CTC: recuperación y distorsión

El 16 de junio pasado escribía en estas páginas el artículo Un nuevo impulso a la liberalización energética, en que trataba de exponer, con seriedad y rigor, las claves de reforma del modelo energético, para desgranar en posteriores artículos esas claves. Creo que ha llegado el momento oportuno de abordar el tema de los costes de transición a la competencia (CTC), que puede repercutir beneficiosamente en las tarifas eléctricas en próximos años, y que tanto afectan a consumidores y a empresas eléctricas.

Los CTC tratan de reflejar aquellos costes hundidos que no iban a poder ser recuperados como consecuencia del cambio regulatorio de un sistema que garantizaba la recuperación de los costes (Marco Legal Estable, MLE) a otro en el que el establecimiento de un sistema competitivo no la garantiza. Con ello se pretendía asegurar la estabilidad financiera de las eléctricas ante el profundo cambio que se iba a producir en su funcionamiento.

A fecha de hoy se puede señalar con rigor que las empresas eléctricas que tienen reconocido el derecho de cobro de CTC ya los han recuperado con creces (a excepción de Elcogas), y que el mantenimiento de los mismos genera una serie de distorsiones en el funcionamiento del mercado eléctrico lo suficientemente graves como para que el regulador los analice y proponga los cambios regulatorios necesarios.

En primer lugar, ¿por qué asevero que los CTC ya han sido recuperados?. Merece la pena recordar su evolución regulatoria. La Ley del Sector Eléctrico (LSE) estableció las cantidades máximas reconocidas: 11.951,5 millones de euros (1.988.561 millones de pesetas), que comprendían los CTC tecnológicos 10.176,85 millones de euros (1.693.285 millones de pesetas) más los CTC del carbón por 1.774,6 millones de euros (295.276 millones de pesetas). A partir de aquí se produjeron una serie de cambios en la LSE y reglamentos de desarrollo en relación a los CTC, hasta llegar a la situación actual fijada en el Decreto Ley 2/2001, que marcó algunas cuestiones básicas: el importe máximo total inicial se redujo a 10.432 millones de euros, quita del 20% sobre el 80% del CTC tecnológico, y que la venta de activos de generación que diera lugar a plusvalías supondría la disminución de los derechos de cobro a la vez que el periodo de recuperación se alargaría a 2010.

Los cálculos de los ingresos de mercado para determinar los CTC se basaron en una serie de hipótesis de precio y cantidades que básicamente consistieron en un coste de generación de 3,6 céntimos de euro/kWh (6 pesetas/kWh) y de determinadas horas de funcionamiento y de vida útil de las instalaciones.

El objetivo era garantizar una corriente de ingresos para las empresas por el cambio regulatorio que no iban a poder recuperar, en principio, a través del mercado. Si aplicáramos los parámetros que hoy se conocen en las hipótesis de cálculo utilizadas para los CTC, considerando los ingresos reales percibidos del mercado por cada una de las empresas debido a precios, su exceso sobre los 3,6 céntimos/kWh, el exceso de horas de funcionamiento, el haber operado más allá de la vida útil, el haber percibido del mercado plusvalías por venta de activos (caso Endesa con la venta de Viesgo y de Iberdrola con la de Soto de Ribera) y los mayores/menores costes en la operación, y la aportación al déficit, sencillamente resultaría que a 30 de junio de 2004 el exceso de margen, es decir superávit de CTC percibido debido a la mejora producida en dichas hipótesis por los conceptos anteriores ha sido para el total del sector eléctrico de aproximadamente 3.600 millones de euros, que se reparten como se ve en el cuadro. Adicionalmente, debiera hacerse un análisis sobre las cantidades cobradas por la prima del carbón.

En segundo lugar, y no menos importante, está el efecto negativo sobre el funcionamiento del mercado eléctrico, al distorsionar el mercado mayorista, dificultar la entrada de nuevos generadores, penalizar el régimen especial, impedir el desarrollo del mercado a plazo, distorsionar la actividad comercial u obstaculizar el desarrollo del mercado ibérico, o su interferencia en el comercio de emisiones.

Pondré breves ejemplos, empezando por las barreras de entrada a nuevas centrales, caso de los ciclos combinados de empresas como Gas Natural, ESB, etcétera, la retribución unitaria es diferente para distintas unidades operando en el mismo instante. Las empresas apoyadas por el sistema de CTC reciben retribución aparte del precio del mercado mientras que las nuevas centrales se limitan al precio del pool. Hay empresas que han percibido en los meses transcurridos de 2004 un precio medio de generación, incluido el CTC, de 3,4 céntimos/kWh, mientras que para los nuevos ciclos combinados de Gas Natural, etcétera, ha sido de 3,01 céntimos/kWh.

La penalización del régimen especial viene marcada por la transferencia de renta hacia los productores en régimen ordinario y comprometiendo la rentabilidad de este régimen, desincentivando la inversión en instalaciones limpias que tienen internalizado el coste medioambiental.

En cuanto a los mercados a plazo, la contratación está desvirtuada en tanto que los precios del mercado están distorsionados por factores regulatorios asimétricos, así como la percepción de riesgo de los agentes, por razones ajenas a las que intervienen en la oferta y demanda. El subyacente a proteger por la cobertura del mercado a plazo está distorsionado. Respecto de la comercialización, resulta inviable la contratación a largo plazo y la gestión eficiente de los riesgos. Hay clientes a tarifa expuestos al precio (y al CTC) de manera diferente a la exposición que reciben los clientes que van a mercado, y se provoca una relevante distorsión en el proceso de liberalización. Otro tema relevante es el Mibel. No puede pensarse en un mercado ibérico eficiente basado en la superposición de dos entornos regulatorios que generan distorsiones sobre la señal de precios. Debería resolverse primero la situación insatisfactoria observada en España y aprovechar la experiencia para evitar que se implante un sistema con defectos semejantes del lado portugués. En comparación con las empresas españolas, la portuguesa EDP ha estado recibiendo desde 1998 CTC implícitos incluidos en una tarifa elevada, por lo que no sería de recibo partir de cero en los CTC portugueses. Lo ideal sería suprimir el sistema CTC en ambos países y, como mucho, que la parte correspondiente a centrales de generación no amortizadas de empresas no estatales en Portugal se estableciese con un cálculo riguroso y su recuperación no interfiriese en el mercado

Y por último, el comercio de los derechos de emisión que se basa en una internalización del coste y un aumento definido por el precio de la energía en el mercado, cuyo objetivo final es cambiar el mix de producción por otro medioambientalmente más eficiente. Esta filosofía choca con el tratamiento actual de los CTC retribuidos por el sistema de diferencias, cuyo método de retribución obliga a internalizar con un coste negativo la retribución por CTC. Siempre que esta retribución vaya aplicada a instalaciones emisoras de CO2 anulan la señal económica derivada de la internalización del coste de derecho de emisión. En consecuencia el comercio de los derechos de los costes de emisión aplicados al sistema eléctrico y exigido por la UE es incompatible con el sistema vigente de retribución a los generadores como consecuencia de la existencia de los costes de transición a la competencia.

Por todo ello considero que existen elementos claros y contundentes para analizar en profundidad el asunto de los CTC y proponer cuantos cambios regulatorios sean necesarios para su eliminación, previa compensación a Elcogas, así como para mejorar el funcionamiento del sistema eléctrico, lo cual repercutirá beneficiosamente en las tarifas eléctricas.