todos los kwh, con independencia de la tecnología con la que hayan sido producidos, son retribuidos con el mismo precio que cobra por su electricidad la central que utilice el combustible de mayor coste. Es decir, el coste marginal del sistema determina la retribución de todas las centrales con independencia de cuales sean sus costes variables y sus costes medios. El problema es que esa retribución es insuficiente para la mayor parte de las centrales de carbón, de gas y renovables, pero es excesiva para las centrales nucleares e hidroeléctricas. Las centrales que con los precios de mercado no cubren sus costes medios perciben complementos retributivos: pagos por capacidad, primas, etcétera, mientras que las centrales, que con los mismos precios obtienen beneficios muy elevados, mantienen esa retribución sin minoración alguna. Se trata del más claro y radical ejemplo de socialización de pérdidas y privatización de beneficios.

13 En definitiva, la regulación del mercado de electricidad, ignora el mix energético a partir del cual es cubierta la demanda. Si todas las centrales que nos suministran electricidad fueran centrales de gas natural, el precio del mercado y, por tanto, el coste de la electricidad para los consumidores, sería el mismo. De nada sirve que en nuestro mix energético contemos con centrales nucleares e hidroeléctricas que producen un tercio de la electricidad que consumimos a costes inferiores a los que los consumidores pagamos. La demanda es precio-aceptante porque es inelástica. La oferta precio-aceptante tiene su origen en centrales nucleares (a las que les resulta más económico producir a cualquier precio que parar) y en plantas de régimen especial, principalmente eólicas, solares y cogeneraciones, que están obligadas a ofertar a precio cero. Las grandes centrales hidroeléctricas son el único sistema de almacenamiento de energía a gran escala y son cruciales para el establecimiento del precio de mercado. Al estar su propiedad muy concentrada en unas pocas compañías, su poder de mercado es muy alto. Las barreras a la entrada (de diversa naturaleza) imposibilitan la competencia entre inversores para acceder a segmentos clave, como el nuclear y la gran hidráulica. Así, se producen desequilibrios retributivos que implican que unas centrales puedan experimentar pérdidas, al tiempo que otras experimentan fuertes ganancias. Estas centrales que se construyeron cuando el sistema era totalmente regulado y en el que no había competencia, se están beneficiando de precios liberalizados que son muy superiores a los que se les garantizaron cuando se construyeron. Sólo en torno al 20% de la generación proviene de centrales de gas, que son en las que los agentes pueden operar con mayor grado de competencia. Así, tal y como se puede ver en la siguiente gráfica, las grandes eléctricas tienen poder capacidad para que el precio diario no baje demasiado. La Comisión Europea ya le recordó al Gobierno en su Evaluación del programa nacional de reforma y del programa de estabilidad de España para 2012 que una competencia insuficiente en el sector energético ha contribuido, al menos en parte, a la constitución del déficit tarifario al favorecer una compensación excesiva de algunas infraestructuras, tales como centrales nucleares y grandes centrales hidroeléctricas, ya amortizadas. Fuente: Elaboración propia a partir de datos de REE 2011 y páginas webs de las compañías eléctricas

14 El régimen ordinario está formado por las fuentes tradicionales (combustibles fósiles, nuclear y gran hidráulica). El régimen especial está formado por pequeñas unidades de producción (de potencia menor a 50 MW) basadas en energías renovables y en cogeneración, las cuales se priman para fomentar su desarrollo. Mercados intradiarios Son mercados de ajustes a los que pueden acudir todos los agentes que hayan participado en el Mercado Diario del día correspondiente. El Mercado Intradiario tiene seis sesiones que se convocan por el Operador del Mercado (OMEL). Permiten a los agentes gestionar posiciones anteriores, convirtiéndose en un mecanismo eficaz para solventar incidencias, infactibilidades y desvíos de oferta y demanda. La conciliación oferta-demanda se realiza, con carácter horario, mediante un algoritmo similar al empleado en el Mercado Diario. La principal diferencia es que cada unidad, independientemente de si es generadora o consumidora, puede realizar ofertas tanto de generación como de adquisición. Así, un generador, mediante ofertas de adquisición, consigue reducir la energía comprometida en el diario (si por ejemplo, tiene un problema técnico o cambia la predicción de viento). Otra particularidad es que cada unidad puede realizar, para una determinada hora, múltiples ofertas. El control del mercado por unas pocas empresas y los mecanismos de funcionamiento de las subastas, facilita poder acordar o al menos manipular los precios finales. Ref: [5] MERCADO OPERACIÓN: 5% El operador del sistema (OS) tiene que garantizar la continuidad y seguridad del suministro y la coordinación de los sistemas de producción y transporte. La resolución de restricciones técnicas: resolución de todas aquellas restricciones técnicas que puedan presentarse durante la propia operación en tiempo real. Para resolver problemas técnicos de subtensiones, sobrecargas y congestiones en el funcionamiento de la red de transporte. El Operador del Sistema introduce modificaciones en los programas de mercado, que son compensadas con salidas de las centrales que han ofertado una renuncia de precio mayor. La gestión de los servicios de ajuste del sistema correspondientes a los servicios complementarios de regulación frecuencia-potencia y de control de tensión de la red de transporte. La gestión de los desvíos entre generación y consumo como medio imprescindible para garantizar el equilibrio entre la producción y la demanda garantizando la disponibilidad en todo momento de las reservas de regulación requeridas. Mercado de Reserva Secundaria: para despachar la reserva secundaria (margen de variación de la potencia en el que el AGC (regulador frecuencia-potencia) puede actuar automáticamente y en los dos sentidos, partiendo del punto de funcionamiento en que se encuentre en cada instante).

