El equilibrio financiero del sector eléctrico y la desaparición del impuesto de generación

DIEGO RODRÍGUEZ

Apuntes 2025/04

Enero de 2025

fedea

Las opiniones recogidas en este documento son las de sus autores y no coinciden necesariamente con las de Fedea.

Diego Rodríguez (UCM y Fedea)

Enero de 2025

1. Introducción

En este trabajo se analiza la situación financiera del sector eléctrico y sus perspecEvas de evolución. Para ello se hace uso, entre otra, de la información más reciente proporcionada por el informe que la CNMC ha publicado en diciembre de 2024 sobre el cierre del ejercicio 2023, así como la contenida en la propuesta de la Orden ministerial sobre los cargos del sistema eléctrico para 2025. Esto se pone en relación, además, con el papel jugado por el Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica (IVPEE), cuya supresión se recomienda, proponiéndose a corto plazo su susEtución provisional por un aumento de los cargos durante el corto período en el que este será previsiblemente necesario para el mantenimiento del equilibrio financiero del sistema eléctrico.

2. La evolución reciente del saldo en el sistema eléctrico

La Ley de Sector Eléctrico establece que la planificación anual ex ante de ingresos y pagos regulados debe asegurar que el sistema esté equilibrado. Tras un largo periodo de déficits hasta 2013, entre 2014 y 2021 hubo desviaciones en forma de pequeños déficits o superávits (en el entorno del 3-4% de los ingresos obtenidos por el sistema). Esas desviaciones, sin embargo, han sido muy intensas en 2022 y 2023. En parEcular, en 2022 se produjo un resultado extraordinariamente posiEvo, con un superávit ligeramente superior a 5.400 millones de euros, lo que representaba un 28,5% de los ingresos obtenidos en ese año por el sistema de liquidaciones. Por el contrario, en 2023 se produjo un déficit del sistema de casi 2.300 millones de euros.

El Cuadro 1 ofrece un detalle de los ingresos y pagos entre 2020 y 2023 que conducen a ese saldo “real” final. Debe señalarse que el saldo “real” del ejercicio se corresponde con el resultado de considerar todas las fuentes de ingresos a los que se detraen todos los costes, incluidos los de regularización de ejercicios anteriores. Sin embargo, no Eene en cuenta el traslado al resultado de cada ejercicio de los saldos remanentes procedentes de los superávits de otros ejercicios, que se acumulan en una cuenta que gesEona la CNMC. Esto es importante porque el anuncio del saldo que realiza la CNMC sí suele incluir la aplicación de ese remanente¹. Se trata, en suma, de discernir entre el resultado real del ejercicio en curso y su compensación mediante la aplicación de remanentes de otros ejercicios.

¹ Así, el (tular de la Nota de Prensa de la CNMC (17 de diciembre de 2024) era: “El sector eléctrico registró un superávit de 3.902,9 millones de euros en el ejercicio de 2023”. En la Nota se explica correctamente que ese saldo posi(vo surge de la aplicación del remanente de años anteriores.

Cuadro 1. Ingresos y costes regulados del sector eléctrico: 2020 a 2023 (millones de euros)

Nota: ¹ El RECORE es el acrónimo del régimen retribu9vo específico para renovables, cogeneración y residuos. Ese régimen está regulado por el Real Decreto 413/2014 y a él han estado acogidas, o con9núan estando, las instalaciones de generación con esas tecnologías que entraron a producir con un mecanismo de apoyo público hasta el año 2012. ² El saldo del ejercicio se refiere a la diferencia entre el conjunto de ingresos regulados del sistema, menos los costes regulados, a lo que se añade el saldo de la regularización de dis9ntas par9das correspondientes a ejercicios previos (que puede ser posi9vo o nega9vo). Además, desde 2023 se detraen los ingresos procedentes de las rentas de conges9ón con Francia, que se colocan en una cuenta específica para la retribución de los costes por la interconexión del Golfo de Vizcaya.

Fuente: CNMC (liquidaciones defini9vas de varios años y resoluciones de peajes) y elaboración propia.

En concreto, en 2021 se había acumulado un remanente de 772 M€ tras el resultado de ese ejercicio y los anteriores. Esa cuanaa se incrementó notablemente con el superávit de 5.418 M€ en 2022, resultando en un remanente acumulado de 6.190 M€. El notable superávit en el año 2022 fue consecuencia de que el sistema recibió considerables transferencias de ingresos procedentes del Tesoro, en un contexto de proliferación de medidas encaminadas a tratar de paliar los efectos de los encarecimientos de precios a través de rebajas en disEntos peajes y cargos pagados por los consumidores. En 2023, sin embargo, la situación ha sido completamente opuesta, con un déficit “real” del ejercicio de 2.287 M€. Como puede observarse en el Cuadro 1, ese déficit se deriva completamente del cambio radical en los ingresos obtenidos, que pasan de 19.022 M€ en 2022 a 12.365 M€ en 2023. Esa fuerte reducción refleja los menores ingresos por cargos y, sobre todo, la caída de las transferencias realizadas desde el Tesoro provenientes tanto de la Ley 15/2012 de medidas fiscales como de las subastas de derechos de emisión de CO . En relación con la Ley 15/2012, si bien posteriormente se analizará con mayor detalle, baste aquí señalar que integra el Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE) y otros tributos y cánones que recaudan ingresos desEnados total o parcialmente al sector eléctrico. Por el contrario, los costes regulados se manEenen muy estables, tan solo destacando los menores ingresos por regularización de ejercicios anteriores y el nuevo coste asociado a la reserva en una cuenta específica de las rentas de congesEón en la conexión con Francia (inicialmente computadas en los peajes) para el pago de la nueva interconexión por el Golfo de Vizcaya.

Para la interpretación de los ingresos, debe recordarse que a parEr de junio de 2021 se produjo la separación de cajas entre la parte de ingresos regulados desEnados a las redes (peajes) y la parte de ingresos desEnados a otros costes regulados del sistema (cargos)². Como consecuencia, ha sido necesario determinar qué parte del saldo remanente disponible en 2022 y 2023 es resultado de un superávit en la parte de redes y qué parte es consecuencia de un superávit en la parte de cargos. El detalle de la asignación entre una y otra parte es compleja y ha requerido de un conjunto de cálculos realizados por la CNMC. Pero es importante porque implica que no todo el remanente disponible (por ejemplo, los 6.190 M€ de 2022) se pueden uElizar para compensar un posible déficit por “otros costes regulados del sistema” (en este caso, en 2023), sino tan solo la parte del remanente correspondiente a los cargos. En concreto, como se puede observar en las úlEmas filas del Cuadro 1, el remanente disponible para cargos al cierre del ejercicio 2023 fue de 2.087 M€. Aunque el ejercicio 2024 no se cerrará hasta final del año 2025, todo indica que gran parte de ese remanente (si no todo) volverá a compensar un déficit en la parte correspondiente a los costes disEntos de las redes en 2024³.

