Ribera librará del recorte a las eléctricas que cobren unos 60 euros MWh a sus clientes
En un nuevo RDL, cambiará la polémica norma de minoración eximiendo de la misma a los contratos con precios anticrisis para cualquier consumidor
Tras la ronda de contactos con los ejecutivos de las grandes eléctricas (Iberdrola, Endesa, Naturgy, EDP y Acciona) y las principales asociaciones industriales, el Ministerio para la Transición Ecológica ya tiene perfilados los cambios que va a introducir en el polémico Real Decreto Ley (RDL) del 14 de septiembre que incluye un importante recorte de los ingresos de las tecnologías que no emitan CO₂ (nuclear, hidroeléctrica y renovables que van a mercado) y hayan internalizado el precio marginal del gas (beneficios caídos del cielo o windfall profit) en el pool eléctrico.
Tal como adelantó el jueves pasado de manera sumaria la titular del ministerio, Teresa Ribera, en el debate para la convalidación del RDL en el Congreso, a las eléctricas que ofrezcan un precio “razonable” a la industria se les suavizará el recorte. Más concretamente, según fuentes conocedoras del proceso, se librarán de la minoración los contratos bilaterales pasados (anteriores al 14 de septiembre) y futuros (desde esa fecha) firmados por las generadoras con cualquier tipo de cliente (no solo industrial) a un precio que no recoja la escalada del mercado mayorista. Concretamente, contratos directos con industria y, en general, con comercializadoras que suministran en el mercado libre a los consumidores, tanto industriales como domésticos. Las modificaciones en la norma se incluirán en un próximo real decreto ley que servirá de “desarrollo” del que está ahora en vigor.
Muy probablemente, según las mismas fuentes, este precio “razonable” rondará los 60 euros MWh, teniendo en cuenta que el inframarginal de la nuclear es de 57 euros MWh, esto es, el que incluye sus costes fijos y variables y le proporciona una cierta rentabilidad.
La consecuencia final de este cambio es que el Gobierno ya no logrará los 2.600 millones de euros que, por este concepto, preveía recaudar hasta abril, destinados a aliviar la factura de los consumidores con una reducción de los cargos de los peajes, de la que estos disfrutan desde el 14 de septiembre. El déficit sería cubierto con fondos públicos. Al fin y al cabo, la única medida de choque que recomienda la Bruselas para aliviar la crisis energética es ayudar a los consumidores y las empresas vía Presupuestos.
En su artículo 6 (apenas tres líneas que modificar) el RDL en vigor señala que la minoración afectará a las citadas tecnologías, “con independencia de la modalidad de contratación utilizada”, lo que abarca a toda la electricidad vendida mediante contratos bilaterales a largo plazo, a precio cerrado al margen del pool y con cobertura.
Aunque el ministerio rectificó y eximió del recorte a los contratos entre generadora y cliente final, los mantuvo para los firmados entre las generadoras y comercializadoras de un mismo grupo empresarial, que ahora también se librarán. Iberdrola y Endesa denunciaron que ello afectaba a toda su hidráulica, nuclear y parte de la renovable, pues la venden toda a plazo y a precio cerrado a sus comercializadoras.
Incentivo negativo
Este hecho, unido a una fórmula de minoración ligada al precio del gas, que al dispararse duplicaba el tajo a las afectadas, hizo repacitar al ministerio, que vio cómo la onda expansiva llegaba a la industria y dinamitaba sus contratos bilaterales. En España estos son de plazos cortos: entre uno y dos años. Las eléctricas no tardaron en advertir a sus clientes industriales la imposibilidad de mantener los actuales precios, apelando a unos cambios regulatorios confiscatorios (en ciertas horas, el impuesto, como llaman en el sector a la minoración, es superior a los ingresos). Por su parte, siderúrgicas, como Sidenor o ArcelorMittal, han anunciado paradas en su producción ante la imposibilidad de asumir la factura energética.
El ministerio ha cedido al eximir también a los bilaterales intragrupo del recorte, pero no ha querido derogar el RDL del 14 de septiembre, que incluye otras medidas importantes, y lo ha utilizado como arma de negociación. Con los cambios en ciernes, si no logra recaudar lo previsto para compensar los peajes, Ribera habrá logrado los precios “razonables” que pretendía para los usuarios. Las eléctricas tienen el “incentivo negativo” de evitar la indeseable minoración si renuncian a los windall profit del gas.
El nuevo RDL se aprobaría antes del 15 de noviembre, fecha de la primera liquidación de REE a las empresas tras la nueva normativa (esta da dos meses al operador del sistema para la liquidación minorada).
Esa cultura industrial española del corto plazo
La criris energética ha puesto al descubierto la escasa contratación a plazo de electricidad por parte de la industria española. Más aún, tras el hundimiento de los precios el primer año de la pandemia (2020 cerró a una media de 33 euros/MWh), en el que la demanda de bienes también se hundió.Según AEGE, asociación integrada por los consumidores electrointensivos, apenas un 10% de la energía que consume la industria responde a contratos cerrados, mientras que el 90% restante la adquiere en el mercado mayorista, que está superando en las últimas semanas los 200 euros/MWh. Por otro lado, según fuentes del sector eléctrico, de los escasos contratos a plazo que se firman, el 95% son a uno o dos años. Estas fuentes señalan que la reducción de cargos de la factura aprobada por el Goberno tiene un impacto reducido para la industria, a diferencia de los domésticos.
Entre los motivos de esta cultura cortoplacista, hay quien alude a que históricamente el precio del pool ha batido a las coberturas que ofrecían los futuros eléctricos, aunque ya se aprecia un cierto cambio hacia una mayor gestión del riesgo. Además, el mercado español no tiene un gran volumen de negociación por lo que para grandes cantidades las empresas tienen que estructurar sus compras para no impactar en el precio. Como ejemplo, el volumen de futuros eléctricos (financieros y físicos) negociados en España en 2020 (186 TWh) supuso un 75% del consumo naciona, mientras que Alemania negoció ese año 10 veces más de lo que consumió (5.370 TWh). Otra razón para no fijar un precio de compra de energía está en el riesgo del precio de los productos industriales, con una visibilidad de solo meses. Por contra, sectores con menos incertidumbre (telecos, alimentación…) aprovecharon los bajos precios de los futuros en el año de la pandemia para contratar.
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