15 Fuente: [1] PAGOS POR CAPACIDAD: 9% En 2007 los pagos por capacidad sustituyen a la garantía de potencia. El mecanismo de pagos por capacidad es un instrumento regulatorio que se utiliza como complemento a la subasta diaria para incentivar la inversión y disponibilidad de generación para cubrir la demanda en horas de punta del sistema a precios razonables Bajo el concepto de pago por capacidad se incluyen los incentivos de dos servicios: Servicio a medio plazo: contratar capacidad de potencia en un horizonte temporal igual o inferior a 1 año con aquellas tecnologías que, con mayor probabilidad, pudieran no resultar programadas en periodos de punta. Servicio a largo plazo: promover la construcción y puesta en servicio de nuevas instalaciones a través de pagos que facilitarán a sus promotores la recuperación de los costes de inversión. Con ello se intenta evitar el riesgo de déficit de energía en periodos con falta del recurso primario y en sistemas con poca capacidad de interconexión. El déficit o excedente resultante de las operaciones anteriores se ingresa en la CNE, integrándose en las liquidaciones de los peajes. Una muestra más de la estrechísima relación entre la parte liberalizada y la regulada del precio de la energía eléctrica. Ref: [6] CESUR: 12% Con el fin de evitar las fluctuaciones del precio de la electricidad en el mercado diario, desde mediados de 2007, los costes del precio de mercado diario provienen de unas subastas de energía (denominadas CESUR) que se celebran con periodicidad

16 trimestral y en las que las propias empresas eléctricas gozan de gran poder de mercado. Como consecuencia de lo anterior, siempre se producen subidas notables en el precio de la energía en los días previos a la subasta en el mercado de derivados de la energía, que se utiliza como referencia. Esto hace que los clientes de la tarifa de último recurso paguen precios de energía superiores a los de mercado. El gráfico siguiente muestra la evolución de los precios en el entorno de una subasta, que dio origen a la subida de la tarifa de cerca de un 10%. Puede observarse que si en lugar de tomar el precio de la subasta, se hubiera tomado el precio de 10 días antes o 10 días después de la misma, éste habría resultado ser más de un 5% inferior, lo que habría conllevado aumentos de tarifas muy inferiores a los finalmente aprobados COMPONENTE REGULADA Fuente: [6] Fuente: [1]

17 OTROS 2%: Costes Permanentes (OS, CNE, OMEL) 2ª parte ciclo combustible nuclear Stock combustible nuclear Plan de Ahorro y Eficiencia Ref:: [1] MORATORIA NUCLEAR: 3% Compensación por la cancelación de 5 centrales nucleares en 1991 por varios motivos (exceso de potencia instalada, elevados costes de inversión, amenaza terrorista, oposición ecologista ). Para compensar a las empresas que habían realizado una inversión o que tenían previsto hacerlo se fijo una indemnización total de millones de euros. Fin previsto de la compensación en Ref: [6] PRIMAS AL CARBÓN NACIONAL: 2% La prima al consumo del carbón nacional es, una ayuda para aventajar al carbón nacional (de menor calidad) frente a los carbones extranjeros. Las ayudas estatales al consumo de carbón, que son fuertemente criticadas ya que suponen subvencionar la fuente de generación eléctrica con mayor emisión de CO2 por kwh generado, tienen su origen en el mantenimiento de la minería como sector estratégico en determinadas provincias españolas así como los puestos de trabajo asociados. Desde 1998 se han pagado por este concepto millones de euros. El importe asociado al stock de carbón que se mantuvo en los años 1998 y 1999 es de 49 millones de euros. Ref:: [1] CTC S: 7% Durante el tiempo que estuvo vigente el Marco Legal Estable, entre 1988 y 1997, las tarifas que pagaban los consumidores debían ser suficientes para costear los gastos de la generación de electricidad. Cuando entra en vigor la liberalización, estos costes de inversión no habían sido pagados en su totalidad por lo que se establecen los denominados Costes de Transición a la Competencia (CTC). El objetivo de los CTC era garantizar a las empresas generadoras la recuperación de la inversión realizada ahora que la nueva situación de competencia en el mercado de electricidad no garantizaba que dichas centrales vendieran toda su producción de energía. Por ello las empresas eléctricas recibirían como CTC la diferencia entre el precio de mercado y el precio de referencia (que se fijo en 3,6 cent/kwh porque se estimó que las nuevas centrales de Ciclo Combinado fijarían ese precio para toda la generación). Si el precio de mercado era inferior al de referencia las empresas eléctricas recibirían

18 una compensación y si ocurría lo contrario y el precio de mercado era superior al de referencia deberían abonar ellas la diferencia. De esta manera además de garantizar a las empresas la recuperación de las inversiones realizadas, se garantizaba que los consumidores no pagarían más si los precios del mercado resultaban ser superiores a 36 MWh como media, en los doce años siguientes. La pérdida de ingresos de las centrales históricas por dejar de percibir los costes estándares (establecidos en la anterior regulación) y pasar a percibir precios de mercado fue establecida en M. Ahora bien, al obtener precios de mercado muy superiores al de referencia, a finales de 2005 los CTC pendientes de cobro resultaban negativos, es decir, las empresas habían recibido más dinero por los precios fijados en el mercado que el que se había considerado necesario para garantizar la rentabilidad, es por ello que en 2006 se suprimen los CTC. Las empresas generadoras eléctricas recibieron hasta ese momento millones de euros (cantidad superior a los que se habían establecido como límites) TRANSPORTE: 9% Se reserva para las distancias largas donde se utilizan líneas de alta tensión. Sistema eléctrico peninsular Fuente: REE Ref:: [1] DISTRIBUCIÓN Y GESTIÓN COMERCIAL: 38% En los datos que proporciona la CNE se engloban en un mismo concepto (distribución y comercialización) el coste de trasportar la electricidad por las líneas de media y baja tensión y el margen de beneficios que obtiene las empresas comercializadoras por la