El saldo entre los ingresos (peajes) para el pago de las redes de transporte y distribución y sus costes asociados es reducido, ya que la CNMC aumenta o disminuye los peajes para evitar grandes diferencias a favor o en contra. De hecho, la CNMC ha reducido los peajes para 2025 en una media del 4%, si bien se ha “guardado” parte de los desvíos a favor por regularizaciones de ejercicios anteriores para compensar en años posteriores aumentos esperados de la retribución a las redes⁴. Sin embargo, los ingresos para cubrir el resto de los costes del sistema, que provienen de transferencias del Tesoro y de los cargos, dependen de decisiones tomadas por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco), que es la autoridad competente en este ámbito. La evolución más reciente del saldo del sistema eléctrico está, precisamente, marcada por las grandes oscilaciones en los ingresos percibidos para cubrir esos costes regulados del sistema disEntos a las redes. El resto de este trabajo profundiza en esta cuesEón.

² Esa separación se produjo a par(r de junio de 2021 por lo que, para evitar confusiones, en el Cuadro 1 se muestra el conjunto de ingresos por peajes de acceso (peajes más cargos) de ese ejercicio.

³ Véase el informe de la CNMC con el Acuerdo por el que se remite a la Dirección General de Polí(ca Energé(ca y Minas datos para la elaboración del escenario de ingresos y costes para el cálculo de los cargos que cubrirán parcialmente los costes del sistema eléctrico para 2025 (INF/DE/167/24).

⁴ A ello habría que añadir que, según el araculo 24 del RDL 4/2024, el descuento para los consumidores electrointensivos (que de momento se man(ene) deberá ser financiado desde 2024 mediante el superávit de ingresos de transporte y distribución registrado en la Liquidación defini(va del ejercicio 2023. Esa medida (ene un coste previsto de 212 M€ para 2024.

3. Los otros costes regulados del sistema

Como es bien conocido, los costes regulados del sistema disEntos de las redes son básicamente tres: los costes por la retribución a las plantas de generación renovable, cogeneración y residuos (RECORE) que se instalaron hasta 2012, los costes por la deuda (principal e intereses) acumulada hasta 2013 y los extracostes de generación en los sistemas no peninsulares (SNP). En 2023, los otros costes regulados del sistema se situaron en el entorno de 7.600 millones de euros. Según la Ley del Sector Eléctrico esos costes se cubren mediante transferencias del Tesoro y, en la parte no cubierta por esta vía, mediante los cargos en las facturas de los consumidores.

Cuadro 2. Ingresos externos a peajes y por cargos* (millones de euros)

Notas: *No se incluyen, por tanto, los ingresos por peajes de transporte y distribución, los ingresos por la aplicación de la tarifa de úl9mo recurso (art.17 del RD 216/2014), los ingresos por capacidad y por imputación de pérdidas, por intereses y por diferencias entre la recaudación y la retribución del Operador del Mercado y el Operador del Sistema. ¹ Establecido por el Art. 2 RDL 6/2022: este ingreso compensa la menor recaudación de peajes asociada al descuento a consumidores electrointensivos. ² Establecido por el Art. 7 RDL 18/2022. ³ Establecido por el Art. 6 RDL 20/2022. ⁴ Establecido por el Título III y DA8ª del RD-ley 17/2021. ⁵ Previsión de cierre según INF/DE/167/24. Fuente: Elaboración propia a par9r de CNMC: liquidaciones defini9vas de 2022 y 2023 e INF/DE/167/24.

El Cuadro 2 desglosa los ingresos que se derivan de las transferencias realizadas por el Tesoro al sistema eléctrico en 2022 y 2023, así como las previsiones del cierre para 2024. Como puede comprobarse, hay un cambio muy notable entre los dos primeros años, con una reducción de 5.400 M€ que es consecuencia de i) la aportación extraordinaria de 2.000 M€ que se había producido en 2022, que no se repite en 2023, ii) la caída a una quinta parte de los ingresos procedentes de la Ley 15/2012 de Medidas Fiscales y iii) la reducción a menos de la mitad de los ingresos procedentes de las subastas de derechos de emisión⁵. En 2024, además de la desaparición de algunos ingresos para compensar medidas de apoyo que se manEenen (descuentos a electrointensivos y flexibilización de contratos), ya había finalizado el mecanismo de minoración de la retribución de la acEvidad de producción, por lo que tampoco se obEenen ingresos del mismo. Por lo tanto, las vías de ingresos que permiten cubrir parte de los costes regulados disEntos a las redes vuelven a ser las tradicionales: los ingresos procedentes de los impuestos incluidos en la Ley 15/2012 (IVPEE y otros tributos y cánones) y los procedentes de las subastas de derechos de emisión de CO₂. Los costes no cubiertos mediante estas dos vías se pagan mediante los cargos en las facturas (úlEma fila del Cuadro 2). A conEnuación se discute con mayor detalle estas tres vías.

⁵ Adicionalmente, en la memoria de la Orden Ministerial donde se determinan los cargos de cada ejercicio se computan ingresos procedentes de los remanentes previamente acumulados. Sin embargo, como se he señalado, esos ingresos no son transferencias desde el Tesoro sino desde una cuenta de la CNMC y (enen como fin compensar ex post la diferencia entre los costes e ingresos regulados dis(ntos a los peajes. Para no inducir a confusión, esas transferencias desde la cuenta de la CNMC no se han incluido en el Cuadro 2, ya que no responden al ejercicio real en curso.

Los ingresos de la Ley 15/2012

La Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energéEca, introdujo una serie de nuevos impuestos para contribuir al equilibrio presupuestario del sistema eléctrico. El más importante de ellos es, con mucho, el Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica (IVPEE), habitualmente conocido como el impuesto a la generación. Este impuesto grava con un Epo del 7% el importe recibido por las empresas de generación por la venta de su energía.

