El Gobierno ha pasado a la ofensiva para abrir en la UE la batalla para la reforma del mercado eléctrico europeo, anticipándose a la propuesta que prevé presentar a finales de marzo la Comisión Europea. Dice el refrán que el que da primero, da dos veces. Y tras el choque abierto hace unos meses con las eléctricas por el tope al gas y luego, por el impuesto a las energéticas, el Ejecutivo plantea ahora dar un vuelco total a este mercado.
Propone dejar en testimonial el peso del denominado 'pool' diario y, entre otras cosas, poner un precio fijo a la producción hidráulica y nuclear para drenar los beneficios excesivos que, asegura, reciben sus propietarias, e incentivar los contratos a largo plazo. Se trata de una cuestión de “equidad”, en expresión de la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera. Y habrá que esperar a lo que depare una negociación con los socios europeos que todavía no ha empezado y que se prevé muy larga.
Pero la propuesta, que Madrid no ha consensuado con otros países y ha lanzado en paralelo a su pretensión de prolongar la denominada excepción ibérica, podría abrir un nuevo foco de tensión entre Gobierno y eléctricas, tras los encontronazos de los últimos meses. Las empresas ya han lanzado los primeros avisos a través de sus patronales. Aseguran que el planteamiento de España podría “poner en peligro el libre mercado” y “asustar a los inversores”.
El Gobierno dice que este es un punto de partida para abrir el debate. Inspirado en los trabajos de la catedrática de la Universidad Carlos III Natalia Fabra, sostiene que el actual diseño del mercado eléctrico europeo no garantiza “una electricidad asequible, limpia y segura para esta década”, incide en los “beneficios excesivos” de esas centrales y avisa de los riesgos de mantener el esquema actual.
Para ello, España recurre al ejemplo de Alemania, país al que se considera (junto con Holanda) uno de los más reacios a cambiar el actual sistema de fijación de precios. Allí los futuros eléctricos están “cotizando actualmente a un precio de 364€/MWh en 2023, 256€/MWh en 2024, y 177€/MWh en 2025”, subraya el documento enviado a la Comisión.
“Ese nivel de precios continuará exacerbando las presiones inflacionistas, minando la competitividad de nuestra industria, empobreciendo a los consumidores y entorpeciendo la electrificación”. “¿Quién va a asumir el riesgo de invertir en un coche eléctrico o una bomba de calor si los precios de la electricidad pueden elevarse a 400€/MWh cualquier año?”, se pregunta el non paper remitido por el Gobierno español a Bruselas.
La propuesta busca desvincular los precios del gas y la electricidad, facilitar el despliegue de las renovables (que no tienen costes fijos) y dar la puntilla al sistema adoptado hace ya tres décadas, por el que el precio de mercado lo determina la oferta más cara que permite satisfacer la demanda: el famoso modelo marginalista.
Para la generación renovable, España propone un sistema similar a las subastas que ya llevan celebrándose años, como alternativa a los acuerdos bilaterales de compra de energía a largo plazo, los llamados PPA que España lidera en la UE y que las empresas podrán seguir firmando.
Para la denominada energía inframarginal histórica no replicable, que en España sería la nuclear e hidráulica, se plantea un régimen retributivo regulado por la Administración. Un precio fijo que se justificaría porque estas tecnologías no dependientes del gas no son replicables (no se van a construir grandes presas ni más reactores) e iniciaron su actividad bajo un régimen retributivo regulado diferente y previo a la liberalización del sector, el conocido como marco legal estable.
También se proponen pagos de capacidad que compensen a esas centrales por estar disponibles, una vieja reivindicación del sector. Las propias eléctricas españolas también han pedido en el pasado un precio fijo para la nuclear. Esto les daría visibilidad de ingresos de cara al cierre escalonado previsto a partir de 2027.
El objetivo, explican fuentes de Transición Ecológica, es “abordar los fallos de mercado que presenta el mercado eléctrico”, con un modelo alumbrado hace tres décadas, que perseguía el abandono progresivo del carbón o el fuel y cuyas carencias han salido a relucir dolorosamente con la crisis energética provocada por la invasión rusa de Ucrania.
Para ello, se plantea desarrollar los denominados mercados a plazo y dejar el 'pool' diario y el intradiario como un mercado de ajustes que seguiría existiendo y funcionando bajo el modelo marginalista, pero determinaría el precio de una pequeña parte de la energía que se consume.
Con los denominados contratos por diferencias a largo plazo, “el mercado diario se queda para despachar y pagar ciclos”, las centrales de gas, que también van a poder recibir una retribución en los llamados mercados de capacidad. El resto de tecnologías “cobra el precio fijo, que tiende a ser el precio medio, no el coste de oportunidad de cada hora”, resumen fuentes del Gobierno.
Como indica un experto del sector, “el diablo está en los detalles” y sin saber, por ejemplo, cuáles serían los precios que, en su caso, se plantearían finalmente para hidráulica y nuclear, es difícil evaluar el efecto de las medidas. Pero ya han llegado las primeras críticas de los lobbies del sector.
Para el secretario de la poderosa patronal europea Eurelectric, Kristian Ruby, la propuesta del gobierno de Pedro Sánchez es “demasiado disruptiva”, podría “asustar a los inversores” y, más aún, “matar la inversión en renovables basada en el mercado, especialmente en los proyectos de menor dimensión”.