19 gestión de las tarifas de último recurso por lo que resulta difícil valorar qué cantidad esta asociada a cada aspecto y como de ajustado es dicho margen comercial COMPENSACIÓN EXTRAPENINSULAR: 6% La falta de conexión de estos subsistemas (Islas Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla) con un sistema eléctrico de mayor tamaño supone una menor estabilidad del sistema y un mayor coste de generación eléctrica PRIMAS RÉGIMEN ESPECIAL: 29% Se definen como régimen especial todos aquellos generadores con potencia inferior a 50 MW que utilicen como energía primaria renovables o residuos, y aquellos otros como la cogeneración (el empleo del calor residual que algunas industrias pueden derivar a generar electricidad) que implican una tecnología de alta eficiencia y un ahorro energético notable. Por una parte estas tecnologías conllevan ventajas muy significativas como la baja emisión de gases de efecto invernadero, el menor impacto sobre el entorno, la valorización de los residuos, el aumento de la soberanía energética del país, la disminución de las importaciones de combustible con la consecuente mejora de la balanza de pagos del país, o la disminución de pérdidas por transporte cuando las fuentes de generación están situadas muy cercanas a los lugares de consumo. Fuente: [8] Actualmente alrededor de 1/3 de la generación de régimen especial es de origen no renovable: cogeneración y tratamiento de residuos. Ref.: [9] ANUALIDADES DÉFICIT DE AÑOS ANTERIORES Hasta 2009, el déficit generado, se les reconocía a las empresas de UNESA como el derecho a obtener su reembolso en 15 anualidades y un tipo de interés sobre el saldo vivo que ha estado entre el Euribor -sin margen alguno- y el 2%. A partir de ese año el gobierno crea un Fondo para la Amortización de la Deuda Eléctrica (FADE) que permitiría a las compañías ceder sus derechos para que el FADE los colocara en el

20 mercado financiero con aval del Estado. Hasta el momento se han titulizado M con unas condiciones financieras extremadamente adversas. En los últimos años, el pago del déficit de años anteriores y los intereses generados ha ido incrementándose hasta convertirse en la tercera partida más importante de entre los costes regulados. En 2010 llegó a superar el 11% de los costes regulados. La financiación del déficit tarifario, a través de su titulización, está provocando un fuerte sobrecoste. En 2011, las colocaciones de deuda fueron muy costosas para el consumidor, que tuvo que afrontar tipos de interés de entre el 4,8 y el 8,1%, a pesar de que la deuda reconocida y avalada por el Estado (déficit tarifario) tiene un coste financiero reconocido no superior al 2% 3.3. IMPUESTOS El Impuesto general de la Electricidad es el antiguo recargo para compensar la producción termoeléctrica de carbón nacional. Se calcula como: 1,05513 * 0,04864 * Precio total de energía. Es decir, un 5.11% del precio de la energía consumida y potencia contratada. IVA: 21%. Si es un bien de interés general, por qué no se le aplica el IVA reducido?

21 4. DÉFICIT DE TARIFA Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Ref. [1] Situación del déficit acumulado y pendiente a 31 de diciembre de 2011 Fuente: [10] Para colmo, esa deuda reconocida, retribuida con el Euribor más un interés, avalada por el Estado se conmuta por un pago al contado mediante su titulización que supone, en valor presente, mayores costes para los consumidores que podrían estar cercanos a los millones, según se comporten las primas de riesgo en cada tramo titulizado.

22 Todo esto, a pesar de que el recibo de la luz ha subido más de un 70% en los últimos 6 años. Ref.: [12] Fuente: [11] El déficit del sistema eléctrico se produce por diferencias entre las previsiones realizadas de ingresos y costes del sistema y los valores realmente registrados un año después. Estos desvíos derivados por errores de previsión son absorbidos en el cálculo de los precios regulados (peajes de acceso) del periodo siguiente. Los desvíos que no son trasladados a un único ejercicio, ya que por su magnitud implicaría incrementos elevados de los precios regulados, determinan la aparición del déficit. Esta situación se produjo durante los ejercicios 2001, 2002, 2005 y A partir de 2007, el déficit de actividades reguladas se ha originado básicamente porque los ingresos regulados obtenidos de los peajes de acceso establecidos ex ante fueron (y siguen siendo) inferiores a los costes reconocidos a las actividades reguladas. A qué se debe la insostenibilidad del marco regulatorio actual? El déficit tarifario es la diferencia entre el precio que se paga en el mercado y la tarifa eléctrica, y no entre el coste del suministro y la tarifa eléctrica como muchas veces se hace creer a la opinión pública. Por tanto, el déficit surge bien porque las tarifas que pagan los consumidores sean demasiado bajas, o porque lo ingresos que perciben las empresas sean demasiado altos, o por una combinación de ambas. El déficit tarifario es un déficit de naturaleza regulatoria, o de naturaleza económica? A comienzos de 1998 se inició el proceso de liberalización del sistema eléctrico. Este proceso comenzó el 1 de enero de 1998, el 1 de enero de 2003 se introdujo la elegibilidad plena a todos los consumidores en el mercado libre, y finalmente el 1 de julio de 2009 se eliminó el sistema de tarifas integrales. Desde entonces, todos los consumidores deben obtener su suministro en el mercado. La diferente estructura de las tarifas integrales y de acceso, unida a la opcionalidad del consumidor entre acudir al mercado o permanecer en el régimen de tarifa, posibilitó una transición gradual hacia la eliminación de las tarifas integrales para los consumidores, si bien generó un déficit en las liquidaciones de actividades reguladas