El impuesto de generación estuvo suspendido desde el 1 de julio de 2021 hasta ya entrado el año 2024, cuando se fue recuperando de modo paulaEno a lo largo del año. El IVPEE se suspendió para amorEguar el crecimiento de los precios en los mercados mayoristas desde mediados de 2021, ya que ese impuesto se traslada completamente a la oferta realizada por las empresas en el mercado mayorista. Textualmente, en el RDL inicial (RDL 17/2021) se señalaba que “De esta forma, mediante la exoneración del impuesto, los productores, en tanto que sujetos obligados de dicho tributo, podrán volver a ofertar precios más compeEEvos que redunden favorablemente en los consumidores al verse reducido uno de sus costes operaEvos”.

Naturalmente, ya que el ingreso por ese tributo contribuye a cubrir parte de los costes regulados del sistema, la suspensión del impuesto requería de algún mecanismo compensatorio para que ello no repercuEera en un deterioro del equilibrio financiero. Ese mecanismo compensatorio podía venir de i) un aumento de otros ingresos que el sistema eléctrico obEene desde el Tesoro, ii) un aumento de los cargos en la factura y/o iii) la uElización del remanente acumulado por el superávit de ingresos de años previos.

Las estrategias seguidas han ido variando en disEntos ejercicios. En concreto, en 2022 el Tesoro realizó transferencias a la CNMC, como enEdad encargada del sistema de liquidaciones, por un importe equivalente a la reducción de ingresos derivada de la suspensión de ese impuesto⁶. Esto hizo que el sistema no se resinEera de esa suspensión aunque, obviamente, a costa de un mayor gasto público no compensado por un ingreso fiscal equivalente. El resultado es que los ingresos provenientes de las diversas figuras imposiEvas recogidas en la Ley 15/2012 fue de 3.721 M€ en 2022, cifra que fue algo superior a la inicialmente prevista.

En 2023, ejercicio en el que se mantuvo suspendido el IVPEE, no se produjo compensación directa por la caída de la recaudación. Por lo tanto, los ingresos por la Ley de Medidas Fiscales (543 M€) no provinieron del IVPEE sino de la recaudación de otros impuestos contemplados en esa Ley: generación de residuos nucleares⁷, canon hidráulico y parte de los ingresos por impuestos especiales de hidrocarburos. Por úlEmo, la recuperación progresiva del IVPEE en 2024 (estuvo minorado en un 50% en el primer trimestre y en un 25% en el segundo trimestre) ha permiEdo que la recaudación prevista en 2024 se sitúe en 1.385 M€.

Debe señalarse que la suspensión o minoración del impuesto de generación se ha traducido también en una reducción de los costes regulados del sistema, un aspecto al que no se suele prestar mucha atención. Esa reducción ha afectado a dos de los tres grandes componentes de costes disEntos de las redes: el

⁶ Así se recogía en la Disposición Adicional segunda del RDL 6/2022.

⁷ La Ley 15/2012 introdujo el impuesto sobre la producción de combus(ble nuclear gastado (con una cuota tributaria por kilo de uranio y plutonio) y residuos radiac(vos resultantes de la generación de energía nucleoeléctrica (con una cuota por metro cúbico de residuos) y el impuesto sobre el almacenamiento de combus(ble nuclear gastado y residuos radiac(vos en instalaciones centralizadas. Estos impuestos son dis(ntos a la tasa que las centrales nucleares pagan a Enresa.

RECORE y los extracostes de generación en los SNP. La razón es que en ambos casos las empresas reciben una retribución regulada para cuyo cálculo se toma en consideración la carga imposiEva que estas soportan⁸. Por ello, cuando se han producido reducciones de esa carga, la CNMC Eene que proceder al recálculo de la retribución regulada. Así, para el año 2022 el coste inicialmente reconocido por el IVPEE a las empresas generadoras en los SNP se situaba en el entorno de 147 millones de euros⁹, coste que sin embargo no se produjo como consecuencia de la suspensión del impuesto durante ese año. Lo mismo ocurrió para el ejercicio 2023, en el que se preveía un coste operaEvo por este concepto de . En el mismo senEdo, pero con mayores cuanaas, se han producido reducciones de los costes vinculados al RECORE.

La recaudación por ingresos de las subastas de

La segunda vía de ingresos procedentes del sector público se basa en la transferencia de parte de los ingresos obtenidos por el Tesoro por las subastas de derechos de emisión de CO . La cuanaa de esa transferencia se fija inicialmente en los Presupuestos Generales del Estado (PGE), si bien tanto en 2021 como en 2022 se produjo un posterior ajuste al alza mediante la inclusión de una disposición adicional en un . De ese modo la cifra inicialmente contemplada (1.100 M€ en ambos casos) se amplió posteriormente hasta alcanzar 2.352 M€ en 2021 y 2.028 M€ en 2022, respecEvamente. Sin embargo, en 2023, ejercicio para el que también figuraban en los PGE unas transferencias previstas de 1.100 M€, los ingresos percibidos por el sistema han sido sustancialmente inferiores: 917 M€. Para 2024 se repite la cifra de parEda de 1.100 M€ si bien, como se ha observado, la cifra final podría variar significaEvamente al alza o a la baja.

Cuadro 3. Ingresos por subastas de CO2 y transferencias al sistema eléctrico (millones de euros)*

*Datos de informe de liquidación defini(va CNMC. No coinciden con lo del Informe de la CE debido, probablemente, a diferencias en la asignación temporal.

Fuente: Comisión Europea, CNMC y elaboración propia.

⁸ Según el araculo 36 del RD 738/2015 “La retribución por otros costes opera(vos incluye los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben sa(sfacer los productores de energía eléctrica resultantes de la aplicación de la norma(va en vigor, los pagos para la financiación del operador del sistema y, en su caso, del mercado y del impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica derivado de la aplicación de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energé(ca”.

⁹ Ver Informe por el que se aprueba la memoria acredita(va para la previsión de la compensación presupuestaria de los extracostes de producción de energía eléctrica en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares en el ejercicio 2022 (INF/DE/064/21), 10 de junio de 2021.

¹⁰ Ver Informe por el que se aprueba la memoria acredita(va para la previsión de la compensación presupuestaria de los extracostes de producción energía eléctrica en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares en el ejercicio 2023 (INF/DE/081/22), 9 de junio de 2022.

¹¹ La Ley 7/2021 de Cambio Climá(co y Transición Energé(ca establece una transferencia mínima de 450 M€ para financiar los costes del sistema eléctrico.