El máximo responsable de la patronal europea, en declaraciones al semanario portugués Expresso publicadas el viernes, indicó que “incluir a las centrales hidroeléctricas existentes en contratos por diferencias sería una medida retroactiva” que “eliminaría el incentivo” de estas plantas para “producir en horas de mayor necesidad para el sistema eléctrico”.
En España, las empresas, de momento, mantienen un perfil relativamente bajo ante el planteamiento esbozado por el Ministerio para una reforma de carácter estructural, que no hace mucho parecía imposible y a la que finalmente se ha plegado la Comisión Europea, que dio su brazo a torcer el pasado verano tras las insoportables subidas de precios provocadas por la invasión rusa.
Las patronales españolas ya han avisado de que algunas de las medidas planteadas pueden “poner en peligro el libre mercado” y se quejan de que no se ha contado con ellas.
Las dos principales patronales del sector de las energías limpias en España, APPA (renovables) y AEE (eólica), criticaron el viernes que el Gobierno plantee una propuesta de una trascendencia “enorme” sin “un análisis profundo del alcance de los cambios propuestos” y sin consenso con el sector.
La propuesta “impactaría de manera muy relevante en el modelo de negocio del sector renovable en Europa y por ello debería realizarse un proceso previo a la revisión de las reglas y mecanismos del mercado eléctrico europeo, precedido de un debate técnico, con un horizonte a largo plazo, que considere las aportaciones de los sectores implicados, y que se base en criterios económicos y sociales sostenibles”, según estas dos patronales.
El miércoles, el consejero delegado de Endesa, José Bogas, reclamó en las jornadas del Spain Investors Day que el futuro modelo de formación de precios “no sea ideológico”. “Ahora se está diciendo que en el sistema eléctrico no hay competencia, que hay beneficios extraordinarios, esto no es real”, insistió.
Unas horas después, la patronal aelec (a la que pertenecen Iberdrola y Endesa) hizo pública su posición. Reconoció que la propuesta de España incluye “varias de las iniciativas que el sector lleva defendiendo durante los últimos años, como los mecanismos de capacidad o dotar al precio del mercado eléctrico de una mayor estabilidad”. Pero aseguró que “abre la puerta a diversas modificaciones de calado” que podrían “poner en peligro el libre mercado del sector eléctrico, defendido en Europa en las últimas décadas”.
Según aelec, “esta propuesta puede incrementar la incertidumbre regulatoria y afectar a las inversiones que el sector tiene que llevar a cabo para ejecutar la urgente transición energética”. “Se desconoce” su impacto económico y “se vería más reforzada” si “se contara con las aportaciones de los operadores”.
aelec asegura que quiere “contribuir a diseñar un mercado eléctrico que se adapte a la imprescindible transición energética además de contemplar la realidad de las empresas eléctricas” y subraya que más del 70% de la energía de las compañías españolas está ya vendida, por lo que “no cobra los precios del mercado mayorista, más conocido como pool”. Reclama “un análisis coste beneficio de las implicaciones que la reforma del mercado eléctrico propuesta tiene para los operadores del sector en aras de no perjudicar las inversiones y planes de expansión que se tienen ya comprometidos”.
En los últimos meses, España, que en el otoño de 2021 predicaba en el desierto reclamando la reforma integral del mercado, se ha anotado en la UE tantos impensables hace un año, como la solución ibérica (que las empresas intentaron tumbar en la UE antes de que Bruselas le diera su visto bueno) o el tope al precio del gas a escala europea.
Y a unos meses de asumir en el segundo semestre de 2023 la presidencia de turno de la UE, Madrid se ha adelantado a otras capitales europeas en la presentación de su propuesta, que de materializarse podría permitir al Ejecutivo de coalición cumplir uno de los acuerdos estrella del acuerdo PSOE-Unidas Podemos: “Acabar con la sobrerretribución (conocida como ”beneficios caídos del cielo“) que reciben en el mercado mayorista determinadas tecnologías que fueron instaladas en un marco regulatorio diferente, anterior a la liberalización y que han recuperado sobradamente sus costes de inversión”.
Antes que la solución ibérica o el nuevo impuesto al sector, la primera gran bronca del Gobierno con las eléctricas llegó en la fase inicial de la crisis energética, por el tope a los ingresos extra de hidráulica, nuclear y renovables planteado en un decreto de septiembre de 2021 que inicialmente iba a restarles 2.600 millones de euros. Finalmente el Ejecutivo tuvo que corregirlo para lograr su aprobación en el Congreso, al dejar fuera los contratos ya firmados. Con ello, la cifra que las eléctricas han tenido que devolver se ha quedado en 2022 en unos 330 millones de euros, según la última estimación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
España ha pedido ya a la UE mantener la solución ibérica más allá de mayo, cuando en principio expira este mecanismo que, según los cálculos del Ejecutivo, ha ahorrado a los consumidores españoles 4.500 millones. Tras los buenos resultados obtenidos con lo que el PP llegó a calificar de “timo ibérico”, se trataría de mantener el tope al gas mientras no esté culminada esta reforma integral en la UE. Y el Ejecutivo ha aparcado de momento la prometida reforma de la tarifa regulada prometida a Bruselas, que Competencia desaconseja.
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