23 (déficit del sistema eléctrico), en la medida en que las tarifas integrales (precios finales regulados) no recogieron adecuadamente la evolución de los costes de suministro. El déficit de actividades reguladas surge por primera vez en 2000, debido, fundamentalmente, a que el coste de la energía previsto en las tarifas integrales fue inferior al coste de la energía liquidado a los distribuidores. A partir del año 2002, y especialmente en 2005 y 2006, el déficit de actividades reguladas aumentó aproximadamente un 30% en términos medios anuales, debido a que sucesivamente el coste de energía liquidado a los distribuidores por la energía de los consumidores a tarifa fue superior al que se incorporó en las tarifas integrales. En 2005 el coste medio de energía liquidado a los distribuidores fue un 73,6% superior al incorporado en las tarifas integrales, mientras que en 2006 fue un 45,4% superior. En 2007, de acuerdo con el Real Decreto 1634/2006, se estableció el déficit ex ante en las actividades reguladas, es decir, las tarifas de acceso de los consumidores, ya estuvieran acogidos a tarifa integral, o en el mercado, se fijaron a niveles inferiores a las que resultarían de incorporar todos los costes de acceso. Dicha medida se tomó junto a la determinación de las tarifas integrales que incluyeron un coste estimado de energía coherente con el coste liquidado a los distribuidores por su energía adquirida en el mercado. En 2008 los costes de energía previstos en las tarifas integrales tampoco cubrían los costes liquidados. Ese año los precios en el mercado eléctrico sufrieron un incremento significativo debido al aumento espectacular del precio de los hidrocarburos. Desde la puesta en marcha del suministro de último recurso el 1 de julio de 2009, el coste de la energía de la TUR no es un coste de actividades reguladas, por lo que el déficit en las liquidaciones de actividades reguladas se corresponde desde entonces, fundamentalmente, con el déficit de las tarifas de acceso. Actualmente dos tipos de tarifas: la TUR (Tarifa de Último Recurso), que incorpora todos los conceptos de costes, y el ATR (Tarifa de Acceso a la Red), sin establecer el coste de generación que se fija en el mercado libre. Fuente: [12]

24 Fuente: [12] A partir de 1de julio de 2009, el déficit de actividades reguladas coincide con el déficit de acceso más el saldo de pagos por capacidad sujeto a liquidación Se observa que hasta 2006, el déficit de actividades reguladas se debe a que el coste de la energía liquidado a los distribuidores fue superior al coste de la energía incluido en las tarifas integrales. A partir del año 2007, el déficit de actividades reguladas se explica por la insuficiencia de las tarifas de acceso para cubrir los costes de acceso. Ref.: [1] El coste de la energía se mantuvo artificialmente bajo principalmente para controlar la inflación y mejorar la competitividad de la industria estatal al ser el precio de la energía un factor determinante en ella (en el R.D. 1432/2002, se define la metodología para establecer la tarifa de referencia, impidiendo que ésta aumente más del 2% anual entre 2003 y 2010)..

25 Evolución de la tarifa en términos constantes y corriente entre 1997 y 2009 Fuente: [1] Se puede apreciar claramente que mientras el IPC es monótonamente creciente durante todo el periodo, la tarifa eléctrica en términos constantes, es decir, expresada siempre en pesetas de 1997 es decreciente durante la mayor parte del periodo referido. La consecuencia principal de ese déficit es que los consumidores actuales disfrutamos de energía más barata que pagarán (con los intereses correspondientes) los consumidores del futuro. Del mismo modo, el aumento de la inflación y la pérdida de competitividad de las empresas españolas energéticamente intensivas sólo se han postergado unos cuantos años. Estas actuaciones aportaron buena popularidad a esos Gobiernos y ayudaron a controlar la inflación en su momento, pero realmente se trataba de una gran mentira, ya que en algún momento había que pagar el coste real y ahora ha llegado el momento. Hoy, todos esos comentaristas parecen haber olvidado el regalo con trampa que nos dio el Gobierno de turno en años anteriores y que hoy hay que pagar con intereses. El déficit de tarifa fue un engaño que no aportó más que un espejismo que hoy tenemos que pagar y, además, con intereses Ref.: [12] Cabe señalar que el error de previsión del precio del mercado incide no sólo en el coste de la energía implícito en las tarifas integrales, sino también sobre aquellos costes de acceso cuyo importe depende de la evolución del mismo. Tal es el caso de las primas del régimen especial, el coste de la compensación extrapeninsular y los CTC s.

26 Fuente: [12] Entre 2003 y 2012, los ingresos por peajes de acceso se vieron incrementados en un 70%. Sin embargo, los costes de acceso se han visto prácticamente triplicados. Hay que destacar que los peajes de acceso no son una cantidad fija independiente respecto al consumo eléctrico, sino un coste por kwh consumido. La previsión que se hizo en su día respecto al incremento de consumo eléctrico esperado no se ha cumplido, sino todo lo contrario, sin embargo, con estos peajes también hay que pagar las inversiones en transporte y distribución acometidos para soportar esa creciente capacidad de generación. Fuente: REE

27 5. IMPACTO DEL RÉGIMEN ESPECIAL RENOVABLE EN EL MERCADO El componente de coste de acceso que ha registrado un mayor aumento corresponde al Régimen Especial, originado tanto por el aumento de la potencia instalada como por el aumento de las primas a las renovables y su pago como coste de actividades reguladas como diferencial con respecto al precio de mercado. Actualmente alrededor de 1/3 de la generación de régimen especial es de origen no renovable: cogeneración y tratamiento de residuos. El resto corresponde a energía de origen renovable. Ref.: [2] La generación de electricidad con energías renovables de régimen especial supone que el precio marginal que se establece en el Mercado Diario sea inferior al que se obtendría de no existir dichas tecnologías. Las energías renovables sustituyen a unidades de generación convencional de coste marginal elevado que fijarían precios marginales más altos. Como el mercado mayorista de la electricidad es marginalista (el precio de toda la electricidad se paga al precio del último megavatio hora casado en el mercado, es decir, el más elevado) la existencia de las energías renovables, que ofertan la energía a precio 0, implican la fijación de precios marginales más bajos. El pool actual tiene este efecto perverso: las energías renovables están favoreciendo bajadas significativas de precios que, paradójicamente, se traducen en un incremento de los sobrecostes que de éstas percibe el cliente final. Cuanto menor es el precio de mercado mayor es el sobrecoste de las renovables que percibe el mercado. Mientras el volumen de renovables fue pequeño, su influencia en el precio del pool era mínima; pero la situación en los últimos años es muy diferente. Ref.: [4] El número de horas con precio cero en 2010 en el mercado diario fue de 331 horas (2.7% del año).