El Cuadro 3 compara la recaudación obtenida por las subastas de derechos de emisión en España y las transferencias realizadas al sistema eléctrico entre 2017 y 2023. Los datos de recaudación son los que figuran en los informes de progreso sobre la acción climáEca que realiza anualmente la Comisión Europea a parEr de la información proporcionada por los Estados Miembros. Debe señalarse que hasta 2023 al menos el 50% de los fondos obtenidos a parEr de las subastas debían gastarse en acciones dirigidas al clima y la energía. Sin embargo, desde junio de 2023 los estados miembros deben uElizar el 100% de los ingresos obtenidos por las subastas en acciones de clima y energía, recogidas en el araculo 10.3 de la DirecEva 2003/87/CE actualizada¹². En la información que proporciona el informe de la CE y que se muestra en el Cuadro 3 no se incluyen los ingresos uElizados en las ayudas por los costes indirectos del carbono¹³. Como puede observarse, aunque hay una elevada variabilidad de los ingresos dedicados al sistema eléctrico entre años, lo cierto es que el ejercicio 2023 ha registrado unas transferencias extraordinariamente reducidas en relación con los ingresos obtenidos de las subastas: tan solo un 27% y muy debajo de los porcentajes alcanzados en años previos. Ello pese a que los ingresos de ese año se situaron en máximos históricos, lo que fue consecuencia a su vez del mayor precio medio anual, en torno a 83 En 2024 se produjo una notable caída, al entorno de 65 si bien los futuros para 2026 y 2027 se sitúan actualmente en torno a 80 €/tCO .

Los cargos

Los costes disEntos a las redes (“otros costes”) que no se cubren mediante las transferencias previstas del Tesoro se distribuyen entre los consumidores a través de los cargos en sus facturas eléctricas. Para ello, cada año el Miteco realiza una previsión sobre la cuanaa necesaria a recaudar, que es resultado de detraer de esos “otros costes” previstos las transferencias también previstas desde el Tesoro. Ese saldo se distribuye entre los consumidores según los grupos tarifarios y periodos sobre la base de una metodología desarrollada en el RD 148/2021. Ello resulta en unos precios unitarios por grupo tarifario/periodo que, como en el caso de los peajes, están vinculados por un lado a la potencia contratada y, por otro lado, a la energía consumida. De ese modo, la recaudación obtenida por los cargos no es sino el resultado de mulEplicar esos precios unitarios por las correspondientes unidades de potencia contratadas y las unidades de energía consumidas. Una diferencia importante con respecto a los peajes, sin embargo, es el disEnto peso relaEvo que se contempla en la parte del término de potencia y de energía. Mientras que en los peajes es de un 75% y 25% en el término de potencia y de energía, respecEvamente, en los cargos es de 25% y 75%, respecEvamente, para los pequeños consumidores (grupo tarifario 2.0), porcentaje que se modifica a un 40% y 60% para el resto de los grupos tarifarios. Esto es, el Miteco decidió variabilizar mucho más los costes asociados a los cargos, vinculando una parte mayoritaria de los mismos a la energía consumida, que lo decidido por la CNMC para los costes de las redes asociados a los peajes.

La recaudación por los cargos, que hasta junio de 2021 se incluía junto a la de peajes en el concepto de “peajes de acceso” de la factura eléctrica, se ha reducido muy considerablemente desde entonces. Ello se debió inicialmente a la reducción temporal del 96% de los cargos desde el 16 de sepEembre de 2021 hasta el final de ese año (RDL 17/2021). En 2022 se aplicaron dos reducciones de los cargos: la primera (del 35% sobre los cargos iniciales de 2021) desde el 1 de enero, a la que siguió una segunda reducción en un porcentaje similar desde el 1 de abril. Esa reducción prácEcamente se mantuvo en 2023 y en 2024. El Miteco ha planteado un aumento del 39% en los precios unitarios de los cargos para 2025 lo que, sobre las previsiones de energía consumida y potencia contratada, permiEría recaudar en torno a 3.520 M€. El Gráfico 1 ilustra la evolución de los cargos para un consumidor domésEco (grupo tarifario 1) entre el 1 de junio de 2021 y el año 2025, este úlEmo a parEr del proyecto de Orden Ministerial. Como puede observarse, incluso con el incremento para 2025, los precios unitarios por los cargos se siguen situando muy por debajo de los niveles de parEda en 2021.

¹² A excepción de los ingresos u(lizados para la compensación de los costes indirectos del carbono.

¹³ Araculo 10bis.6 de la Direc(va. Por ejemplo, en 2023 se reportó el uso de 228,8 M€ para la compensación por costes indirectos del En 2024 se autorizó una dotación de 300 M€ y, para 2025, se ha anunciado una dotación de 600 M€. La Comisión Europea decidió en 2023 aumentar el límite de ayudas inicialmente autorizado al revisar los precios de los derechos de emisión para el periodo 2023-2031.

Gráfico 1. Evolución de los precios unitarios por cargos para un pequeño consumidor (grupo tarifario 2.0), 2021-2025

Nota: Los precios unitarios de los cargos y de los peajes discriminan entre grupos tarifarios y periodos. En el caso del grupo 2.0 los periodos diferencian las horas del año en dos conjuntos para el término de potencia (seis en el caso del resto de grupos tarifarios) en función de la temporada, el día de la semana, la hora del día y el sistema eléctrico. En el Gráfico se muestran los precios unitarios de los dos periodos correspondientes al sistema peninsular. En el caso del término de energía las variables que definen los periodos son las mismas, pero en este caso se dis9nguen tres conjuntos. Los periodos figuran en la Circular 3/2020 de la CNMC, pero se aplican tanto a los cargos como a los peajes.

Fuentes: Orden TED/371/2021; Real Decreto-ley 17/2021; Orden TED/1484/2021; RDL 6/2022; Orden TED/1312/2022; Orden TED/113/2024; Propuesta OM para cargos en 2025 (en consulta).

La recaudación por cargos depende de los precios unitarios pero también, como se ha señalado, de las potencias contratadas y del consumo eléctrico. A ese respecto, debe recordarse que en los úlEmos años se ha producido una reducción de la demanda eléctrica. Pese a que en 2024 sí se ha observado un moderado aumento interanual (1,5%), la demanda nacional medida en el punto de consumo se sigue situando en el entorno de 9 puntos porcentuales por debajo de la correspondiente a 2019. En concreto, en 2019 la demanda en consumo fue de 233.747 TWh, mientras que la previsión de cierre para 2024 es de 210.200. Obviamente, esa menor demanda de energía conlleva menores ingresos por cargos para el sistema, especialmente al recaer estos en mayor proporción en el término vinculado al consumo (variable) de energía que en el término (fijo) de potencia contratada. Para 2025, la CNMC prevé un aumento del 1,3% del consumo y del 1% en la potencia contratada. Probablemente, si se avanza de modo más decidido en la electrificación del sistema (transporte, residencial, industria), los aumentos de la demanda y potencia reales sean sustancialmente superiores en los próximos años.

