"Los costes de transición son parte de nuestro patrimonio"

Satisfecho por la salud financiera de su grupo y por su expansión europea, Rafael Miranda, consejero delegado de Endesa, confía en un reparto equitativo de las cuotas de emisión y de los costes de Kioto y pide reformas inmediatas que mejoren la retribución a la distribución eléctrica. Rechaza la supresión de los costes de transición a la competencia, sugerida por Iberdrola, y le devuelve la pelota a su competidora sugiriendo al Gobierno que revise a fondo el papel de las hidráulicas en el mercado eléctrico mayorista y las retribuciones que se les otorgan por su aportación a la garantía de potencia.

Pregunta. ¿Cómo llevan la aplicación de Kioto?

Respuesta. Hemos presentado las propuestas de asignación de derechos de emisión de CO2 por instalación en nuestras centrales y ha habido unos primeros contactos con la Administración. Insistimos en que es importante que se hagan las cosas bien por dos razones. Para que el mix energético nacional [la combinación de fuentes] siga siendo competitivo sin incumplir los principios regulados por el Gobierno y la UE y las directrices de Kioto. Y en segundo lugar, para no beneficiar o perjudicar a nadie. El reparto del sobrecoste que va a suponer la adaptación, unos 90 millones, debe ser equilibrado entre todas las eléctricas. Y en términos de derechos de emisión, el esfuerzo debe ser equitativo para todas las tecnologías.

"El modelo retributivo de la distribución eléctrica está obsoleto y, aun siendo Endesa quien más invierte, nos discrimina en Andalucía y Cataluña"

"Nuestras compañías en América Latina son ya tan eficientes como las europeas. En España, nuestra tarea es defender el liderazgo"

"Lo único que habría que hacer con los CTC es asegurar que su ritmo de recuperación es igual para todas las empresas que los tienen"

P. ¿Está pensando en los derechos de emisión para el carbón?

R. Al carbón deberían asignarse unos 65 millones de toneladas al año para que se haga un aterrizaje suave en este tipo de producción eléctrica y para preservar un mix de generación adecuado. Un mix que no difiere mucho del que teníamos previsto para el horizonte 2010-2012. Un porcentaje del 20% para el carbón en el mix energético nacional nos parece asumible y preservaría la competitividad energética de España.

P. Supongo que el no conocer aún el reparto de derechos les plantea problemas de planificación.

R. Lo que supone, realmente, es la persistencia de una incertidumbre que hay sobre el sector y que no se eliminará hasta que se conozca el reparto de emisiones. Una incertidumbre que, afortunadamente, ya no es tan grande como hace unos meses gracias a las manifestaciones que responsables de la Administración han hecho en el sentido de que la aplicación de Kioto no va a tener un efecto económico inasumible para nadie. A mi entender, hoy es mucho más importante en relación a Kioto que la incertidumbre económica, la incertidumbre sobre cómo será la cobertura de las distintas tecnologías eléctricas en el futuro. La demanda futura de electricidad en España se va a cubrir con energías renovables, tras el impulso que se le está dando a la energía eólica, y con gas. Nadie lo discute. Pero es muy importante saber también que ciertas centrales de carbón requieren inversiones, que, como en nuestro caso, están ya planificadas para cumplir con la directiva de grandes instalaciones de combustión y que son las que van a asegurar que se mantenga una cuota de carbón razonable.

P. ¿No van a cerrar centrales?

R. Hay que decir, en contra de lo que se afirma, que el parque de carbón español es eficiente y moderno. Las empresas, y en particular Endesa, no han descuidado las inversiones, que son permanentes en estas centrales. Puede haber alguna que tenga que cerrarse, pero el parque en su conjunto es eficiente. Algunas de esas centrales va a requerir, sin embargo, pequeñas inversiones adicionales para cumplir con Kioto y por ello es importante que se despejen las incógnitas sobre su futuro.

P. Fuentes del sector señalan que la aplicación de Kioto y la asignación de derechos de emisión va a suponer una especie de Plan Renove

[incentivos de la Administración a la renovación de los automóviles] para las eléctricas.

R. En un negocio como el nuestro, en el que crece como está creciendo la demanda, creo que hay una especie de Plan Renove permanente. Nuestras instalaciones no son como los coches, son muy complejas y requieren constantes inversiones para su puesta al día, para su actualización. Si eso significa un Plan Renove, lo estamos aplicando desde siempre.