28 Fuente: [4] Abaratamiento anual debido a la penetración de las energías renovables en el Mercado Diario de OMEL Fuente: [2] La diferencia existente entre las primas recibidas y otros beneficios generados por las energías renovables (ahorro por derechos de CO2 y sustitución de importaciones de combustibles fósiles) fue de ahorro neto hasta Posteriormente debido al incremento de las cuantías percibidas por la fotovoltaica a partir de 2009 las primas han sido superiores.

29 Comparativa entre el impacto económico derivado de evitar emisiones de CO2 y reducir la dependencia energética, y las primas que recibe el Sector de las Energías Renovables Fuente: [2] El crecimiento de los pagos realizados por la electricidad generada ha sido inferior a la evolución del precio de los combustibles fósiles: el barril de petróleo se ha incrementado un 42,6%, el precio del gas natural un 28,6% y el del carbón importado un 52%, mientras que el coste pagado por la electricidad generada disminuyó un 4,4% en /MWh. Fuente: Elaboración propia a partir de datos REE y Ref. [2]

30 Existen otros estudios que también demuestran el beneficio neto de inyectar electricidad de origen renovable en la red incluso con primas más altas que las actuales. Primas que podrían dedicarse a la generación renovable de nueva instalación sin coste adicional para los consumidores (con datos del 2010) Fuente: [14] Si comparamos este resultado con la retribución total por kwh producido de las tecnologías de régimen especial, se puede concluir que el beneficio neto es positivo. La línea negra representa el precio medio de mercado que alcanzó la electricidad cada año así que la diferencia entre las barras y la línea negra supone las primas recibidas por cada fuente de energía. Retribución total por kwh de las tecnologías de régimen especial Fuente: [1]

31 6. OTROS SOBRECOSTES Y PRIMAS A TENER EN CUENTA. Incluso llegando a considerar las primas a las renovables como una subvención, es decir, si no tenemos en cuenta los efectos beneficiosos de la generación renovable en el mercado eléctrico (disminución del coste de la energía en la subasta diaria, descentralización de la generación), en la sociedad (independencia económica y política, creación de empleo) y en el medio ambiente (disminución gases efecto invernadero, aumento de la eficiencia energética y de los recursos) entre otros; es interesante comparar estas primas con otros sobrecostes que pagamos en la tarifa eléctrica y otras primas a la generación tradicional que no suelen ser publicitados en los medios de comunicación y que superan con creces a las primas a las renovables. Las primas a las renovables están siendo objeto de crítica desde los sectores afines al oligopolio eléctrico para justificar el déficit de tarifa. Sin embargo, este déficit ya existía incluso antes de que las primas a las renovables fueran de un orden de magnitud importante. Y a pesar de que el Gobierno no haya desarrollado la regulación renovable de forma ejemplar, sobre todo en el caso de la solar en la que se cometieron graves errores de previsión y control, no es justificable que se estigmatice y culpe a las energías renovables del déficit de tarifa paralizando su desarrollo. Ref.: [9] En el caso de la energía solar, la capacidad efectiva instalada acogida al régimen de primas resultó muy superior a la prevista. En energía fotovoltaica las autoridades previeron que se instalara una capacidad de generación de 480 MW y que las instalaciones produjeran durante horas anuales. Sin embargo, la cifra real fue de unos MW y mediante mejoras en la tecnología de seguimiento del sol, muchas instalaciones lograran producir energía durante unas horas anuales. En energía termosolar, el objetivo de las autoridades fue lograr una capacidad instalada de 500 MW pero la capacidad pre-registrada ascendió a MW. Los productores de energía fotovoltaica y termo-solar reciben un porcentaje de las primas totales elevadísimo en proporción a su peso en la generación total de electricidad (generan alrededor de un 12% del régimen especial y reciben casi la mitad de la primas). Sin embargo, estos errores de regulación no deben impedir que las renovables continúen desarrollándose. Existen además, otras muchas ineficiencias regulatorias, primas y sobrecostes, que deben ser revisados y enmendados y que se detallan en los siguientes puntos. En la siguiente gráfica se hace una comparativa de algunas de estas ineficiencias y otras primas del sistema, junto con las primas a las renovables y el déficit de tarifa de cada año.