4. La posible desaparición del IVPEE

Como se ha señalado, el IVPEE surgió en 2012 en unas circunstancias marcadas por un enorme y persistente desequilibrio financiero del sistema eléctrico y una alarmante acumulación de deuda. Afortunadamente, la situación actual está lejos de ese escenario.

A ese respecto, en primer lugar, cabe recordar que los costes vinculados al pago de la deuda, que en 2025 se mantendrán en niveles muy similares a los del año pasado (en el entorno de 2.400 millones de euros), se reducirán considerablemente en 2026 (hasta el entorno de 1.890 millones de euros) y 2027 (hasta el entorno de 1.160 millones de euros), siendo 2028 el año de liquidación definiEva de la deuda histórica (los 280 millones restantes).

En segundo lugar, la tendencia natural de los costes asociados a la retribución específica (RECORE) es decreciente debido a la gradual finalización de la vida úEl regulatoria de las instalaciones acogidas al mismo o a la percepción de la totalidad de la rentabilidad asegurada. En 2023 los costes de la retribución específica fueron de 4.450 M€, una cifra ligeramente superior a su previsión de cierre para 2024. En 2025 se prevén unos costes inferiores, en el entorno de 4.200 M€¹⁴.

En tercer lugar, no cabe esperar grandes modificaciones en la retribución adicional vinculada a los extracostes por generación en los SNP, con las incerEdumbres habituales por el precio futuro de los hidrocarburos y una previsible reducción en los extracostes del sistema eléctrico de Baleares cuando entre en funcionamiento el segundo enlace submarino con la península.

Por lo tanto, no hay elementos que indiquen que se producirá un aumento de los costes disEntos a las redes; de hecho, la tendencia es la contraria. Por lo tanto, si se supone para los próximos cuatro años unos costes del RECORE en el entorno de 4.500 millones de euros y unos extracostes de los SNP en el entorno de 800 millones de euros¹⁵, la totalidad de costes disEntos a las redes pasarán (en números redondos) de 7.700 millones en 2025 a 7.200 millones en 2026, 6.500 en 2027 y 5.600 en 2028.

Para cubrir esos costes sería muy importante, en primer lugar, que los ingresos asociados a las subastas de CO volvieran a niveles más similares a los de 2021 y 2022, en el entorno de 2.100 millones de euros. Como se ha señalado, por un lado, la modificación de la DirecEva del Régimen para el comercio de derechos de emisión refuerza el uso de los ingresos por las subastas en medidas vinculadas a la transición energéEca, entre las que obviamente se encuentran los costes asociados al RECORE. Por otro lado, las expectaEvas de ingresos por las subastas de derechos de emisión son de un aumento de la recaudación, en línea con la recuperación de los precios de los derechos¹⁶.

En segundo lugar, en los próximos años se seguirá contando con varios de los tributos y cánones incluidos en la Ley 15/2012, que aportarán en el entorno de 600 M€ anuales procedentes de los impuestos vinculados a la generación de energía con origen nuclear, del impuesto especial de hidrocarburos recaudado en la generación eléctrica y del canon hidráulico¹⁷.

¹⁴ Un Real Decreto actualmente en consulta pública introduce algunas modificaciones en el régimen de retribución específico, vinculadas a las horas de funcionamiento mínimo y a la consideración de horas con precios de mercado igual a cero que podrían modificar ligeramente al alza el coste del sistema en un contexto en el que será más frecuente que las instalaciones renovables no puedan vender su producción como consecuencia de procesos de solución de restricciones técnicas desarrollados por el operador del sistema. En la prác(ca, esto afectará a la generación de origen solar.

¹⁵ Recuérdese que esa cuanaa se corresponde con el 50% que se abona mediante el sistema, ya que el otro 50% se abona directamente desde los PGE. Los costes que prevé el Miteco en los SNP para el ejercicio 2025 son de 836 M€, pero también asume costes del RECORE inferiores a los aquí contemplados (4.200 M€). Es decir, la cifra aquí asumida de costes anuales de 5.300 M€ por RECORE y SNP es una previsión que probablemente resulte ligeramente al alza en relación con la real.

¹⁶ Ello sin contar con que, además, a par(r de 2027 debe estar plenamente opera(vo la extensión del Régimen Europeo de Comercio de Derechos de Emisión hacia sectores adicionales, incluidos los edificios y el transporte por carretera (el llamado ETS2), lo que reportará importantes ingresos adicionales.

¹⁷ Con la Ley 7/2022, de 8 de abril, de residuos y suelos contaminados para una economía circular (DF Segunda) se modificó la norma del canon por u(lización de las aguas con(nentales para la producción de energía eléctrica, que si bien se incluye también en la Ley 15/2012 fue anulado en 2021 por sentencias del Tribunal Supremo. Con la norma modificada, el 50 por ciento del canon recaudado será des(nado a financiar los costes del sistema eléctrico referidos al fomento de energías renovables.

Por lo tanto, bajo la premisa de que se contaría con unos ingresos relaEvamente estables del entorno de 2.700 M€ procedentes de los impuestos de la Ley 15/2012, disEntos al IVPEE, y de las subastas de derechos de emisión de la cuesEón es cómo recaudar el montante que falta hasta lograr cubrir la totalidad de los costes del sistema disEntos a los de redes. Ese montante será aproximadamente de 5.000 M€ en 2025, para ir descendiendo a parEr de entonces hasta una cifra en torno a 2.600 M€ a parEr de 2028. Una parte importante de ese montante se obtendrá de los ingresos por los cargos ya vigentes. De hecho, la recaudación prevista proveniente de los cargos con los precios unitarios propuestos por el Miteco para 2025 es de algo más de 3.500 M€. Como se ha indicado previamente, esa recaudación será superior a la de los ejercicios previos, afectados por la reducción de los precios unitarios de los cargos, pero no alcanzará las recaudaciones por cargos obtenidas hasta el segundo semestre de 2021. La cuesEón es, pues, si se sigue recurriendo al IVPEE como fuente adicional de ingresos para el sistema o si este se elimina y se susEtuye provisionalmente con un aumento de los cargos con respecto a los niveles fijados para 2025. Ese aumento afectaría fundamentalmente al ejercicio actual, pero ya desde 2026 podrían ir reduciéndose los precios unitarios de los cargos pues, como se ha señalado, el coste por el pago de la deuda va a ir disminuyendo rápidamente.