La pregunta, en último termino, es un poco maligna porque un Plan Renove puede ser tremendamente costoso para el sistema energético.

P. ¿No entiendo que malignidad ve en la pregunta?

R. Aquí tengo un gráfico muy elocuentente en el que se comparan las tecnologías en base a niveles de riesgo, porque en este sector hay que jugar con la garantía de suministro y con conceptos tales como el autoabastecimiento. El sistema español incluye lo que llamamos tecnologías de bajo riesgo de suministro, que son las de carbón importado, carbón nacional y nucleares; las de riesgo geopolítico, como el fuel y el gas, y las de riesgo meteorológico, que son la hidráulica y las energías incluidas en el régimen especial. El jugar adecuadamente con este mix, que como se ve en el gráfico garantiza el suministro, es muy importante. ¿Qué es lo que está pasando? Pues que Endesa es hoy quien más garantía está dando en el sistema, porque es la que tiene una tecnología de menor riesgo de suministro. ¿Qué hay que hacer en el futuro? Pues que este mix se siga manteniendo adecuadamente. Entonces los planes renove utilizados maliciosamente pueden ser muy peligrosos y arriesgados.

P. Endesa se queja de estar siendo discriminada en el negocio de la distribución eléctrica.

R. El modelo retributivo actual de la distribución está obsoleto, como ha reconocido el secretario general de la Energía. Y yo añado que desde hace años nuestros mercados, en concreto Andalucía y Cataluña, están muy discriminados por este modelo. ¿Y por qué digo esto? Porque no se puede repicar e ir a misa. No se nos puede estar diciendo que tenemos que invertir más porque hay un crecimiento en la demanda que exige mayores infraestructuras, y a la par mantener vigente un modelo que sólo nos retribuye por la mitad nuestras instalaciones. En Andalucía tenemos 43.553 kilómetros de líneas de media tensión y el modelo sólo nos retribuye 29.860, y en centros de transformación tenemos 59.591 y nos abonan por 23.613. En Cataluña nos pasa tres cuartos de lo mismo.

P. ¿Por qué se produce esta situación?

R. Por unas complejas razones compensatorias que se adoptaron hace años en el modelo de retribución y que hoy son lesivas para Andalucía y Cataluña. Donde, por cierto, Endesa está haciendo un esfuerzo extraordinario de inversión. Somos, sin lugar a dudas, la electrica española que más invierte en distribución y lo hacemos fundamentalmente por dos razones. Porque tenemos un plan de mejora de nuestro servicio, de mejora de la calidad, y porque estamos en mercados de crecimiento de la demanda muy potentes. Más del 50% de la inversión realizada en distribución por las eléctricas españolas en el último lustro ha corrido a cargo de Endesa, mientras que nuestro porcentaje en el mercado de distribución ha estado en ese periodo en torno al 42%-43%.

¿Resultados que estamos obteniendo con este esfuerzo inversor? Pues tengo que decir que a nivel global, en los primeros ocho meses del año, hemos mejorado los indices de calidad de servicio TIEPI

[tiempo de interrupción equivalente de la potencia instalada en media tensión] y TIEPI

[tiempo de interrupción equivalente de la potencia instalada en media tensión] en un 25%.

P. Iberdrola ha propuesto la supresión de los llamados costes de transición a la competencia (CTC) para contribuir a que los gastos de Kioto no encarezcan la tarifa al usuario y ustedes proponen la supresión del canon nuclear.

R. Tengo que recordar que los CTC son hoy un derecho reconocido por la ley española y por Bruselas, y que además da la casualidad que se acaban de reconocer estos costes a Portugal e Italia. Por tanto, no es algo exclusivo de nuestro sistema. Son los llamados costes históricos no recuperados, o costes hundidos, que en los regímenes regulatorios anteriores no se pudieron recuperar y que no se van a recuperar vía mercado. Un tema conceptualmente muy complejo, pero que puede entenderse mejor con algún ejemplo. En España estamos pagando entre todos la moratoria nuclear. La moratoria procede de unas centrales cuya construcción se suspendió por el Gobierno y que con buen criterio se decidió que se pagara a las empresas por las cantidades invertidas. Bueno, pues los famosos y mal llamados CTC se deberían llamar costes históricos no recuperados, proceden fundamentalmente de centrales nucleares. Y sería tremendo el que las nucleares que no han entrado en servicio, las afectadas por el parón, recuperen sus inversiones y las que están funcionando y que están dando garantía de suministro al sistema no las recuperen. Hay que ver quién propone determinadas medidas, qué le impulsa a ello y quién se beneficia realmente de los costes hundidos o de la moratoria nuclear. A las cifras me remito. Hay que ser muy cuidadoso cuando se habla de este tipo de cosas.