32 Millones de euros Comparativa del déficit de tarifa, las primas a las renovables y "otros" sobrecostes y primas Fuente: Elaboración propia a partir de los datos detallados a continuación 6.1. COSTES CTC s Ref.: [16] La Ley del Sector Eléctrico 54/97 estableció en el punto 1 de su Disposición Transitoria Sexta lo siguiente: El importe base global de los Costes de Transición a la Competencia nunca podrá superar M. La CNE, en su estimación de cierre de los CTC s a Junio de 2006, fecha hasta la que estuvo vigente la mencionada disposición, fijó, provisionalmente, el exceso de CTC s cobrados por las empresas en M, además de los M cobrados vía tarifa y vía exceso de precios. Es decir, el exceso equivale prácticamente a lo pagado el último año de vigencia (2005), que fue de 3700 M. Las cuentas de las empresas, sin embargo, están claras. Todos los años son auditadas y publicadas. Y en ellas las empresas buscan sus argumentos: nuestros activos históricos no están amortizados. Al respecto podemos hacernos algunas preguntas Qué destino dieron las empresas eléctricas a los CTC s que tenían por objeto la amortización de los activos históricos y no su distribución a los accionistas? Qué destino están dando a los Windfall profits que desde 2005 está proporcionando este mercado de la electricidad? 6.2. SOBRE REMUNERACIÓN DEL PARQUE NUCLEAR E HIDRÁULICO Ref.: [15] El 20 de Mayo de 2008, la CNE en un Informe Complementario a su informe sobre las tarifas del 3er Trimestre del mismo año advertía sobre la existencia de la apertura

33 de una importante brecha entre los precios que determina el mercado y los costes de generar esa misma electricidad señalando a continuación que la principal responsabilidad de esa brecha entre precios y costes recae en la generación de las centrales nucleares e hidroeléctricas que se benefician de los altos precios de los mercados que sólo alcanzan a revelar los costes marginales térmicos (Fuel, Gas Natural y Carbón). Y estableció entre otras conclusiones, las siguientes: Los ingresos de la generación de electricidad se situarán sólo en el 3er Trimestre de entre 700 y M por encima de los costes totales de esa misma generación correspondiendo la mayor parte (entre 550 y M ) a las tecnologías nuclear e hidroeléctrica. Habida cuenta de que, a la fecha de cancelación de los CTCs el conjunto de los activos de generación existentes en el año 1998 había recibido cuando menos sus costes de inversión, parece razonable considerar que los 1100 M están más cerca de la realidad. (Para la estimación anual de esta sobre remuneración desde 2007, ya que en 2006 se cancelan los CTC s, se ha considerado 900 M por trimestre y se ha extrapolado acorde a los precios finales del mercado eléctrico de cada año y la energía anual generada por el parque nuclear e hidráulico). Con objeto de aportar una magnitud que permita valorar las cifras anteriores, se señala que el monto de todas las primas del régimen especial supondrá, aproximadamente, en el mismo 3er Trimestre de 2008, 600 M euros, cifra muy inferior a la diferencia estimada entre precios y costes de la generación del régimen ordinario. Esos beneficios extraordinarios se vieron incrementados a partir de 2009, cuando se dejó de detraer a las centrales nucleares e hidráulicas el impacto alcista sobre el precio del pool de la internalización de los costes de emisión de CO2 por las centrales eléctricas de carbón y ciclos combinados. Estos beneficios e estiman en unos 923 M en 2010 y 1057 M en 2011 (Ref. [9]). Tales beneficios también aumentan también cuando se encarece el petróleo y sube el precio. También se hubieran verificado tales beneficios si existiera o pudiera existir competencia entre los inversores para acceder a estos segmentos tecnológicos? Obviamente, no. Pero es que en esos segmentos el mercado no puede operar ni opera, simplemente porque en ellos es inexistente la libertad de entrada para nuevos competidores. Además, las compañías titulares de instalaciones hidráulicas han venido disfrutando del uso gratuito de un recurso público, como el agua, y obtenido ampliaciones gratuitas hasta 75 años de sus concesiones (El RD Legislativo 1/2001 establece lo siguiente: Quienes, conforme a la normativa anterior a la Ley 29/1985 de Aguas, fueran titulares de aprovechamiento de aguas públicas seguirán disfrutando de sus derechos durante un plazo máximo de 75 años a partir de la entrada en vigor de la misma,. Ref.: [6] 6.3. PRIMAS AL CARBÓN NACIONAL Históricamente en España, la industria de extracción de carbón se ha considerado de carácter estratégico y de gran impacto social. En la actualidad emplea a unos trabajadores.

34 Desde 2010, a las empresas eléctricas no les está resultando rentable producir energía eléctrica a partir de carbón nacional por el hecho de que les sale más barato hacerlo a partir de gas natural. Como consecuencia inmediata se ha dejado de comprar carbón nacional, lo que ha tenido un fuerte impacto social en las zonas de extracción. La solución adoptada por el Ministerio de Industria ha consistido en establecer un nuevo concepto en el precio mayorista de electricidad denominado restricción técnica por garantía de suministro que es pagado por todos los consumidores. En la práctica, se ha fijado un precio de venta de energía a cada una de las centrales que operan con carbón nacional de forma que, si el pool no lo alcanza, se les compensa el déficit. Según la CNE en 2011, este sobrecoste fue de 394 M (Ref.: [17]) COSTES DE SERVICIOS AJUSTES DEL SISTEMA Ref.: [18] Algunas plantas principalmente de gas y carbón, por estar estratégicamente situadas son, en algunos momentos, necesarias para atender el suministro de electricidad. En estos casos, estas centrales al contrario de lo que ocurre con otras gemelas con los mismos costes de operación no cobran el precio mayorista sino el que ellas exigen. En las subastas especiales entre suministradores locales para abastecer zonas geográficas sujetas a restricciones técnicas en la red de suministro ("mercado de restricciones"), el poder de mercado de los oferentes les permite elevar artificialmente los precios. Se observa que estas centrales, gracias a su ubicación privilegiada y sin tener más costes que las demás, en 2011 por ejemplo han cobrado de media más de 94 /MWh cuando el promedio del mercado mayorista no llega a 51 /MWh. Los máximos son aún más llamativos: casi 256 /MWh frente a 91 /MWh en La situación es aún más extrema en 2012, ya que durante el mes de junio se han superado los /MWh. El procedimiento de restricciones técnicas ha sido objeto de numeras investigaciones y sanciones por parte de las autoridades de defensa de la Competencia no obstante lo cual, sigue funcionando. Ref.:[8] 6.5. COSTES DE GENERACIÓN EXTRAPENINSULAR La compensación extrapeninsular ha experimentado un aumento medio anual en el periodo comprendido entre 1998 y 2010 del 27%. Su importe se calcula como diferencial entre el coste de generación en los territorios extrapeninsulares y el precio de mercado peninsular. Ref.: [18]