Antes de profundizar en esta cuesEón debe enfaEzarse que el IVPEE surgió en 2012 como un tributo “circular” que genera la apariencia de que los consumidores pagan menos por los otros costes del sistema, al ser las empresas generadoras las obligadas a la liquidación del impuesto ante Hacienda. Sin embargo, como se ha señalado, se trata sólo de una apariencia que surge porque los cargos son visibles en la factura mientras que el IVPEE no lo es al estar contenido en el precio que el consumidor paga por la energía, como se ha explicado con anterioridad. Por tanto, la cuesEón que se plantea es clara: o bien parte de los costes se recuperan mediante un impuesto al valor de la producción, como hasta ahora, o bien se recuperan mediante mayores cargos que los actuales. No Eene senEdo plantear que el IVPEE debe desaparecer “si no hay déficit” porque en los momentos actuales, en que se ha liquidado todo o prácEcamente todo el remanente de superávits previos con el que se ha contado en 2023 y 2024, eliminar el IVPEE necesariamente requiere buscar otras fuentes de ingresos para cumplir con una planificación que garanEce el equilibrio financiero del sistema. CuesEón disEnta es que muy probablemente en tres años (y con certeza en cuatro años) no tendrá senEdo seguir manteniendo el IVPEE porque, incluso con los niveles actuales de los precios unitarios de los cargos, y asumiendo el mantenimiento de ingresos procedentes de las subastas de del resto de impuestos de la Ley 15/2012, no se necesitará del IVPEE para garanEzar el equilibrio financiero del sistema eléctrico debido a la desaparición del pago de la deuda.

En suma, la cuesEón es si en los próximos dos años, asumiendo que no hay más ingresos del Tesoro que los 2.700 M€ señalados, esos costes los pagan los consumidores en forma de mayores cargos o los pagan los consumidores en forma de un mayor precio de la energía. Hay dos razones para pensar que es mejor hacerlo en forma de un mayor nivel temporal de cargos. La primera se ha repeEdo en múlEples ocasiones: un impuesto a la generación, que no existe en otros países, encarece arEficialmente el producto domésEco y en consecuencia distorsiona la señal de precios en frontera, generando un exceso de importaciones de electricidad desde Portugal y Francia en relación con las que tendríamos en ausencia del impuesto.

La segunda razón es que los cargos se distribuyen entre los consumidores con arreglo a una metodología que Eene en consideración criterios que se consideran los más adecuados para una distribución eficiente de los costes hundidos que se pretenden cubrir. Como principio general, parece lógico pensar que es más eficiente realizar una distribución de un coste hundido entre consumidores y periodos con arreglo a un conjunto de caracterísEcas que idenEficamos como razonables. Sin embargo, la distribución del IVPEE no permite discriminar entre consumidores o periodos: es una proporción fija del precio por MWh para todos los consumidores y en todo momento del Eempo. En suma, dado que el regulador competente (en este caso el Miteco) ha diseñado una metodología que considera ópEma para efectuar el reparto de los costes disEntos a las redes entre los consumidores, parece razonable que haga uso de ella para distribuir la totalidad de esos costes.

Debe recordarse que la metodología actual reconoce que los cargos cubren costes hundidos del sistema. Esto es completamente cierto en el caso de las anualidades del déficit, que no dependen en nada de la potencia contratada o de la energía consumida, y “casi” cierto en el caso del RECORE y de los extracostes de los SNP, pues estos son altamente independientes de la energía consumida al depender en gran medida de una retribución a la inversión efectuada. La cuesEón es pues cómo reparEr esos costes entre los consumidores, siempre asumiendo que la decisión regulatoria es esa y no la de trasladarlos a los contribuyentes mediante transferencias adicionales procedentes de los PGE.

A ese respecto, en la elaboración de la metodología de cargos se descartaron algunas soluciones de reparto uniforme en términos de los puntos de suministro o de la energía consumida. La primera porque haría recaer prácEcamente todo el coste en los pequeños consumidores. La segunda porque haría recaer una parte sustancial del coste en los grandes consumidores. Para ilustrarlo, el Cuadro 4 simula cuál sería el reparto de la recaudación por cargos en 2025 si la metodología se basase exclusivamente en los puntos de suministro (columna 1), en la potencia facturada (columna 2) o en la energía consumida (columna 3). Para ello se hace uso de las previsiones para cada uno de esas variables, grupos tarifarios y periodos contenidas en la propuesta de Orden de cargos de 2025. Como referencia, los consumidores domésEcos y una parte sustancial de las pequeñas empresas se sitúan en el grupo tarifario 2.0. Como es fácil de observar, en la distribución entre potencia y energía, un mayor peso relaEvo del primer factor haría que los cargos recayesen en mayor proporción en los consumidores en baja tensión (2.0 y 3.0) que en los de alta tensión. La columna 4 muestra el reparto actual, que es una combinación de los dos factores con las ponderaciones ya descritas con anterioridad.

Cuadro 4. Distribución de la recaudación por cargos en 2025 con disSntos criterios

Fuente: Elaboración propia a par9r de la Orden de cargos de 2025.

De modo similar, el Cuadro 5 muestra cuál es la distribución de la recaudación del IVPEE por grupos tarifarios. Para ello se parte del precio medio pagado (€/MWh) en el mercado diario por un consumidor medio de cada uno de los seis grupos tarifarios (columna 1) y la demanda de cada grupo (columna 2). Ambos datos se extraen del Bolean de indicadores eléctricos de la CNMC y se corresponden con el año 2023. El precio medio es el resultante de aplicar el precio horario de la energía en el mercado organizado a la curva de carga horaria en barras de central del grupo tarifario correspondiente. De ese modo, aunque el precio de mercado en cada hora sea el mismo para todos los consumidores, el precio pagado a lo largo del año por un consumidor medio del grupo correspondiente no es idénEco, ya que depende de cuál es su perfil horario de consumo a lo largo de todas las horas del año. Como es razonable esperar, el precio medio pagado es mayor para los consumidores domésEcos y desciende para los consumidores conectados a mayores niveles de tensión¹⁸. La columna (3) del Cuadro 5 muestra la recaudación que se habría obtenido por la energía consumida por cada grupo tarifario, valorada al precio medio correspondiente y aplicando el Epo del 7% del IVPEE, que en total habría ascendido a 1.519 M€ en 2023. Recuérdese que este ejercicio es puramente “virtual” ya que en ese año hubo suspensión del IVPEE, pero lo que interesa aquí resaltar es la distribución de la recaudación del IVPEE, que se muestra en la columna (4). Naturalmente, esa distribución es muy similar a la del término de energía en los cargos, ya que ambas vienen determinadas por la energía consumida. Las diferencias vendrían dadas fundamentalmente porque la distribución de los cargos no solo Eene en consideración el grupo tarifario sino, también, el periodo temporal, lo que no ocurre en el caso del IVPEE.

