El Gobierno español está inmerso en un maratón de negociaciones con sus socios de la UE de cara al Consejo Europeo que abordará la crisis energética por la guerra en Ucrania. El tiempo apremia y España, como advirtió el viernes el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, se niega a esperar “más allá del 25 de marzo” para intervenir el mercado eléctrico y conseguir que el precio del gas no determine el de la luz.
El Ejecutivo lleva meses batallando para desacoplar del mercado mayorista eléctrico del gas y ha emplazado a esperar a los resultados de esa cumbre de líderes de la UE, de la que dependerán las medidas del decreto-ley que prevé aprobar el 29 de marzo para abaratar la luz, el gas y los carburantes. Las fórmulas que estudia son “ayudas del Estado, ayudas fiscales, topar precio o fijar un precio único” para la energía, indicó el miércoles el ministro de Presidencia, Félix Bolaños.
Mientras, crece la presión de los sectores industriales ante un paro de transportistas que ya está provocando problemas de abastecimiento y paradas de algunas fábricas, que arrastran la insoportable subida de costes de los últimos meses. Las piezas de ese puzzle de medidas todavía se están montando. En el caso de la electricidad, el Gobierno ha avanzado algunas de las medidas que tiene sobre la mesa, las que va a proponer a la UE y las que ya están en vigor. Otras las va a prorrogar, aunque ha reconocido que son insuficientes:
Es una de las opciones que ha planteado España, junto con Portugal, según confirmó el jueves la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera. Aunque este lunes, su ministerio se ha echado atrás porque dice que no hay consenso al respecto en la UE. Algunos detalles de la propuesta los reveló el martes el homólogo luso de Ribera, João Pedro Matos Fernandes. Explicó que con ese precio máximo, las centrales de gas (ciclo combinado) con un coste variable superior a esa cantidad (este mes habrían llegado a superar los 600 euros/MWh, si se tiene en cuenta la cotización del gas europeo, el TTF), recibirían una compensación aparte y las centrales renovables ofertarían a su coste variable, salvo la hidráulica con almacenamiento. El luso dijo que ese pago a los ciclos se financiaría con fondos europeos o, en su defecto, con cargo al llamado déficit de tarifa del sistema eléctrico: deuda que los consumidores pagan a futuro y de la que, en el caso de España, todavía quedan por pagar unos 12.000 millones de euros por decisiones del pasado.
Esta propuesta, como dijo entonces Mato, tiene “muchos” detractores en Europa, según el ministro luso, que afirmó que el mercado eléctrico ibérico lograría un ahorro mensual neto de 5.700 millones mensuales, de los que 4.600 millones serían para España. Aunque se hiciera a costa del déficit de tarifa, “valdría la pena” si fuera solo “por unos meses”.
La propuesta no había sido bien recibida por las asociaciones de consumidores ni por las empresas. La OCU la consideraba “claramente insuficiente” porque el ahorro en la factura sería “insignificante” y Facua ha calificado de “tomadura de pelo” ese límite, que reclama que se fije en 50 euros/MWh.
Otros, como el exministro de Energía del PP Álvaro Nadal, creen que distorsionaría el mercado. Según Javier Colón, gerente de Neuro Energía, “con los precios actuales de gas, carbón y CO2, las centrales térmicas no ofertarían al mercado diario, la demanda de los compradores no sería cubierta y habría cambios en los modos de ofertar del resto de tecnologías”. El pool se quedaría anclado, “con mucha seguridad, en 180,3 €/MWh en todas las horas, un precio no muy inferior al que se viene registrando en días recientes”. En su opinión, una medida “mucho más efectiva” sería subvencionar directamente a los ciclos combinados por cada MWh producido cargándolo a los cargos del sistema o a los presupuestos.
Un directivo del sector cree que, a falta de conocer los detalles, ese límite de 180 euros puede ser “una bomba de relojería”: “¿Qué pasa si una comercializadora o un empresario ha sido disciplinado y se ha cubierto en futuros por encima de 180 euros?”, se pregunta. Para el inversor Joaquín Coronado, fundador de la comercializadora Podo e histórico del sector en España, cargar esos pagos al déficit de tarifa sería un error, consecuencia de “no entrar en la reforma de un mercado mayorista que se diseñó en los años 90, y que no es eficaz para la estructura de generación que tenemos en la actualidad”.
Ese tope de 180 euros habría implicado recuperar el que estuvo vigente hasta julio. Entonces, se elevó el máximo a 3.000 euros, justo cuando el mercado mayorista empezó a descontrolarse por la subida del gas. Hasta entonces el pool solía moverse en el entorno de los 50 euros y nunca había alcanzado ese nivel de 180 euros, que hoy parece muy lejano (este mes el MWh ha llegado a los 700 euros). Ese tope se suprimió para cumplir una directiva europea que obligaba a contemplar precios negativos, habituales antes de esta crisis en muchos países centroeuropeos, pero nunca vistos en España. Aquí como mucho se llegó a registrar precios cero durante todo un día allá por 2013.
