José Bogas (Endesa): “No nos pueden obligar a comprar a 200 euros el MWh y venderlo a 60”

El ejecutivo de Endesa propone intervenir el mercado del gas o ajustar el régimen especial para paliar la crisis de precios. Califica de "drama" la situación de la industria

José Bogas, consejero delegado de Endesa, en la sede de la compañía.PABLO MONGE

Ingeniero Industrial por ICAI, José Bogas (Madrid, 1955) ocupa el cargo de consejero delegado de Endesa desde 2014, tras recibir la confianza de Enel, accionista mayoritario de la eléctrica española a la que está ligado desde 1982. En su dilatada trayectoria, Bogas no había conocido una escalada de los precios de la electricidad como la que se vive en estos momentos. Una crisis que tiene en jaque al Gobierno, que ha aprobado una polémica norma de la que se deriva un recorte de los ingresos de la nuclear y la hidroeléctrica para aliviar la factura de la luz. Una minoración de la que se librarán las que apoyen a la industria, según la condición impuesta por la vicepresidenta para la Transición Ecológica, Teresa Ribera.

R. ¿Qué le parece la oferta de la vicepresidenta Ribera de eliminar la minoración a eléctricas que ofrezcan precios justos a la industria?

R.  Sería razonable aplicarnos una minoración si hubiésemos vendido al precio del mercado mayorista (pool), pero no es así. Y si realmente vendemos a la industria nuestra generación a un precio razonable, estamos colaborando ya con la industria. Y, de hecho, es así. Nosotros no hemos roto ningún contrato, nos está costando algo de dinero, pero no los hemos roto. El problema es que cuando haya que renovar si, por ejemplo, nuestra generadora vende a 60 euros/MWh y nos minoran 90 euros/MWh, estaríamos vendiendo a -40 euros/MWh. En ese caso tendremos que ir al pool y cobrar su precio. Son dos cosas que van en el mismo paquete: no es que nos quiten la minoración si firmamos contratos a precios razonables, es que ya lo estamos haciendo y, por tanto, no tiene sentido el recorte.

"“Hay que bajar el precio del mercado mayorista, sea de la forma que sea"

R.  Endesa ha desvelado que vende toda su generación internamente a su comercializadora a un precio fijo, por lo que no cobra los llamados beneficios llovidos del cielo o windfall profits por el precio marginal del gas. ¿Era este un secreto bien guardado?

R.  En esto ha podido haber un ma­lentendido. No hay opacidad porque informamos al operador del sistema, REE, y este al operador del mercado, OMIE, de las instalaciones que no pasan por el mercado mayorista porque tienen un contrato directo con la comercializadora. Se suele decir que toda la energía pasa por el pool y no es así. Si restas demanda y generación, el precio sale exactamente igual que si lo hubieras metido en el pool. ¿Y por qué se sacan? Porque la nuclear y la hidráulica la tenemos vendida directamente. En ocasiones, cuando el pool está más barato que nuestros contratos, guardamos esa energía y compramos en el mercado. No es lo que ocurre ahora, lógicamente, con los precios tan altos. Pero no era ningún secreto.

R.  Pero las empresas podrían haber usado esos datos para defenderse de las acusaciones de embolsarse windfall profits en el mercado marginalista.

R.  Todos podemos cometer errores. Alguien lo ha podido olvidar o no haberlo tenido en cuenta. Y sí que nos hemos defendido de esa acusación. Los windfall profits son una leyenda urbana que se remonta al final del mercado regulado y el cobro de los costes de transición a la competencia (CTC), según la cual, con este mecanismo [que compensaba a las empresas en dicho tránsito] habíamos recuperado toda la inversión y, por tanto, al pasar al mercado todo era beneficio. Eso no es cierto porque cuando se calcularon los CTC se hizo una detracción del 31%, que no se recuperaba. Además, en la nuclear se invierten 350 millones al año desde 2006, 150 millones en el caso de Endesa. Desde ese año hay lo que yo llamo windfall taxes, o multitud de tasas y tributos que gravan esta energía. Una nuclear tiene unos costes de operación, incluida la inversión, de unos 47 euros y, para una rentabilidad del 5,5%-6%, como en la distribución, el coste es 57 euros/MWh. Cuando se creía que hasta 2030 el precio del mercado iba a estar en unos 50 euros/MWh, la rentabilidad resultaba baja pero era mejor producir y sacar un dinero para amortizar el capital invertido. En Endesa el valor neto contable de las nucleares es de 2.800 millones y 800 millones de la hidráulica.

