Bruselas advierte de que aplicar el tope al gas en toda la UE pondría en peligro el suministro
El consumo de gas podría dispararse en gran medida por el incremento de los flujos de electricidad subvencionada a vecinos extracomunitarios
Estación de Compresión de Enagás en Irún (Guipúzcoa). | Unanue (Europa Press)
Extender la ‘excepción ibérica’ a todos los países de la Unión Europea (UE) podría derivar en un volumen de consumo adicional de gas de entre 5.000 y 9.000 millones de metros cúbicos (bcm). «En el contexto actual, tal aumento podría empeorar la ya difícil situación del suministro de gas», reconocen los servicios comunitarios en un documento de trabajo.
En concreto, el consumo de gas podría dispararse en gran medida por el incremento de los flujos de electricidad subvencionada a vecinos extracomunitarios, como Reino Unido o Suiza. También preocupa a Bruselas y a los países que más exportan electricidad a otros países no comunitarios cómo resolver la posible venta de electricidad a un precio subvencionado a estos vecinos que no participan del sistema a la hora de compensar el tope al precio del gas, aunque España y otros valedores de la medida apuntan como solución la opción de un ajuste en frontera a modo de doble subasta.
La ‘excepción ibérica’ fija una senda para el gas natural para generación de electricidad de un precio de 40 euros/MWh en los seis meses iniciales de aplicación, mientras que el precio irá subiendo de cinco en cinco euros hasta llegar a los 70. Así, cada hora que se genera electricidad con gas, si su coste real es superior a estos 40 euros/MWh, se remunera a las productoras por esa diferencia.
De este modo, cuanto más caro sea el gas y más cantidad se emplee para producir, más elevada será la compensación. Lo que viene defendiendo el Ejecutivo es que es más barato compensar esa parte de la generación que utiliza el gas como materia prima que soportar el 100% de la producción con ciclos combinados sin el tope.
Tope entre 100 y 120 euros/MWh
Ahora, la Comisión estudia la propuesta que han hecho varios Estados miembros de fijar ese límite entre 100 y 120 euros/MWh, lo que supone casi triplicar el tope que aplican España y Portugal. Bruselas apunta que extender el mecanismo a toda la UE tendría un beneficio neto de 13.000 millones de euros para el bloque y algunos países defienden que el precio máximo tiene que ser «lo suficientemente alto para que la energía producida con gas no se vuelva más atractiva» que generar electricidad a partir de otras tecnologías.
«Sumar este mecanismo por encima del tope inframarginal produciría así un beneficio neto de aproximadamente 13.000 millones de euros sobre los 70.000 millones del tope inframarginal», apunta el documento de trabajo que el Ejecutivo comunitario ha circulado entre las capitales en el marco de las negociaciones para intervenir el mercado energético.
En España, la ‘excepción ibérica’, que estará vigente hasta el 31 de mayo de 2023, fracasó en su estreno por la alta generación de electricidad mediante ciclos combinados debido a la escasez de viento y, por tanto, de generación eólica. En los meses estivales también se quedaron prácticamente fuera del mix de generación la energía hidráulica y la fotovoltaica. A finales de agosto, la reserva hídrica española rondaba el 36,9% de su capacidad total, el nivel de agua embalsada más bajo desde 1995 en esa época del año.
Asimismo, las instalaciones solares fotovoltaicas generaron menos electricidad por las las altas temperaturas y la calima. Se conjugó la tormenta perfecta y la demanda de gas natural para generar electricidad ha marcado máximos históricos. Entre enero y septiembre, las eléctricas demandaron 105.364 gigavatios hora (GWh), lo que supone un fuerte incremento del 80,2% en comparación con el mismo periodo del ejercicio precedente, según los datos del último Boletín Estadístico de Enagás.
Pero esta coyuntura no solo se produjo por la menor aportación de las renovables. España exportó a Francia 5.671.061 MWh hasta julio, lo que significa un 54% más interanual y casi igualar el total del curso pasado -6.276.228 MWh-. El país galo ha sido históricamente un país exportador de energía, pero el déficit de generación que acusa por su parón nuclear lo está cubriendo con importaciones.
Sin embargo, una vez ha amainado la tormenta, se aprecia como la compensación que reciben empresas como Iberdrola, Endesa o Naturgy se mantiene en cotas que giran en torno a los 25 euros e incluso ha llegado a su mínimo este jueves. La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha cifrado en 2.600 millones de euros el ahorro que se ha conseguido con el mecanismo en sus tres primeros meses de aplicación.
Por otro lado, y en la misma línea que el Gobierno español, Bruselas dice que las eléctricas están obteniendo beneficios extra bajo la coyuntura actual de la invasión de Rusia a Ucrania y por ello quiere fijar un límite de 180 euros/MWh para la generación eléctrica a partir de renovables, energía nuclear y lignito.
En España, el año pasado se estableció que toda planta de generación de más de 10 megavatios (MW) de potencia, que no utilice gas para la producción de electricidad, debía devolver los beneficios extraordinarios obtenidos por el incremento del precio del mercado; consecuencia a su vez del incremento del precio del gas (windfall profits). La recaudación de estos importes extraordinarios tenía por finalidad reducir los cargos del sistema eléctrico, de tal modo que la factura del consumidor final se redujera.
Sin embargo, como destacan desde la patronal de comercializadoras independientes de energía (ACIE), parte de la energía de estas plantas ya estaba vendida a unos precios inferiores a los del mercado, por lo que esas plantas no estaban obteniendo ningún beneficio extraordinario. «Para enmendar esto, el Gobierno reguló posteriormente algunas condiciones adicionales, necesarias para que estas plantas pudieran quedar exentas de este pago: debían suscribir un contrato de compraventa –PPA- a más de 12 meses, ya estuviera firmado con anterioridad o con posterioridad a la normativa; y el precio de venta de esta energía eléctrica debía ser inferior a 67 €/MWh», apuntan.