Cuadro 5. Distribución de la recaudación por el IVPEE

Fuente: Elaboración propia a par9r del Bolefn de indicadores eléctricos (CNMC).

Al eliminarse, como aquí se propone, el IVPEE y susEtuirse este por un aumento temporal de los cargos, una cuesEón importante es cómo impactaría ese cambio entre los grupos tarifarios. A ese respecto, si bien podrían plantearse metodologías alternaEvas, lo razonable es simplemente comparar la distribución entre los disEntos grupos en dos escenarios. Por un lado, la carga que soportan actualmente con el IVPEE más los cargos actuales. Por otro lado, un escenario de supresión del IVPEE, cuya pérdida de recaudación se compensa con unos cargos con precios unitarios más altos. En este úlEmo caso se adopta la misma distribución que la dispuesta por el Miteco en la metodología de cargos. En concreto, se asignan los coeficientes de reparto por los grupos tarifarios y periodos horarios que figuran en la metodología ya que, según esta, esa asignación “persigue una aproximación de reparto de costes por precios Ramsey de manera que estos coeficientes representarían la elasEcidad de la demanda al precio relaEva de dicho segmento tarifario, y periodo horario, en su caso”. A ese respecto, y como es bien conocido, la literatura económica considera que los precios Ramsey son la forma menos distorsionadora para la asignación de costes hundidos entre disEntos consumidores, ya que los hace recaer en mayor proporción sobre los consumidores cuyas demandas son menos elásEcas al precio. Al mismo Eempo, la metodología tuvo en cuenta otras consideraciones de políEca energéEca (como el fomento de la electrificación o el impacto en consumidores vulnerables), de modo que optó por el reparto en los términos de potencia/energía del 25%/75% para los consumidores del grupo tarifario 2.0. y del 40%/60% en el resto de grupos.

¹⁸ Un consumidor más intensivo de energía, como una gran empresa, ajusta mejor su perfil horario de consumo a la curva de precios intradiario que un consumidor domés(co. Por ejemplo, el consumo domés(co máximo se produce en las primeras horas de la noche, momento que coincide con los mayores precios de mercado.

Cuadro 6. Distribución de los costes disSntos a las redes: escenario actual y propuesta

Fuente: Elaboración propia.

Por lo tanto, el Cuadro 6 compara cuál es la distribución por grupos tarifarios en los dos escenarios: con la situación actual consistente en recaudar 1.500 M€ procedentes del IVPEE¹⁹ y 3.500 M€ procedentes de los cargos, frente a recaudar 5.000 M€ solo a través de los cargos. Como es esperable, el grupo tarifario perjudicado es el de los consumidores más pequeños ya que, en relación con otros grupos, estos se ven beneficiados actualmente del pago del IVPEE a través del precio de la energía. En concreto, los consumidores del grupo 2.0 (básicamente, domésEcos) pasan de soportar un 50,75% de los costes a un 57,95%. El Anexo muestra algunos detalles de la simulación realizada siguiendo, como se ha señalado, la metodología actual de cargos. Trasladar la recaudación de 5.000 M€ al cálculo de nuevos precios unitarios de cargos es muy simple ya que estos se basan en tres variables: unos coeficientes de reparto para cada grupo y periodo (que son invariables entre años), una previsión del consumo y la potencia facturada de cada grupo y periodo para el año en cuesEón y, finalmente, la cuanaa que se desea recaudar por los cargos.

Cuatro cuesEones son relevantes en el resultado obtenido. En primer lugar, el aumento del precio unitario de los cargos con respecto a los precios propuestos para 2025 que compensaría la desaparición del IVPEE es del 41%, en correspondencia con el aumento de la recaudación requerida. Como se ha señalado, la distribución del impacto de ese aumento entre los grupos de consumidores y periodos es idénEca a la contenida en la metodología de cargos, que el Miteco ha considerado como más apropiada. De hecho, desde ese punto de vista, la distribución obtenida es más coherente que la actual distribución de IVPEE+cargos, en la medida en que la distribución del IVPEE (Cuadro 5) no respeta los criterios que la metodología considera más adecuados para asignar los costes hundidos entre los consumidores eléctricos.

En segundo lugar, si bien los precios unitarios serían superiores a los aprobados para 2025, se seguirían situando muy por debajo de los niveles que se aprobaron inicialmente para el año 2021 y estuvieron vigentes hasta el 16 de sepEembre de ese año, en que se redujeron de modo extraordinario. De hecho, como se muestra en el Anexo, incluso con ese aumento del 41% seguirían estando un 22% por debajo de los precios de aquel año.

¹⁹ En el Anexo II de su informe previo a la Orden de cargos de 2025, la CNMC calculó una recaudación del IVPEE para 2025 más cercana a 2.000 M€, frente a los menos de 1.400 M€ previstos para el cierre de 2024. Ello se basa en asumir un precio medio de 70 €/MWh en 2025, frente a 57,35 €/MWh. Por lo tanto, la simulación que aquí se hace asume un precio de mercado medio a lo largo de 2025 más cercano a los 60 €/MWh que a los 70 €/MWh.

En tercer lugar, el aumento de cargos que aquí se propone para compensar la eliminación del IVPEE se circunscribiría básicamente al ejercicio 2025, con reducciones desde entonces para volver al nivel actual en 2027 o 2028. Además, en todo este ejercicio se ha supuesto que en 2024 se habrá agotado ya el remanente disponible por superávits anteriores. Que eso ocurra o no va a depender también de las transferencias desde el Tesoro efecEvamente realizadas para el ejercicio 2024, que no se cerrarán definiEvamente hasta finales de 2025. Obviamente, si se dispusiera de algún remanente habría mayor holgura para un menor aumento de los cargos en susEtución de la eliminación del IVPEE que sea compaEble con el mantenimiento del equilibrio financiero del sistema.