35 La compensación insular y extra-peninsular satisfecha a los suministradores de electricidad en Baleares y Canarias, es calculada en base a metodologías de coste no contrastadas que, especialmente en el caso de las Baleares, no toman en cuenta la conexión eléctrica y por gas que ya existe con las islas. Estos sobrecostes no han sido sometidos todavía a auditoría alguna. La CNE estima que los sobrecostes en 2011 ascendieron a 1513 M. El hecho contrasta con que, a día de hoy, las tecnologías solar fotovoltaica y eólica sean más baratas que las convencionales en estos territorios y que persista la moratoria renovable para, supuestamente, parar la sangría del déficit de tarifa. Como se ve, la instalación de renovables en los territorios extra peninsulares contribuiría a disminuir el coste de la energía eléctrica a todos los consumidores españoles. Ref: [6] 6.6. PAGOS POR CAPACIDAD Desglosado por tecnologías de generación, la potencia instalada de ciclos combinados de gas natural fue la que más se incrementó durante el periodo , MW, seguida por la eólica MW y las otras renovables (principalmente solar fotovoltaica y solar termoeléctrica), MW. Potencia instalada de carbón, ciclos combinados de gas natural, eólica y otras renovables de régimen especial. Fuente: [6] Horas de funcionamiento anual de las centrales de ciclo combinado

36 Fuente: [19] Índice de cobertura del sistema eléctrico español Fuente: [19] Existe un elevado margen de cobertura y una reducción del número de horas de funcionamiento de los ciclos combinados, que se ve agravado por las restricciones técnicas por garantía de suministro (preferencia de producción de centrales de carbón nacional). Ref.: [20] En 2011, las presiones del lobby eléctrico lograron incrementar los pagos por capacidad a cambio de retirar los pleitos que mantenían en varios tribunales contra los decretos de ayuda al carbón nacional (garantía de suministro). Estos imponían a las eléctricas la generación obligatoria con carbón local a un precio regulado. Una medida con calzador que perjudicaba al resto de plantas térmicas (los ciclos combinados de gas y las de carbón de importación). Estas resultaban desplazadas en el mercado por el mineral autóctono, duramente castigado por la crisis de la demanda al no poder competir en precio. Las compensaciones se extendieron también a tecnologías que pueden ofrecer el servicio de disponibilidad, como es el caso de la hidroeléctrica, que también es gestionable. Fuentes del sector aseguran que Industria "coló" este cambio en el último

37 minuto, y es fruto de las protestas de Iberdrola (la compañía con mayor producción hidráulica) en el propio ministerio y la CNE. Según se afirma en el informe de la CNE sobre la propuesta de regulación de pagos por capacidad (septiembre 2011) el enfoque dado a la Propuesta de tratar de evitar el cierre de determinadas centrales, con un carácter transitorio, no es coherente con la perspectiva que debería tener un mecanismo de pagos por capacidad para el medio y largo plazo. Asimismo, desde el punto de vista de la seguridad del suministro y en el contexto actual de sobrecapacidad, no parece apremiante ni necesaria la aprobación de esta propuesta. Por otra parte, el elevado déficit de tarifa actual desaconseja también su adopción. La CNE ha estimado un coste adicional a los actuales pagos de 140 millones de en el segundo semestre de 2011, si se aplicara la Propuesta de Orden. La disposición que hace referencia a los pagos por capacidad a medio plazo fue publicada en el BOE del 18 de noviembre de 2011, dos días antes de las últimas elecciones generales en España! 6.7. COSTES ASOCIADOS A LA INDUSTRIA NUCLEAR No se han incluido la moratoria nuclear ni el stock de combustible. Ref.: [1] Segunda parte del ciclo del combustible nuclear: hasta 2005 esta componente costeaba los Planes General de Residuos Radiactivos de ENRESA (Empresa Nacional de Residuos Radiactivos) a través de los cuales se gestiona el tratamiento de los residuos nucleares una vez que estos han sido utilizados en las centrales y el desmantelamiento de dichas centrales cuando llegan al final de su vida útil. Entre 2005 y 2010 los consumidores sufragaban el coste de gestión de residuos generados antes del 31 de marzo de 2005; a partir de 2010 la tarifa solo se encarga de sufragar los costes generados por centrales que hayan cesado su actividad antes del 1 de Enero de 2010 (en esta situación se encuentran las centrales de Zorita, y Valdellós I) estando el resto sufragado por las empresas propietarias de las centrales. Actualmente el plan presupuesta la gestión de los residuos hasta el año 2070 obviando los costes asociados a la vigilancia de residuos de alta actividad que serían peligrosos durante miles de años. El importe acumulado en concepto de segunda parte del ciclo del combustible nuclear entre 1998 y 2009 asciende a 959 millones de euros. Ref. [21] Limitación en caso de accidente: 700 millones de euros. La razón de la existencia de estas limitaciones es la reticencia de las empresas aseguradoras a garantizar indemnizaciones mayores. En caso de accidente, el importe de estas hipotéticas indemnizaciones hasta millones de euros correría a cargo del Estado. Este respaldo estatal supone por lo tanto una subvención encubierta que recibe la energía nuclear, a la que se permite no asegurar sus accidentes al 100% como sí lo hacen el resto de fuentes de generación. Desde 2011, las eléctricas pagan hasta 1200 millones y hasta los 1500 millones el Estado (300 millones). Todo esto, solo en caso de no cumplir con la Normativa. Para casos de catástrofe natural el responsable lo delimita un juez (lo más probable es que recaiga sobre el Estado). Tampoco se aclara qué ocurre con indemnizaciones por daños que superen esta cantidad, a pesar de los precedentes. La factura de los daños causados por Chernobyl se cifra, por ejemplo, en más de millones de euros.

