El Gobierno retoma el mecanismo que obligará a las eléctricas a vender energía 'barata' a la industria

Parece que se vuelve a avecinar lío entre el Gobierno y las grandes eléctricas. El Ejecutivo está trabajando para poner en marcha el mecanismo que les obligará a vender energía entre los grandes consumidores industriales y las comercializadoras independientes.

Fuentes del sector aseguran a THE OBJECTIVE que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ya ha emitido el informe que le correspondía y que ahora es el Ministerio para la Transición Ecológica el que debe establecer las condiciones de la subasta.

En concreto, Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP deberán ofertar parte de su electricidad producida por energía nuclear, hidroeléctrica y eólica de forma proporcional a su cuota mediante contratos a plazo con un periodo de liquidación igual o superior a un año.

La norma se incluyó en el Real Decreto-ley 17/2021, aprobado el 14 de septiembre del año pasado, con medidas urgentes para mitigar el impacto de la subida de los precios de la electricidad en el mercado mayorista (pool) sobre la factura de la luz.

El Ejecutivo se pegó un tiro en el pie porque se autoimpuso que la primera subasta se celebrara antes de que terminara 2021 y no cumplió. «De conformidad con las circunstancias del mercado, la primera subasta de contratos de compra de energía a plazo se celebrará antes del 31 de diciembre de 2021», recogía el texto.

15.830 GWh a subasta

La intención del Gobierno era que las grandes eléctricas vendieran un total de 15.830 gigavatios hora (GWh) a un precio estable, bajo una coyuntura en la que el pool llegó a marcar los 383,67 euros el megavatio hora (MWh).

Estos casi 16.000 GWh equivalen al 6,3% de la demanda eléctrica nacional de 2020. En concreto, el reparto por empresas se estableció así: Endesa 6.737,26 GWh; Iberdrola 7.323,63 GWh; Naturgy 1.405,48 GWh; y EDP 363,72 GWh.

El Ejecutivo justificó en el Real Decreto-ley que, desde el punto de vista de la demanda, «las comercializadoras independientes y los grandes consumidores, incluidos los industriales electrointensivos, tienen menos opciones para adquirir un volumen de energía significativo a plazos superiores al trimestre sin pagar una prima elevada, condicionando negativamente sus decisiones de inversión y sus planes de negocio ante el riesgo de que sus costes energéticos se vean incrementados sin una cobertura adecuada».

Por su parte, las eléctricas alegaron al Gobierno que ya tenían vendida toda su energía en 2021 y casi toda para este curso. Endesa fue la primera gran eléctrica del país en cifrar el precio «razonable» de venta de electricidad del que tanto se hablaba.

La compañía que dirige José Bogas aseguró que vendió en 71 euros el MWh su generación propia de base (procedente de la energía nuclear, hidroeléctrica y renovable no regulada) el año pasado. Para este año preveía un precio de 76 euros el MWh.

Posturas distintas

También afirmó que el 100% de su producción propia de base de 2021 la había cubierto con ventas a plazo y que, a cierre de septiembre, tenía comprometido un 88% para 2022 y un 30% para 2023. El lío viene porque desde la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (Aege) denuncian que las eléctricas no están cumpliendo con su palabra de ofrecer contratos con precios «competitivos».

«Las eléctricas dijeron que iban a ofrecer contratos bilaterales a precios anteriores a la crisis y la verdad es que la mayoría de los asociados no ha recibido nada. Los contratos que han recibido están ligados a los futuros y a la evolución del gas. Esto no es lo que se nos dijo y en el Ministerio (de Transición Ecológica) se nos aseguró que las eléctricas los ofrecerían», señala el director general de la patronal, Fernando Soto, en conversación con este medio.

En este sentido, la gran industria también está ultimando los detalles de la que será la primera subasta privada de renovables en España. De hecho, Aege espera cerrar este mes las reglas de la puja, los términos de referencia y los contratos de adhesión.

El Gobierno y las eléctricas también se enfrentaron por el recorte de beneficios a la generación nuclear e hidroeléctrica. El Real Decreto-ley citado anteriormente también incluía una minoración de los ingresos extraordinarios que obtienen las centrales no emisoras en el mercado mayorista gracias a la repercusión sobre el mismo de unos costes de gas que no soportan.

Sin embargo, un mes y medio más tarde y tras que se le echara encima todo el sector, el Ejecutivo rectificó dejando fuera de la minoración los contratos a plazo y precio fijo suscritos antes del 16 de septiembre, así como los que se firmaran a partir de dicho día y con las mismas condiciones.

Tijeretazo a las renovables

Bajo la misma premisa de abaratar el recibo eléctrico al consumidor final, el Ministerio para la Transición Ecológica también se está planteando adelantar la regularización de la retribución de las centrales del Recore (Renovables, Cogeneración y Residuos) prevista para 2023.

La Asociación de Empresas de Energías Renovables (Appa), la Unión Española Fotovoltaica (Unef), la Asociación Empresarial Eólica (AEE) y la Asociación Española de Cogeneración (Acogen) están trabajando ahora en la propuesta que trasladarán a la cartera que dirige Teresa Ribera.

Según la Fundación Renovables, de aprobarse la propuesta el sistema eléctrico podría recuperar en torno a los 3.000 millones de euros este año, sin tener que esperar al próximo trienio. Los valores del marco retributivo de las plantas sujetas al Recore se establecen cada tres años y en 2019 se fijó como precio base del pool 54,42 €/MWh para 2020, 52,12 €/MWh para 2021 y 48,82 €/MWh para 2022.

Las plantas de generación instaladas antes de 2013 tienen garantizada una rentabilidad del 7,34% y están recibiendo una sobrerretribución debido a los altos precios del mercado mayorista, que amenazan con mantenerse durante el primer semestre del curso.