¿Cómo se regularon hasta ahora los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares?

Un modelo de retribución regulada suele ser el método adoptado para recompensar la generación en los sistemas eléctricos aislados. En España, los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) no constituyen una excepción y, por tanto, también se ha seguido un modelo regulado para la retribución de la generación en las Islas Baleares, Islas Canarias, Ceuta y Melilla.
La base de este modelo se cimenta en un reconocimiento de los costes fijos y variables que la producción de energía conlleva en estos sistemas aislados: precisamente su aislamiento y las particularidades propias de estos territorios hacen que los consiguientes sobrecostes de los SEIE fueran compensados, gracias al principio de tarifa única nacional, en los Presupuestos Generales del Estado y a través directamente del bolsillo del conjunto de los consumidores españoles de energía en su factura de la luz.
Durante décadas los SEIE estuvieron inmersos en un período de incertidumbre retributiva y regulatoria. No fue hasta 1997, con la Ley del Sector Eléctrico, cuando se contempló por primera vez la necesidad de desarrollar una normativa específica para los SEIE que tuviera en cuenta sus particulares sobrecostes. Apenas fue un primer paso: se tardó más de 10 años en desarrollar el modelo regulatorio de los SEIE vigente hasta la aprobación el jueves 17 de octubre de la nueva Ley.
El Real Decreto 1747/2003 estableció los aspectos generales de su retribución; pero no fue hasta 2009 cuando se dio la primera liquidación conforme a la nueva normativa ya que hasta 2007 las tarifas eléctricas se limitaron a incorporar una cuantía provisional para la retribución de estos sistemas: un parche que no solucionaba en nada la problemática de los SEIE. Esta fórmula no guardaba relación alguna con la realidad de estos territorios: era indiferente a los costes fijos y variables, sin tener en cuenta por ejemplo el número de instalaciones existentes o la evolución del precio de las materias primas. Simplemente se contemplaba como un añadido a la tarifa que pagaban los consumidores sin detallar de dónde procedía ese incremento.
Retribución al detalle
En 2006 se aprobaron las órdenes ministeriales que recogían el grueso de los aspectos que hacían referencia específicamente a la retribución. Fue el punto final a un largo período de incertidumbre durante el que se contemplaron cuantías provisionales que no se ajustaban a la realidad de estos sistemas. Básicamente son dos: la Orden ITC / 914/2006, que estableció el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia o costes fijos; y la inmediatamente anterior, la Orden ITC / 913/2006, por la que se fijó el mecanismo retributivo a tener en cuenta para los costes variable y a la postre la de mayor calado: no obstante más del 70% de la retribución de los SEIE se corresponde a costes variables. Antes de entrar en detalles conviene señalar también que, en definitiva, este esquema de retribución estaba diseñado para garantizar una rentabilidad después de impuestos del 8% para las inversiones realizadas en generación en los SEIE. Con la nueva reforma energética del Gobierno y la rentabilidad razonable ya se verá cómo se define la nueva retribución.
En lo que respecta a los costes fijos, la retribución fijada trataba de recompensar la inversión realizada a la par que enjugaba los costes fijos de operación y mantenimiento de las instalaciones. Se tenía en cuenta su disponibilidad efectiva y la instalación tenía que estar calificada como inversión necesaria por el operador del sistema (REE). Hay que señalar que para recompensar la inversión en generación, además de la amortización de la inversión se añadía una retribución igual al valor de la rentabilidad del Bono del Estado + 3%.
La parte de los costes variables se calculaba a través de tres pilares; el coste más cuantioso es el ocasionado por los combustibles, que por primera vez empezó a tener en cuenta las variaciones en su precio a través de las cotizaciones internacionales; además se añadía el coste variable de operación y mantenimiento, que cubría básicamente costes de las revisiones, fungibles y circulante; finalmente se completaba con los costes derivados de la regulación realizada durante cada hora de funcionamiento, es decir, en función de las decisiones y los MW asignados por el operador del sistema.
Procedimientos de operación
La operación en los SEIE no se escapa a las particularidades de estos territorios: su aislamiento y reducido tamaño también influyen en su reglamentación. Eso sí, desde 1997 quedó liberalizada la actividad de generación en los SEIE. El único requisito corresponde a una necesidad de planificación de la potencia a instalar junto con las Comunidades y Ciudades Autónomas correspondientes. El objetivo de esta planificación es que la generación cubra la demanda eléctrica prevista bajo criterios de seguridad, diversificación, eficiencia y protección del medio ambiente.
REE, en virtud de operador del sistema, se encarga del despacho de generación según orden de mérito económico teniendo en cuenta las restricciones técnicas y medioambientales. La operación debe garantizar la disponibilidad de la suficiente potencia de reserva con el fin de minimizar el efecto que puedan tener imprevistas incidencias en la generación que repercutan en la garantía y en la calidad del suministro. El ciudadano de los SEIE debe recibir el mismo servicio que un ciudadano ubicado en cualquier lugar de la Península.
Con estos criterios resulta evidente que desde 2006 se dejó de buscar el mínimo coste económico en detrimento de las prioridades ya señaladas. Se estableció entonces que la potencia disponible debe cubrir la demanda punta y los tres niveles de reserva siguientes para poder responder, en un momento puntual, ante una mayor demanda ya que, llegados a ese caso, no hay alternativa: ninguna otra fuente de generación puede auxiliarla dado el aislamiento que tienen estos grupos generadores. Esto ha llevado a que las centrales generadoras de energía de los SEIE deban funcionar con un bajo nivel de carga y, por tanto, con un elevado margen de reserva, que oscila entre el 40 y el 70% según los casos; muy superior al fijado para la Península, entre un 10% y un 15%, lo que ha dado lugar a costes adicionales que han incrementado las cuantías necesarias para apoyar a estos territorios.
Cuantías que se han visto a su vez aumentadas por las décadas de retraso en la construcción de las plantas de regasificación, lo que ha obligado a utilizar en las centrales de ciclo combinado los combustibles más caros. Ahora está por ver si antes de que termine la presente década se han concluido todas las infraestructuras planeadas para el archipiélago canario: las citadas plantas de regasificación y las centrales de bombeo, necesarias para un mejor aprovechamiento de las energías renovables. A corto plazo será importante ver qué consecuencias trae para los SEIE el conjunto de la reforma energética una vez que sea aprobada definitivamente; conviene no olvidar que, meses después de su presentación, el trámite parlamentario supuso cambios importantes en la Ley finalmente aprobada el pasado 17 de octubre en el Congreso.