Imponer un precio máximo al gas natural cuando vaya a hacer ofertas al mercado eléctrico es otra de las propuestas que ha dejado caer Ribera, en este caso sin ninguna concreción. De aplicarse, “serán las eléctricas las que ingresarán menos. Porque también podemos encontrarnos que en la generación con gas se establezca un tope y, por tanto, producirían menos ingresos para las gasistas”, explicaba en una reciente entrevista en El Periódico en la que aseguraba que, en cualquier caso, el precio de la luz se va a desvincular del gas a partir de abril. El pasado viernes, la patronal eléctrica Aelec reclamó que se intervenga el precio del gas a escala europea, pero eso sí, que lo paguen otros: los fondos de la UE.
Esta solución pasaría por retribuir al gas en un mercado paralelo. Por ejemplo, el de restricciones técnicas, un mecanismo de ajuste que funciona aparte del denominado pool. Pero, según ha explicado la propia Ribera, implicaría poner en marcha “un sistema mucho más complicado en el que cada tecnología se retribuye con arreglo a sus costes y rentabilidad”, como se hacía antes de la liberalización del sector con el denominado marco legal estable. No parece que sea una medida del agrado de la vicepresidenta, partidaria de que la solución que se aborde de forma temporal sea “cuanto más sencilla sea, mejor”.
“Conceptualmente puede ser una buena idea pero tiene la gran dificultad de su inmediatez” y las medidas deben ser efectivas desde el primer día. El regulador europeo de la energía (ACER) tiene pendiente publicar unas recomendaciones en abril en las que probablemente deba abrirse el debate sobre hacia dónde debe ir el mercado eléctrico en los próximos años.
Es la medida que ha defendido esta semana la vicepresidenta segunda, Yolanda Díaz, que el jueves advertía de que topar el mercado mayorista “no es suficiente”. La ministra de Trabajo y Economía Social cree que las compañías de este sector ganan mucho dinero “y tienen que contribuir a esta crisis”. Ese impuesto, que en otros países fuera de la UE reclama la oposición en Reino Unido, iría en línea con la propuesta que ha lanzado la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), después de que la Agencia Internacional de la Energía (AIE), adscrita a ese organismo, advirtiese en un reciente informe de los multimillonarios beneficios caídos del cielo que están recibiendo las eléctricas por la exponencial subida del gas natural. Ese informe dio pie a que poco después la propia Comisión Europea abriera la puerta por primera vez a la introducción de una suerte de tasa al gas por parte de los Estados miembros.
El Gobierno ya intentó poner una suerte de impuesto al sector mediante un mecanismo de minoración de los ingresos extra de las eléctricas del sobrecoste del gas que aprobó por decreto en septiembre, con un recorte que entonces (con el gas muy por debajo de los precios actuales) cifró en 2.600 millones. Pero posteriormente tuvo que corregirlo y dejó fuera de ese ajuste a los contratos bilaterales, lo que va a mermar mucho la recaudación de ese instrumento.
El Gobierno lleva meses negociando esta medida con los productores de energías limpias. Implicaría adelantar el ajuste de la rentabilidad de las plantas del régimen especial o RECORE (renovables, cogeneración y biomasa) que reciben una retribución específica. Supondría que devuelvan ya el dinero que tendrían que reintegrar en cualquier caso en enero de 2023 porque los precios del mercado mayorista están siendo exponencialmente superiores a la retribución regulada que les corresponde. El importe que se recuperaría se estima, según Ribera, en más de 1.000 millones de euros.
Ese dinero se podría destinar a los consumidores que están expuestos al mercado mayorista porque no tienen contratos a largo plazo: principalmente los domésticos acogidos a la tarifa semirregulada del precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC), que suponen un consumo de unos 27 TWh/año, y los industriales que no han cerrado contratos a plazo y que suponen “cerca de 30 TWh/año” y “algunos de los cuales también están parando” sus fábricas, como señalaba Aelec el viernes. En total ambos colectivos representan algo más del 20% la demanda final, según la patronal eléctrica.
Es una medida que el Gobierno tiene prevista desde septiembre: que las grandes eléctricas (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP) subasten contratos de venta de electricidad a largo plazo con precios estables, obligándoles a ofrecer la electricidad producida por nucleares, hidroeléctricas y algunas eólicas. Transición Ecológica asegura que sigue preparando esta medida que anunció hace ya seis meses y que las eléctricas rechazan porque dicen que esa energía (que se destinaría a los consumidores en PVPC y a los industriales) ya la tienen comprometida.
En el caso de Endesa, su propietaria, la italiana Enel, informó el jueves de que ya tiene vendida el 55% de su producción para 2023 a un precio medio de 58 euros/MWh. Desde hace semanas, el Gobierno tiene sobre la mesa el precio de reserva calculado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para esa subasta: el umbral por debajo del cual no se podrá subastar la electricidad, para evitar pérdidas a las empresas obligadas a ofertar la electricidad.
A estas medidas se suman las ya anunciadas prórrogas de las rebajas fiscales de la factura que ya están en vigor (IVA, impuesto eléctrico y suspensión del impuesto a la generación) y otras medidas como la rebaja de los peajes eléctricos a la industria, que el Gobierno ha reconocido que son insuficientes.
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