Hace ya tres años publiqué, en el blog de esta revista, un artículo en el que hablaba de la anormalidad que sufrían los productores extra peninsulares, respecto de los peninsulares, a cuenta del régimen retributivo. Lo cierto es que no me hace especial ilusión repetirme, pero la realidad es que la situación se perpetúa en el tiempo y no tiene visos de arreglarse, salvo que los agentes del sector sigamos insistiendo sistemáticamente, tal y como hacen desde Anpier y APPA renovables.
De forma muy resumida la situación es la siguiente: La ley del Sector Eléctrico indica que el 50% del extra coste peninsular debe ser financiado con cargo a los presupuestos generales del Estado (PGE). Esto, a efectos reales, implica que el 50% del régimen retributivo específico se paga a través del Tesoro Público (TTPP). Ahora bien, para que el TTPP transfiera los fondos hace falta que: (1) el Operador del Sistema envíe a la Dirección de Política Energética y Minas (DGPEyM) y a la CNMC la información básica para calcular la retribución de todas las actividades extra peninsulares, (2) la DGPEyM apruebe esa cuantía, (3) envíe un informe a la Administración Central, (4) esta apruebe por resolución la cuantía exacta, (5) el TTPP reciba la orden y, finalmente, (6) proceda a la transferencia de fondos, cuando los tenga (sic). Si no es exactamente este el procedimiento, al menos es bastante parecido. Aun así, lo realmente importante es que tanto trámite burocrático y manoseo de información implica que, un productor extra peninsular, según el mes, puede tardar en cobrar lo que le corresponde varios meses más que el mismo productor en la península.
Es de justicia apuntar que, normalmente no se produce retraso alguno, que a este porcentaje no se le aplica ningún coeficiente de cobertura y que, en situaciones normales, el importe íntegro de su liquidación puede llegar a ser superior a la de un productor peninsular. Esto se debe a que, mientras que al productor peninsular le aplican el coeficiente de cobertura sobre el 100% de sus ingresos regulados, al extra peninsular solo se lo aplican sobre el 50%, de manera que si el tesoro paga en plazos cobrará el otro 50% íntegro. A modo de ejemplo, bajo este supuesto si el coeficiente de cobertura fuese del 35%, el productor peninsular cobraría el 35% de lo que le corresponde, mientras que la retribución del extra peninsular se elevaría hasta el 67,5%.
Ahora bien, en el extremo contrario, ¿qué ocurre cuando el TTPP no tiene fondos suficientes para pagar al productor? Pues que sobre el 50% de su parte aplicará su propio coeficiente de cobertura, pudiendo ser su retribución inferior a la del productor peninsular. Nuevamente, lo mejor es explicar esto mediante un ejemplo, solo que esta vez sobre datos reales; concretamente sobre lo sucedido en la L02/2020. En esta liquidación el coeficiente de cobertura fue del 58,19%. Es decir, el productor peninsular cobró el 58,19% de toda la retribución devengada. Sin embargo, el TTPP aplicó sobre su parte con cargo a PGE un porcentaje, de forma que el productor extra peninsular cobró, en total, un 44,78% de lo que le correspondía.
En el fondo de la discusión está el determinar qué se entiende por “coste extra peninsular”. No soy abogado pero, sinceramente considerar el régimen retributivo de los productores extra peninsulares como uno de ellos me parece que no tiene sentido alguno. Al final, estos costes recogen el sobrecoste que tiene la generación en las islas respecto del sistema peninsular (precio del fueloil, etc) y, desde mi entendimiento, aunque puede que se me escape algún concepto, el coste de generación renovable no varía de un sistema a otro. Sea como fuere, lo que no tiene sentido es esta distorsión existente entre productores de una misma tecnología.
