Endesa ha avisado por primera vez de posibles problemas de suministro de gasoil y fuel a sus centrales en los dos archipiélagos, Ceuta y Melilla como consecuencia de la guerra en Ucrania y la dependencia europea de Rusia.
Este país es un proveedor clave de esos combustibles, con un papel muy relevante en la generación de electricidad en los denominados sistemas extrapeninsulares. Allí la filial del grupo semipúblico italiano Enel tiene una histórica posición dominante y opera mediante un régimen especialmente regulado por la Administración.
Por primera vez desde la invasión de Ucrania en febrero, Endesa ha reconocido el papel clave de Rusia como proveedor de esos productos y advierte del riesgo “de que las tensiones de mercado existentes dificultasen estos suministros en el futuro”.
Lo ha hecho en sus últimas cuentas trimestrales remitidas a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Fuentes del grupo indican que la eléctrica está legalmente “obligada a incluir esa advertencia por la situación internacional”. “No hay ningún problema de suministro”, subrayan.
En Ceuta, la electricidad depende al 100% de motores diésel de Endesa. En Melilla aportan el 94%. Se trata de una generación menos eficiente y con mayores emisiones que la de la Península. En Baleares y Canarias esos combustibles también tienen todavía un peso relevante, como puede apreciarse en el siguiente gráfico.
En el último informe de gestión que ha remitido Endesa a la CNMV, la eléctrica indica, al referirse a la invasión de Ucrania, que “la recuperación de la demanda tras la pandemia y el conflicto Ucrania y Rusia, con las consiguientes restricciones a la comercialización de crudo y productos petrolíferos rusos, ha generado una situación de déficit entre demanda y oferta de estos productos en Europa”.
“Esto se ha traducido en un alza de precios y en ciertas dificultades de suministro de determinados productos, especialmente de gasoil, donde Rusia es la principal fuente de suministro de las importaciones a la Unión Europea”, recuerda.
“Endesa tiene cerradas sus necesidades de abastecimiento de fuel oil y gasoil para las centrales en los Territorios no Peninsulares (TNP) con compañías de reconocida solvencia y con capacidad de refinación propia. No obstante, podría darse el caso de que las tensiones de mercado existentes dificultasen estos suministros en el futuro”.
En junio, para reducir su dependencia de Rusia, la Unión Europea acordó imponer un embargo a dos tercios de sus importaciones de petróleo ruso. La propuesta inicial del sexto paquete de sanciones contra Rusia contemplaba el embargo total, pero encontró una fuerte oposición de los países más dependientes, como Hungría. Finalmente, se acordó prohibir la compra de crudo ruso por vía marítima, con un plazo de adaptación de seis meses (hasta el próximo 5 de diciembre), que en el caso de los productos derivados alcanza los ocho meses, hasta febrero de 2023.
Ya en sus cuentas del primer semestre, Endesa advertía de que “un agravamiento de la situación de crisis ocasionada por el conflicto de Rusia y Ucrania puede provocar posibles retrasos en los suministros e incumplimientos de contratos a nivel de cadena de suministro”. Entonces, mencionaba sus contratos de suministro de uranio y combustible nuclear, pero no hacía referencia específica al fueloil y al gasoil.
En ese informe trimestral, Endesa apuntaba que “en un escenario caracterizado por un contexto de aumento de precios en los mercados energéticos, alta inflación y descontento social, existen riesgos poco gestionables y de probabilidad indeterminada, entre ellos, cambios regulatorios en el Sector Eléctrico, potencial reforma fiscal, ciberseguridad, limitación en el acceso a recursos, retraso en la entrega de suministros y cumplimiento de contratos, que podrían añadir presión al reto de cumplimiento de los objetivos del Plan Estratégico”.
Algunos de esos riesgos (caso de esa reforma fiscal, con el impuesto a las energéticas que ultima el Congreso, que Endesa y el resto de compañías rechazan pese a haber disparado sus beneficios hasta septiembre) se han materializado en los últimos meses.