"Nuestros contratos a la industria son ya razonables, no nos pueden minorar"

R.  Si ya cumplen con el requisito del ministerio, ¿por qué hay industrias que están parando?

R.  Endesa siempre ha vendido más energía que la que produce y más aún tras la decisión estratégica de cerrar las centrales de carbón para luchar contra el cambio climático y porque no salían rentables. Con tecnología inframarginal producimos 36 TWh anuales, a precio fijo vendemos 20 TWh e indexado al pool otros 20 TWh. Sin carbón, hemos dejado de producir 25 TWh al año. Los ciclos combinados juegan otro rol, hacen el ajuste y sirven de respaldo. Por tanto, si antes nos quedábamos 10 TWh cortos, ahora estamos en unos 40 TWh. Hemos dado un impulso tremendo a las renovables y compramos en el pool para suministrar a los clientes. Cuando estimábamos un precio de 50-55 euros/MWh podíamos hacerlo, pero ¿qué pasa ahora? Para noviembre y diciembre los futuros están por encima de los 200 euros; en el primer trimestre de 2022, en 160 euros, y para el año, en 130 euros.

R. ¿No pueden, por tanto, hacer contratos nuevos a menor precio?

R. Nosotros contratamos la mitad de los bilaterales dos años antes y la otra mitad, un año antes. Para 2021 y 2022 tenemos contratado prácticamente todo con domésticos e industrias, 32 TWh, a poco más de 50 euros. Nos quedan 18 TWh fijos y 19 TWh indexados. Pero el gran problema de la renovación de los contratos es comprar al pool a 130 euros y vender a 60, por ejemplo. Pero vamos a buscar soluciones con la industria, firmando PPA.

R.  ¿Por qué la industria española va en buena parte a comprar al spot? ¿Es que no hay volumen o está engañando?

R.  No, no engañan y hay volumen más que suficiente. Nosotros tenemos unos contratos, que llamamos Click, a un precio fijo que, en determinado momento, a petición de ellos, podemos indexarlo al pool o viceversa. En 2020, con el precio medio a 36 euros/MWh y previsión de bajada por la incorporación de renovables, les recomendamos la indexación al pool. Pero cuando empezó a subir y les pedimos que cerraran a 70 euros el año que viene les pareció caro... y ahora está en 130 euros. Es realmente un drama.

"No hemos roto ningún contrato con la industria, aunque nos cuesta dinero"

R.  ¿No hay cultura del largo plazo?

R.  Se habla mucho de contratos a largo plazo, a cinco años, pero la industria compite en el mercado internacional y si no tiene seguridad de qué va a ocurrir en ese plazo, y luego cae el precio, se queda fuera del mercado. Por eso hay mucho indexado al pool. El problema es 2022, y ojalá solo sea 2022.

R. ¿Cómo afectaría la minoración aún en vigor a los resultados de Endesa, una eléctrica que, a diferencia de Iberdrola, circunscribe su negocio a la Península? ¿Entraría en pérdidas?

R.  Todo está aún pendiente. Pero con la previsión del Gobierno de recaudar 2.600 millones de euros en seis meses, el 80% correspondería a Iberdrola y Endesa, la mitad cada una. Hablamos de más de mil millones, lo que supondría un recorte de nuestros 4.000 millones de ebitda del 25%. Y con un resultado neto de unos 1.700, obtendríamos 800 millones. No tendríamos pérdidas este año pero temblaría la cuenta de resultados.

R.  ¿Qué propuestas han hecho al ministerio para aliviar la crisis?

R.  Entre otras, intervenir los precios del gas, recurrir a un déficit y adelantar el ajuste de la rentabilidad de las plantas del régimen especial o Recore (renovables, cogeneración y biomasa) que reciben retribución especifica, que, por los elevados precios, están adelantando dicha rentabilidad, que se salda cada tres años. ¿Quién puede decirme a mí que el Recore puede cobrar 200 euros/MWh en el mercado y que yo compre a 200 y venda a 60? No puedo. Si, por ejemplo, comprase 40 TWh a 160 euros tendría 2.400 millones de pérdidas en un año. Hay que bajar, sea como sea, el precio del pool porque un 30% y un 40% de la demanda está indexada al mismo y a esta no se le puede bajar el precio. Los pequeños consumidores con PVPC lo pagan en vena. Por ello, podría dedicarse parte del Recore a este suministro ajustando ahora su retribución.