38 6.8. SOBRE REMUNERACIÓN ALQUILER CONTADORES Antonio Moreno, lleva más de 18 años en lucha para denunciar la estafa del oligopolio eléctrico en el mercado de distribución español. En su página web se pueden encontrar los detalles de esta trama, con todos los datos, pruebas, denuncias y respuestas así como los medios que se han hecho eco de su particular cruzada. En resumen las 3 ilegalidades que se están cometiendo son las siguientes: 1. Imposición de restricciones a la libre competencia en el mercado nacional de contadores de la luz. La imposición de restricciones es aplicada por el grupo Contact, formado por uno o dos directivos de cada fabricante de contadores de la luz establecido en España. Las restricciones son tanto horizontales (restricciones entre fabricantes) como verticales (restricciones de los fabricantes a los distribuidores). Las restricciones entre fabricantes tienen por finalidad el reparto consensuado del mercado, y las restricciones verticales, la imposición de unos precios de venta al público que hagan antieconómica la opción de compra y obliguen al usuario a alquilar el contador a la compañía eléctrica. 2. Cobro por un servicio inexistente Con el precio de alquiler de los contadores, las empresas deben cubrir el coste del equipo y los gastos de mantenimiento y reposición del mismo. La única y exclusiva finalidad por la cual las compañías eléctricas están autorizadas a cobrar a sus clientes una cantidad mensual por el alquiler de sus contadores es que dichas compañías efectúen la adecuada renovación y actualización de sus parques. Para conseguir la adecuada renovación y actualización de un parque de contadores es preciso someter éstos a una verificación periódica, cuyo protocolo y plazos son definidos por el Gobierno, mediante una Orden ministerial, que establece el control metrológico del Estado sobre dichos contadores. A pesar de que los usuarios llevamos pagados más de millones de euros por al alquiler de los contadores electromecánicos (de un total de 25,8 millones de unidades, 23 millones están en alquiler) y a pesar de que dicha cantidad se incrementa diariamente en euros, las compañías eléctricas no han efectuado (ni efectuarán) nunca una verificación periódica de los citados contadores, debido a que el Gobierno aún no ha establecido el control metrológico del Estado (dicho control debió ser establecido en 1984) y no existe, por tanto, ninguna normativa que especifique en qué consiste la mencionada verificación. 3. Estafas en los precios de alquiler de los contadores de la luz Según Real Decreto 1725/1984, el precio mensual máximo de alquiler de un contador de la luz es el 1,25% de su precio medio de mercado, siendo éste el precio medio al que los fabricantes venden el contador a las compañías eléctricas.

39 El Organismo responsable del cálculo de los precios máximos de alquiler de los contadores de la luz es la Dirección General de la Energía, dependiente del Ministerio de Industria. La estafa ha tenido, por ahora, tres etapas: - Primera etapa: de 1984 a Los fabricantes de contadores, en connivencia con las compañías eléctricas y el PSOE, facilitan al Gobierno datos falsos (sin los descuentos correctos que les aplican a las eléctricas de hasta el 70%), con objeto de que los precios máximos de alquiler publicados en el BOE sean muy superiores a los que resultarían si los datos hubieran sido los correctos. - Segunda etapa: de 1987 a Los precios que figuran en el BOE han sido calculados aplicando a los precios de alquiler de los contadores el mismo porcentaje de actualización que a la tarifa eléctrica (precio del kwh). La decisión (ilegal) del Gobierno de hacer depender de la tarifa eléctrica el precio de alquiler de los contadores provoca que dicho precio sea siempre muy superior al que resultaría de haberlo hecho depender del precio medio de mercado del contador, ya que la evolución de la tarifa eléctrica es, salvo contadísimas excepciones, creciente (el precio del kwh es cada vez mayor) mientras que la evolución del precio medio de mercado es decreciente (dicho precio es cada vez menor). - Tercera etapa: de 2002 hasta hoy El precio máximo de alquiler de los contadores permanece constante. Reparto geográfico de las distribuidoras Fuente:

40 Ref: [6] 6.9. COSTES SUBASTA CESUR La evidencia acumulada demuestra que en los tres días precedentes a las subastas CESUR, el volumen de operaciones con derivados de electricidad OTC (bautizada así por la expresión inglesa Over the Counter) crece muy considerablemente en torno al 90%- respecto al promedio de las restantes sesiones, produciéndose un significativo aumento de precios que vuelven a caer tras la realización de las subastas. El comportamiento alcista del mercado OTC en los días previos a cada subasta CESUR. Esta bolsa de derivados energéticos bilaterales es la referencia para fijar los precios que luego marcan las CESUR y se caracterizan por su opacidad: el vendedor no sabe quién compra, y viceversa, y sólo el intermediario que casa oferta y demanda tiene algo de información. Si el coste de la energía (una actividad liberalizada) se dispara, el Gobierno se ve obligado a bajar los peajes (la parte regulada del recibo) para atenuar las subidas del recibo final. Resultado: sube el déficit de tarifa, que se produce cuando los ingresos son insuficientes para cubrir los costes regulados. Los vendedores de la energía en las subastas no son sólo compañías eléctricas (UNESA), también hay bancos y fondos de inversión. Las entidades financieras pujan por subir el precio CESUR, sabiendo que luego tendrán que pagar la componente de libre mercado (precio horario) y vender a la CUR por el precio CESUR. Evolución del precio medio del mercado diario y del precio del contrato base de las subastas CESUR Fuente: [7] Aumento de la componente de mercado de la tarifa eléctrica causado por las subastas CESUR