Endesa cuenta con 2.620 megavatios (MW) instalados de centrales de fuel-gas instalados en los territorios extrapeninsulares que hasta septiembre generaron 3.339 gigavatios hora (GWh), un 12,6% más. Solo entre enero y junio, las compras de fuel realizadas por Endesa se dispararon hasta los 680 millones de euros, un 52,7% más que un año antes.
Según fuentes del sector, el principal suministrador de gasoil y fuel para las centrales de Endesa en los sistemas eléctricos aislados es Cepsa. El consejero delegado de la segunda petrolera española, el holandés Maarten Wetselaar, ya advirtió en marzo, poco después de la invasión de Ucrania, de la posibilidad de racionamientos de diésel en Europa en caso de un corte total de las exportaciones de Rusia.
Ese escenario no se ha materializado, aunque el precio este combustible sí ha experimentado una abrupta subida en los últimos meses. A finales de octubre, en vísperas del inicio de la temporada de invierno, los inventarios de diésel en Estados Unidos se han situado en mínimos desde 2008, según datos del Departamento de Energía de EEUU. Cepsa explicó la semana pasada a los analistas que espera que los márgenes de su actividad de refino sean similares “o superiores” a los del tercer trimestre de este año, dadas las fuertes tensiones geopolíticas y la reducción de las importaciones desde Rusia.
Partida en Presupuestos
La actividad de Endesa en los cuatro sistemas eléctricos extrapeninsulares tiene reconocido por ley un extracoste para la actividad de generación, al ser mucho más caro producir luz allí. Ese mayor coste se sufraga al 50% a través de la tarifa eléctrica y mediante una partida específica en los Presupuestos Generales del Estado. Los costes totales de generación reconocidos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) a Endesa se situaron en 2018, último ejercicio con datos cerrados, en 2.154 millones. El 63% correspondía al sistema canario y cerca del 32%, al balear.
Estos sistemas se caracterizan por ser especialmente vulnerables, al estar aislados, salvo en el caso de Baleares. Desde 2011 la isla de Mallorca cuenta con una interconexión submarina con la Península que en los próximos años se va ampliar con un segundo cable, lo que permitirá que en 2026 los intercambios del archipiélago balear con el territorio peninsular cubran el 31% de la generación, según la Planificación de la Red de Transporte de Electricidad 2021-2026.
Este documento también prevé una nueva conexión Ceuta-Península y otra entre las islas de Tenerife y La Gomera para eliminar los déficit de cobertura de la demanda en esos territorios, que están regulados reglamentariamente mediante un determinado número horas al año en las que existe una probabilidad de que se produzca ese déficit a través de un indicador llamado LOLE (Loss of Load Expectation).
Con esas nuevas conexiones, además, se podrá acelerar la integración de las renovables, reforzar la seguridad del suministro y sustituir las viejas centrales térmicas en esos territorios. En total, la inversión prevista por Red Eléctrica en esos nuevos cables será de unos 1.429 millones.
En el caso de Canarias, su sistema eléctrico está compuesto por 6 subsistemas eléctricos pequeños, aislados y con dificultades técnicas de interconexión (solo Fuerteventura y Lanzarote están interconectadas). El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) prevé reducir para 2030 al menos un 50% la contribución en el mix eléctrico canario de las centrales de combustible fósil respecto a 2019. Ese año la contribución de esas centrales fue del 83,6%, por lo que debería caer hasta como mucho el 41,8%. Y en 2030 al menos el 58,2% de la generación eléctrica deberá ser renovable.
El documento subraya que Canarias, “con una dependencia actual del petróleo como energía primaria del 98% y con un sistema eléctrico aislado, requiere de un mayor esfuerzo de interconexión entre islas, así como un mayor desarrollo de tecnologías que favorezcan su descarbonización”.