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Energía

El grueso de la reforma eléctrica de Bruselas está vigente en España sin haber evitado la crisis de precios

El Gobierno puso en marcha un fondo de garantías para contratos bilaterales que está sin usar y mantiene desde hace años subastas renovables como propone la Comisión

Una torre de tendido eléctrico. EFE

La Comisión Europea anunció en septiembre su propuesta de reforma del mercado eléctrico, después de un año y medio de insistencia de España. El objetivo era reducir la dependencia de los precios del gas en la electricidad para evitar una crisis como la actual en el futuro. El resultado se presentó la semana pasada con un proyecto que apenas introduce cambios regulatorios, sino que más bien establece recomendaciones e ideas cuya puesta en marcha deja a iniciativa de los Estados miembros. Tanto es así que la mayoría de expertos consultados coinciden en que el corazón de las medidas de Bruselas están ya vigentes en España y su existencia no ha evitado los precios altos de los últimos meses ni tampoco lo harán de forma inmediata cuando se ponga en marcha.

El eje principal es promocionar los contratos bilaterales entre generador y consumidor (los denominados PPA, siglas en inglés de Power Purchase Agreement) borrando algunas barreras. Este tipo de contratos —de los que España es líder europeo, según fuentes de la Comisión Europea, pero con un nivel bajísimo de generación respecto al total— tiene entre sus defectos el riesgo para el comprador de asegurar que va a necesitar una cantidad de energía determinada durante mucho tiempo (por ejemplo, 20 años). Bruselas propone que sea el Estado quien asuma ese riesgo a través de garantías públicas. 

España creó en 2020 el fondo FERGEI, en el marco del Estatuto de la Industria Electrointensiva dotado de 200 millones de euros anuales hasta un máximo de 600 millones de euros, para avalar a los grandes consumidores de energía. Pero según confirman fuentes del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, aún no se ha formalizado ninguna garantía. “El contexto de volatilidad de los precios energéticos experimentado desde el estallido de la guerra de Rusia contra Ucrania, ha impedido que se puedan fijar precios a largo plazo para la firma de PPA”, añaden desde el ministerio que todavía dirige la candidata a la alcaldía de Madrid, Reyes Maroto. Sí se han comenzado negociaciones para hacer uso del fondo, como la de la Asociación de empresas de gran consumo de energía (AEGE), que lleva meses planeando una subasta masiva de renovables con estos avales.

Otra pieza clave es el fomento de las subastas (los llamados Contratos por diferencias en la jerga energética, que pasan por establecer un precio regulado para una cantidad de energía determinada y si la energía en el mercado supera ese precio el Estado se queda la diferencia, mientras que si es inferior es el Estado quien tiene que compensar al promotor)—. España es uno de los nueve países europeos con este sistema e, incluso, existe un calendario de las pujas hasta 2025. En la última licitación, celebrada en otoño de 2022, apenas tuvo respuesta, de nuevo, por la crisis de precios porque a las empresas con los precios tan altos en el mercado diario ('pool') no les compensa acordar precios bajos para los próximos 12 años y prefieren esperar.

Sin tocar el mercado

“Es una respuesta muy tímida y queda muy por debajo de lo que consideramos necesario que es separar el mercado de electricidad del gas, acabar con las reglas de fijación del precio de la electricidad con la fuente de generación más cara y que se establezca según el precio medio”, decía en la cumbre hispano-lusa el primer ministro de Portugal, Antonio Costa. España, que seguía esa premisa, reducía al máximo el volumen del mercado diario al fomentar más las subastas renovables e imponerlas para nucleares e hidráulicas más antiguas, pero la Comisión Europea lo rechazó al considerar que ahuyentaría a las nuevas inversiones.

“Cómo es posible que centrales que estaban conformes con unos ingresos de 50 euros por megavatio-hora —media de precios del mercado mayorista en los últimos años— ahora puedan recibir unos ingresos de 100 euros, algo no cuadra”, coincide el profesor de economía de la Universidad Pompeu Fabra, Albert Banal-Estanol. Pero Banal-Estanol cree que también hay "algunas cosas" positivas como el impulso de "la flexibilidad, la respuesta a la demanda y el almacenamiento" que serán "cuestiones muy importantes de cara a deshacernos del gas" cuando haya una entrada masiva de renovables.

Coincide en el almacenamiento el consultor senior de AFRY, Javier Revuelta. Hasta ahora la única herramienta para desarrollar pagos por capacidad (para que la energía esté disponible cuando sea necesaria) es demostrar que hay un fallo de mercado y ahora Bruselas abre la puerta a que el Gobierno diseñe mecanismos para atraer almacenamiento si detecta que las herramientas de capacidad no son suficientes para integrar a todas las renovables, en línea con lo que pedía España que planteaba simplificar los procesos para no tener que pasar por el procedimiento que implica una ayuda de Estado.

Los detalles

El director de regulación de Fenie Energía, Javier Bescos, afirma que la Comisión Europea traslada el problema de precios del mercado marginalista al de futuros (al mantener como referencia principal el mercado diario) y añade que la propuesta incluso les crea un conflicto adicional al obligar a las comercializadoras "de más de 200.000 clientes" a cubrirse y ofrecer contratos a precio fijo durante al menos 12 meses porque “si el generador ofrece 300 euros tienes que cogerlo y puede no ser un buen precio, al igual que en el mercado diario, perderemos la poca flexibilidad de negociación que teníamos". Sobre la posibilidad de tener avales del Estado --como la industria-- reconoce que “la propuesta europea es muy genérica e igual es un aval del 10%, hay que ver los detalles y el riesgo que se trasladará al Estado”.

Desde la gran industria, el director general de AEGE, Pedro González, cree que entre las medidas que más les beneficia está la posibilidad de tener más de un suministrador energético --"hasta ahora no podía firmar un PPA con Endesa si tengo contratado Iberdrola", dice-- e "interpreta" que la prioridad a los PPA en las subastas podría indicar un acceso preferente a la red a las renovables que tengan firmado un acuerdo de largo plazo con un consumidor. "Al tratarse de un borrador de reglamento, cuyo contenido no es definitivo, todo dependerá de cómo se concrete y de la voluntad de los Estados", explica el director de energía de la firma de auditoría y consultoría Mazars, Luis Deza.

La negociación

España, muy comedida en su reacción pese a que Bruselas descartó su propuesta, tiene la vista puesta en que todavía quedan “muchos meses de trabajo” en la negociación, según reconocía el viernes la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen. Un día antes, en un foro organizado por El Economista, instaba a los distintos agentes del sector a hacer llegar al Ejecutivo cualquier mejora para exponerlas ya en el próximo Consejo de Energía del 28 de marzo. La intención —de España y de Bruselas— es que la reforma se apruebe en la segunda mitad de 2023, antes de las elecciones europeas a mediados de 2024; lo cual, a priori, limita la posibilidad de cambios radicales que (re)abran grandes debates.

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