Cuadro 7. Factura anual de un consumidor domésSco en 2025: situación actual y propuesta

Notas: Consumidor domés9co con PVPC, con una potencia contratada de 3,5 kW y un consumo anual de 3.000 kWh con perfil de consumo horario idén9co al u9lizado por la CNMC en su comparador de precios y basado en una curva de carga media. Ello lleva a un consumo de 858 kWh, 738 kWh y 1.404 kWh en los periodos punta, llano y valle, respec9vamente. Los cargos son los aprobados por la CNMC para 2025. Los cargos son los propuestos en la Orden Ministerial o, en el escenario alterna9vo, los incrementados para cubrir la desaparición del IVPEE.

Fuente: Elaboración propia

Por úlEmo, el impacto en la factura de la propuesta aquí realizada para el grupo de consumidores afectado, que son los domésEcos, es muy moderado: tan solo un 2,1% en el año 2025. El Cuadro 7 muestra el desglose de los disEntos componentes de la factura que conduce a ese resultado. Para ello se uEliza el supuesto habitual de un consumidor domésEco con 3,5 kW de potencia contratada y un consumo anual de 3.000 kWh, con la distribución entre periodos según las curvas de carga media de un consumidor de ese grupo tarifario, que son las empleadas por la CNMC en su herramienta online de comparador de ofertas de la energía. En suma, aunque los consumidores de este grupo tarifario son los únicos afectados negaEvamente por la propuesta aquí realizada, el aumento temporal de cargos requerido, ya compensado en buena parte por la reducción del coste de la energía, se diluye además de un modo muy importante en términos del efecto sobre la factura ya que, incluso en el escenario alternaEvo, los cargos solo representan algo menos del 16% de la factura final del consumidor domésEco.

5. Conclusiones

En este trabajo se ha analizado la situación de los ingresos y los costes regulados del sector eléctrico. El análisis realizado permite sostener la propuesta de supresión del IVPEE y su susEtución temporal por un aumento de los cargos con respecto a la propuesta que para 2025 ha realizado el Miteco. Este cambio Eene efectos favorables para la mayoría de grupos tarifarios, permiEendo una reducción del coste del suministro eléctrico, y solo Eene un impacto negaEvo en el grupo de consumidores domésEcos. Sin embargo, ese impacto es de muy pequeña magnitud, apenas un aumento del 2% en la factura anual. El aumento de los cargos sería temporal, ya que la reducción de los costes disEntos a los de las redes va a ser muy acusada en los próximos años en el contexto de finalización del pago de la deuda del sector eléctrico. La desaparición del IVPEE permiEría terminar con la paradoja de la existencia de un impuesto “circular” que pagan los consumidores eléctricos a través del coste de la energía consumida y que se uEliza para cubrir parcialmente los costes hundidos del sistema. Sin embargo, la distribución de esos pagos entre consumidores y periodos no se hace a través del mecanismo que la propia metodología de cargos considera como más adecuada para transmiEr a los consumidores esos costes hundidos. La desaparición del IVPEE también permiEría poner fin a la distorsión compeEEva en nuestros intercambios de energía con los países vecinos, en los que no existe un impuesto a la generación que las empresas incorporan como un coste variable más en las ofertas que realizan al mercado. Adicionalmente, IVPEE permite reducciones de costes regulados del sistema, al consEtuir este impuesto parte de los costes reconocidos a las plantas de generación acogidas el sistema de retribución específica de renovables, cogeneración y residuos, así como a las plantas de generación térmica en los sistemas no peninsulares.

Debe remarcarse que, por supuesto, la propuesta que aquí se hace saEsface el mantenimiento del equilibrio financiero del sistema eléctrico. En cualquier caso, se recomienda también estabilizar en los próximos años los flujos percibidos por el sistema tanto en relación con otras figuras tributarias recogidas en la Ley 15/2012 como, sobre todo, en relación con las transferencias percibidas por los ingresos asociados a las subastas de derechos de emisión.

Anexo

Cálculos de simulación por la eliminación del IVPEE

El Cuadro A1 muestra los precios unitarios de los términos de energía y de potencia contenidos en la propuesta de la Orden de cargos de 2025.

Cuadro A1. Precios aplicables a los grupos tarifarios en 2025 (Orden de cargos)

El cálculo de ese precio unitario parte de unos coeficientes de potencia y de energía contenidos en la metodología (RD 148/2021), que se muestran a conEnuación:

Cuadro A2. Valores de los coeficientes de energía y potencia (Metodología de cargos)

A parEr de las previsiones de energía consumida (E) y de potencia (P) para cada grupo (s) y periodo (i), así como de los correspondientes coeficientes, se construye un Término de ajuste de coeficientes (TAC), del siguiente modo:

\[T A C = \sum_ {i = 1} ^ {i = 6} \sum_ {s = 1} ^ {s = 6} \frac {E _ {s i}}{C e _ {s i}} + \frac {P _ {s i}}{C p _ {s i}}\]

El valor de ese TAC para 2025 es de 124.625.181,63 €. Adicionalmente, la división de la cuanaa a recaudar para el año entre el TAC determina un Término de ajuste unitario (TAU). En concreto, para una recaudación deseada de 3.526 M€ (que es la contenida en la Orden de cargos de 2025) resulta en un TAU con valor 28,29718892.

Finalmente, el precio unitario de un grupo y periodo es simplemente el resultado de dividir el valor del TAU entre el valor del coeficiente de ajuste para ese grupo y periodo. Por ejemplo, para el grupo tarifario 2.0 y el periodo 1, es igual a (véase Cuadro A.1):

Precio unitario del término de energía = 28,29718892/485 kWh/€ = 0,058345 €/kWh Precio unitario del término de potencia = 28,29718892/7,12 kW/€ y año = 3,974324 €/kW y año

Si la cuanaa a recaudar por cargos fuera de 5.000 M€, esto es, un 42% más, la metodología garanEza que la distribución de ese reparto no se modifica entre grupos y periodos, ya que los coeficientes de ajuste de energía y de potencia se manEenen constantes. Por ejemplo, para el grupo 2.0 y periodo 1 pasaría a ser de 0,082723 €/kWh y de 5,634929 €/kW y año en los términos de energía y de potencia, respecEvamente. Sin embargo, esos valores aún se situarían un 22% por debajo de los precios unitarios establecidos en la Orden TED/371/2021, de 19 de abril, por la que se establecieron los precios de los cargos del sistema eléctrico a parEr del 1 de junio de 2021, que fueron de 0,105740 €/kWh y 7,202827 €/kW y año en los términos de energía y de potencia, respecEvamente.