P. A su juicio, ¿qué modificaciones hay que hacer para paliar una escalada de las tarifas por encima de lo previsto?

R. Hay que buscar elementos que puedan abrir un hueco en esta situación y uno podría ser la reducción del tipo que se está aplicando a la tarifa por la moratoria nuclear. Nuestros asesores jurídicos nos dicen que esto no dañaría a las compañías, puesto que de hecho, como esa deuda está titulizada, ya la tienen cobrada. Y además dicen que los contratos con los tomadores de estos derechos contemplan la posibilidad de reducir el porcentaje del canon.

P. ¿Qué le parece la propuesta de elaborar un Libro Blanco?

R. La propuesta del ministro de Industria es interesante y positiva. El marco regulatorio necesita un cierto grado de revisión y es bueno que se aborde con diálogo. De hecho, las eléctricas, entre ellas Endesa, estamos ya examinando con Industria, en un diálogo fluido, cuestiones que ese marco plantea. En cuanto a los asuntos que el Libro Blanco podría abordar, destacaría la necesaria revisión de las normas del mercado mayorista que regulan los mercados de restricciones, por ejemplo, o el desarrollo del mercado a plazo. Sería también conveniente analizar a fondo la participación en el mercado mayorista de la energía hidráulica, así como su relación con el pago de la garantía de potencia que, por la propia naturaleza de esta fuente, con alto riesgo meteorológico, es más bien discutible. Hay otras cuestiones del sector de más urgente necesidad de solución y que habría que abordar sin esperar al Libro Blanco.

P. ¿Qué cuestiones son ésas?

R. Me refiero a la metodología de retribución de la distribución, de la que ya hemos hablado. También habría que abordar la tarea de completar la regulación de los sistemas insulares. En esos sistemas, Endesa ha efectuado en los últimos cinco años inversiones en generación por valor de 1.000 millones y ha soportado incrementos de precios de los combustibles por más de 400 millones, y ello, sin que se haya completado una normativa que determine de qué modo se va a retribuir esa inversión o se van a recuperar esos costes.

Otra cuestión respecto de la que convendría dejar las cosas claras es la de los CTC. Este concepto, hasta la totalidad del importe reconocido en su momento a cada compañía, forma parte de su patrimonio, como cualquier otro de sus activos, por lo que entendemos que no puede ser tocado, salvo que se estuviera dispuesto a compensar adecuadamente a las compañías afectadas. La garantía de su recuperación en su integridad es la propia del Estado de derecho que los reconoció. Lo único que habría que hacer respecto de los CTC es arbitrar un procedimiento que asegure que su ritmo de recuperación es igual para todas las empresas que los tienen reconocidos, cosa que hoy no sucede, en claro perjuicio de Endesa.

P. Sobre los CTC se ha dicho también que Endesa los está utilizando para presionar a la baja los precios del mercado mayorista.

R. No es cierto y ya hemos solicitado una investigación al respecto a la Comisión Nacional de la Energía (CNE). No estamos dispuestos a tolerar insinuaciones de que hay manipulación en el pool (el mercado mayorista) o que hay elementos que lo distorsionan. La realidad es muy otra. Ocurre que en España empieza a haber sobrecapacidad de generación en el sistema, a la que contribuye Endesa y también sus competidoras, y que cuando hay sobrecapacidad de oferta lógicamente se produce una presión a la baja en los precios. No hay que olvidar, además, que los precios de punta en el pool los marcaban tradicionalmente tecnologías tan caras como el fuel-oil y hoy los marcan tecnologías más baratas, como las procedentes del ciclo combinado.

P. Es decir, que sus ofertas están cubriendo los costes.

R. De largo, y es demostrable. Hay otros agentes en el sistema que están ofertando sus tecnologías a precio cero en el 98% o 99% de las ofertas que hacen. Deberían explicarlo y tambíén deberían explicar las razones para que con determinadas tecnologías que emplean un bien público, como es el agua, se están dando precios distintos al mercado mayorista con 24 horas de diferencia.