R.  Eso implica un cambio regulatorio que el Gobierno rechaza.

R.  El compromiso es que obtengan una rentabilidad del 7,1% y ese compromiso se mantendría, pero, debido a una circunstancia excepcional habría que ajustarlo ya, sin esperar a 2022. Eso sí, el ajuste se debería hacer teniendo en cuenta 2020, en que los precios estuvieron muy bajos.

"La medida planteada nos recortaría mil millones el ebitda, un 25%"

R.  Pero la comercializadora de Endesa que compra a su generadora también dispara su ganancia cuando el precio está bajo.

R.  En nuestra cuenta de resultados se puede ver que nuestro margen de comercialización no es muy elevado: entre 9 y 10 euros/MWh, con eso intentamos rentabilizarla.

R. ¿Si no se aplica el recorte con el que el Gobierno preveía recaudar 2.600 millones para una bajada de los cargos en la factura de la luz, que sí se aplica ya, ¿tendrá que recurrir a los Presupuestos?

R. Creo hay elementos que pueden permitir incluso generar un déficit. Siempre hemos tenido un diálogo fluido con el ministerio y tengo esperanzas en que la sensatez impere. No se puede minorar a las empresas que tenemos contratos bilaterales a precios razonables y hay que buscar una solución para la industria: o bajamos el precio del pool o intervenimos los precios del gas o generamos un déficit o ajustamos ya el Recore.

R.  En qué consiste la intervención del mercado del gas que plantearon a la ministra?

R.  precios, que esperemos sea temporal y extraordinaria, que habría que aplicar una solución temporal y extraordinaria. Aunque reconozco que es complejo, si vamos a intervenir, intervengamos aquello que es más eficiente. Si se ha intervenido el mercado eléctrico, por qué no el precio del gas para los ciclos combinados aplazando, vía déficit, la diferencia entre los 90 euros/MWh y el precio razonable de 20 euros. El déficit que se pagaría subiendo un poco los cargos de los peajes: el coste serían 4.000 millones, unos 450 millones al año con intereses, o un euro en los cargos, frente a los 25.000 millones del actual coste por el gas.

R.  ¿Qué ha respondido el ministerio?

R.  Que es una intervención del mercado y si solo lo hace España y el resto de países no, nos metemos en un lío con Bruselas. Esto ha derivado en la petición de comprar gas conjuntamente. Hay un problema urgentísimo para la industria y hay que alcanzar acuerdos. Europa ha rechazado cambiar el mercado marginalista porque es el más eficiente para poner precio, dar la señal de precio y la asignación correcta. Esto es indiscutible.

R.  Se habla de un plantón de las grandes eléctricas al Gobierno en la última subasta de renovables.

R.  Desde Endesa, que se presentó a la primera subasta, se lo hemos explicado al ministerio. A nosotros nos faltan entre 10 y 15 TWh, según el año, para suministrar a nuestros clientes y esto lo solucionamos con renovables. La subasta pretende acelerar la implantación de estas energías, pero nosotros nos planteamos si debemos dedicar los escasos recursos que tenemos a esas subastas o construir plantas para vender la producción a nuestros clientes. Y hemos optado por esto último: construirlas y ofrecer la energía con nuestros propios contratos PPA. Tiene más sentido que ir a la subasta. Nuestra decisión no ha sido por ninguna cuestión de inseguridad jurídica, sino porque necesito recursos para atender a nuestros clientes.

“El PVPC se debe ligar a los futuros, porque son un seguro”

El CEO de Endesa considera que a los consumidores con PVPC “hay que bajarles la factura de algún modo” y en un futuro (ahora no es posible con los precios tan altos), ligar su tarifa a los precios de los mercados a futuros y no del pool, “porque estos llevan un seguro implícito al ser más caros”. Y ofrece un dato: “De 2013 a 2019, si en lugar del spot se hubiesen aplicado los futuros, habríamos pagado solo 0,8 MWh más. Ese es el seguro y habría merecido la pena”. Si en lugar de las antiguas subastas trimestrales el Gobierno opta por configurar el PVPC con los mercados de futuros, “las empresas nos cubriremos a uno o dos años”. Aunque han bajado los cargos y los impuestos, “el precio actual es un disparate”, recalca José Bogas.

El ejecutivo también es partidario de que se extiendan los beneficios de la tarifa social de la luz o de pagar un bono, como han hecho otros países, a los consumidores vulnerables.