TRIBUNA

Enroque eléctrico

El autor analiza las novedades introducidas en el mercado eléctrico español. En su opinión, cabe esperar que, una vez que se despeje el mapa empresarial del sector, se afronte una revisión profunda de la normativa que garantice la asignación eficiente de los recursos y transmita señales adecuadas para afrontar las nuevas inversiones

La contundente respuesta del Gobierno a la oferta de Eon sobre Endesa ha acelerado la revisión del sistema de fijación de precios del mercado eléctrico. Con el Real Decreto Ley 3/2006, las ofertas de venta y adquisición de electricidad pertenecientes al mismo grupo empresarial sólo podrán participar en el resultado de la casación horaria de ofertas por la posición neta compradora o vendedora. Para el año 2006, se establece el precio de 42,35 euros / MWh para la electricidad casada dentro del mismo grupo empresarial.

En nuestra opinión, la medida invalida el actual mercado eléctrico como mecanismo de fijación de precios y asignación de recursos. Precisamente, la normativa eléctrica vigente desde 1998 se fundamenta en la separación jurídica de las actividades de distribución y generación, sin que existiera en ningún caso la figura de 'grupo eléctrico'. Y la Comisión Europea insiste en el reciente el Libro Verde sobre la energía en la importancia de la separación de actividades de transporte y distribución respecto de las actividades competitivas.

Si el Gobierno considera que los grupos eléctricos pueden manipular el mercado al margen de la capacidad inspectora de la Comisión Nacional de Energía (CNE), o que el precio marginal no debe ser utilizado para retribuir toda la energía (con independencia de la tecnología de central), no creemos que la solución sea el establecimiento de un límite en el precio reconocido sin mayores consideraciones sobre el origen de dicha energía.

La fijación de un precio fijo hasta fin de año ignora que el coste de generación depende del precio de los combustibles (gas natural, carbón importado), del tipo de cambio de dólar y en gran medida de la imprevisible producción hidráulica. Pero no se prevé ninguna revisión del precio, ni al alza ni a la baja, ni por la hidraulicidad ni por la evolución del coste de los combustibles.

Con la nueva medida, se dará el caso de que dos centrales eléctricas exactamente iguales, y con los mismos costes, recibirán precios distintos por su producción en una misma hora según sea su propietario un grupo eléctrico o un productor independiente. El establecimiento de un límite genérico para todos los grupos eléctricos encaja mal con la gran diversidad en los mismos tanto en términos de mix de generación como de equilibrio entre producción y mercado.

La novedades de urgencia introducidas en el mercado eléctrico supondrán un recorte sustancial del 'déficit de tarifas' en 2006, pero a costa de una pérdida severa en la calidad de la regulación que no es sostenible a largo plazo. Cabe esperar que para 2007, una vez que se despeje el mapa empresarial del sector, se afronte una revisión en profundidad de la normativa eléctrica que garantice una asignación eficiente de los recursos, transmita las señales adecuadas a los agentes para afrontar nuevas inversiones.

En este contexto, se baraja la seguridad de suministro de combustibles, especialmente gas natural, como el argumento que utilizará la CNE con sus nuevas competencias para vetar la oferta de Eon sobre Endesa. Esta posibilidad merece una reflexión. Europa está bien posicionada para obtener suministro estable de gas natural, ya que un 70% de las reservas mundiales de gas son accesibles al mercado europeo, además de la producción de Noruega y Reino Unido.

La Comisión Europea detecta un significativo desequilibrio en la elevada dependencia del gas de Rusia. Su principal preocupación en materia energética se centra en que la Unión Europa mantenga un balance energético equilibrado ya que si el gas natural tiene que sustituir al carbón (para cumplir el Protocolo de Kioto) y a la energía nuclear (por la moratoria de construir nuevas centrales nucleares en buena parte de la Unión Europea), la dependencia del gas natural podría resultar excesiva. El problema principal del abastecimiento de gas en Europa no es tanto los suministros de materia prima, como las limitaciones de la red de gasoductos continentales. En suma, no se identifican riesgos en el aprovisionamiento de gas en la Unión Europea que justifiquen una actitud proteccionista de los Estados en relación a las empresas privadas con contratos de suministro de gas.

En el mercado de gas europeo, España se perfila como exportadora ya que las infraestructuras previstas de aprovisionamiento exceden las necesidades de la demanda interna. El nuevo gasoducto con Argelia (Medgas) y las tres nuevas plantas de regasificación (Sagunto, A Coruña y Bilbao) se sumaran al gasoducto del Magreb y las tres regasificadoras ya operativas (Barcelona, Cartagena y Huelva).

Pero las dificultades que plantea Francia para aumentar la conexión de gasoductos a través de su frontera, condicionan nuestra capacidad de exportación.

La experiencia reciente no justifica en absoluto el temor de un desabastecimiento de gas en nuestro mercado, y tampoco en el supuesto de que Eon adquiriese Endesa.

En España se han producido en los últimos años tensiones puntuales en el aprovisionamiento de gas provocadas por el desvío de buques a otros mercados ante subidas del precios en los mercados internacionales frente a la tarifa regulada de gas. Estos incidentes de puro arbitraje, y conocidos por la Comisión Nacional de Energía, no tienen nada que ver con la nacionalidad de las empresas y cuesta ver que fueran a resolverse con la fusión de Gas Natural y Endesa.