Actualidad Energética

Las graves consecuencias económicas de la reforma eléctrica del Gobierno

El Economista.- (Javier Santacruz) La reforma del mercado mayorista de la electricidad recientemente planteada por el Gobierno dibuja un cambio muy profundo tanto en la formación de los precios (que es su principal objetivo) como, muy especialmente, en la configuración del mix de generación eléctrica de los próximos años. Es la tercera gran modificación estructural del marco regulatorio eléctrico tras los primeros decretos de septiembre y octubre de 2021, y la introducción el 15 de junio de 2022 del famoso 'tope' al precio del gas.

Si bien es muy posible que sufra modificaciones importantes en las próximas semanas conforme haya negociaciones con la Comisión Europea y con el propio sector, y habida cuenta de que lo presentado es un documento de apenas siete páginas con un razonamiento desordenado y poco concreto, es posible y necesario analizar las cuestiones más importantes anunciadas que modifican de manera preocupante el marco actual... Leer más

Lo primero que debe quedar claro es que España está formalmente comprometida con Bruselas a presentar una reforma en profundidad del mercado energético, especialmente del mercado eléctrico. Ésta es la principal condición que se le puso al Gobierno Sánchez-Díaz por parte de la Comisión para aceptar la "excepción ibérica". Por tanto, era cuestión de unos pocos meses que el MITERD presentara una propuesta de reforma del mercado. Sin embargo, lo que acaba de presentar la ministra Teresa Riberano cumple con la esencia de este compromiso, ya que lo esperado era la reforma de la tarifa minorista de la electricidad, y no una descomposición total del sistema de fijación de precios.

A la espera de que algún día se proponga la reforma de la tarifa minorista (la cual hoy no es objeto de preocupación gracias a la caída desde agosto de los precios del gas, de los derechos de CO2 y la extraordinaria coyuntura de viento y agua, sin todo lo cual el PVPC volvería a los 200€/MWh), el Gobierno ha elegido enfocarse única y exclusivamente en el precio mayorista retomando la vía de ataque mayor expresada en multitud de ocasiones en los últimos años: la necesidad de acabar con el sistema 'marginalista' de fijación de los precios de la electricidad en un mercado organizado.

Para ello, su planteamiento es romper el mercado con la fijación de precios de las actuales tecnologías infra-marginales (renovables, hidroeléctrica y nuclear), dejando las supra-marginales para un mercado de casación y servicios de ajuste, con sólo un único criterio que es el coste variable de generación. Éste es, quizá, el enfoque más erróneo posible y, al mismo tiempo, la crítica más injusta al sistema 'marginalista', ya que éste sí permite amortizar las inversiones de manera adecuada obteniendo un precio de mercado con los tres componentes fundamentales: coste variable de operación + coste fijo de inversión + obligaciones de inversión por motivos regulatorios.

Pero es aún peor el instrumento que se elige: establecer contratos 'voluntarios' a precio fijo para renovables, nuclear e hidroeléctrica durante toda la vida útil de la instalación, pretendiendo que esto coexista tanto con los mercados cotizados como los contratos privados. Esto es una gravísima deficiencia de la propuesta. Si alguien (en este caso el Estado) establece un precio fijo a través de un contrato CFD (contrato por diferencias), ya está lanzando una señal de mercado sobre la que no querrán posicionarse por encima los consumidores a la hora de negociar sus contratos, mientras que dependiendo del precio al que se establezca el contrato, los productores pueden ver cercenada su capacidad de rentabilizar el proyecto, incluso de incurrir en pérdidas y hacer inviable a medio y largo plazo la capacidad instalada.

El precio propuesto de este 'CFD voluntario' (30€/MWh) puede suponer un obstáculo muy serio para a) incentivar la inversión en energías renovables ofreciendo una TIR atractiva al que pone el dinero, b) amortizar los costes de inversión en un plazo razonable de tiempo (para renovables, entre 5 y 7 años como período prudencial, teniendo en cuenta una vida útil de las instalaciones de 15-20 años) y c) generar una cuenta de resultados consistente en el tiempo para acumular recursos que permitan hacer más gestionable la demanda, asegurar el suministro a largo plazo y contribuir a restar capacidad a la generación fósil con toda la seguridad y garantías necesarias.

De esta manera, se va a crear una parcelación del mercado de consecuencias inciertas, separando los grupos de generación en tres categorías: 1) aquellas instalaciones de generación que ya están amortizadas y cuyos costes reales convergen hacia el coste variable; 2) instalaciones no amortizadas y que necesitan tiempo todavía para recuperar la inversión; y 3) los proyectos que están en fase de desarrollo, puesta en marcha o simplemente en fase de estudio para ejecutar en los próximos meses y años. Precisamente estos últimos serán los más afectados y su impacto será proporcionalmente a su tamaño. Cuanto mayor sea la capacidad instalada, mayor será la dificultad de establecer un plan de negocio que pueda recuperar la inversión y generar una pequeña rentabilidad, algo inviable hoy en el sector dadas las TIR (tasa interna de retorno) que se manejan.

Es un hecho trascendental para el desarrollo de energías renovables en España, con lo que esto conlleva para cumplir con los objetivos europeos marcados en materia de descarbonización. Sólo hay un capítulo que es muy positivo en toda la propuesta como es la creación de mercados de capacidad. Éste es un terreno crítico para la seguridad del suministro, y quizá sin estar en la cabeza de los ideólogos de toda esta reforma, la vía de escape para las instalaciones a las que se les impida amortizar adecuadamente sus inversiones, ya que podrán vender a precios diferentes, pero en un entorno que puede volverse más opaco.

Aquí aparece otro factor no menor en toda esta propuesta. En cierta forma, aunque el Gobierno piensa (y así lo redacta en el texto presentado) que esta reforma incentivará una mayor contratación de la energía a plazo y bajo un esquema organizado (sea del mercado ibérico o de otros mercados organizados en Europa), en realidad está haciendo su particular contribución a un fenómeno conocido en los mercados financieros como 'delisting', el cual consiste en excluir de cotización acciones de empresas u otro tipo de activos negociados como contratos tanto al contado como de futuros, siendo uno de ellos la electricidad. Si bien hoy en día se negocia más del 70% de la electricidad mediante contratos privados registrados y compensados (según los últimos datos de la CNMC), la fijación de precios tácita o explícita mediante estos 'contratos voluntarios' siembra el desincentivo a registrar estas operaciones que incorporen precios o condiciones que se escapen del 'capping' efectivo que supondrá para el precio estos contratos 'públicos'.

En suma, este planteamiento no es adecuado, no responde a las necesidades que el mercado español tiene, y ahonda más en el carácter de 'isla energética' del cual no debería el Gobierno enorgullecerse. Tiene detrás un fuerte componente ideológico que debe preocupar a la hora de evaluar la viabilidad de la transformación real del sector energético español. Para los socios del actual Gobierno de coalición, la única posición que defienden es un desarrollo masivo del autoconsumo individual y, como mucho, compartido en edificios de viviendas o en dependencias públicas. Hay graves deficiencias en materia de almacenamiento y, por tanto, de gestionabilidad de la demanda.

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