La nuclear y la hidráulica dejarán de ingresar hasta 6.000 millones por la “excepción ibérica”

El mecanismo que aprueba mañana el Gobierno elimina ‘windfall profits’ y beneficiará siempre que no se subvencione a franceses y marroquíes

Teresa Ribera, vicepresidenta para la Transició Ecológica.Efe

El Gobierno tiene previsto aprobar mañana en su reunión del Consejo de Ministros un real decreto ley que incluirá los cambios normativos necesarios para aplicar durante 12 meses un tope al precio de las ofertas de las centrales de gas en el mercado mayorista de la electricidad (pool), según el acuerdo alcanzado con la Comisión Europea.

Dicho límite se situará en una media de 50 euros/MWh en el precio del gas para producir electricidad durante el año de vigencia, lo que reducirá los ingresos del resto de las energías (las llamadas inframarginales: nuclear, hidráulica y ciertas renovables) que cobran el precio marginal de la más cara que resulta casada (el gas y, en ocasiones, el carbón y la cogeneración). La eliminación de estos ingresos extraordinarios (o windfall profit) y su efecto en el precio final del pool es el objetivo de un polémico mecanismo que aplicarán España y Portugal durante 12 meses y que se conoce como “excepción ibérica”, en referencia a la escasa interconexión de la península, un 2,7% de la capacidad total.

Tomando como referencia un precio del gas entre 80 o 90 euros MWh, al limitarse este a 50 euros/MWh, la pérdida de ingresos para las inframarginales, la nuclear y la hidráulica (con una producción anual de 53 y 29 TWh, respectivamente) se situaría entre 4.500 millones y 6.000 millones de euros en el año de intervención del mercado.

Aunque también se consideran inframarginales las renovables con un retribución especial (las del llamado Recore), pues venden su energía en el mercado mayorista, sobre éstas no tendría efecto el mecanismo, pues reciben una retribución que se ajusta en función de la rentabilidad a la que tienen derecho.

El precio de la electricidad de los ciclos combinados se estima multiplicando por dos el precio del combustible, al que hay que añadir el coste del CO2, los peajes y el mantenimiento de la planta. Los 50 euros/MWh de media del gas, aunque tanto su coste como el del CO2 fluctúan, se traducirían aproximadamente en unos 150 euros/MWh eléctricos.

Pero ese precio capado no será el precio final que pagará “la demanda”, según el sistema diseñado, pues, finalmente, dichas plantas cobrarán todo su precio real: hasta los 50 euros/MWh, en el mercado diario, y el resto (hasta los 80 o 90 euros/MWh del combustible que marcan los futuros), se dividirá entre las comercializadoras (demanda) en función de su consumo.

Estas empresas pueden trasladar, y así lo han advertido, este coste a sus clientes. Aunque en estos momentos, solo las comercializadoras en el mercado libre pueden trasvasar ese coste a la factura de sus clientes, el Gobierno prevé cambiar la norma para que las comercializadoras reguladas, que suministran al PVPC, puedan hacerlo también. De lo contrario, habría que pagárselo por otra vía.

Subvencionar a Francia

Sin embargo, el ahorro para el sistema en que se traducirá la excepción ibérica, no será tal si la norma no garantiza, como ha asegurado públicamente la vicepresidenta para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, que también la comercializadoras que exportan electricidad de España a través de las interconexiones (a Francia, Marruecos e, incluso a Portugal, que forma parte del acuerdo pero que es exportadora neta en el mercado ibérico) pagan también la compensación al gas.

Esta podría superar, según las cotizaciones el gas, los 5.000 millones de euros o unos 20 euros/MWh eléctrico, que se sumarán a los citados 150 euros/MWh del precio limitado. Por tanto, unos 170 euros/MWh frente a una media de 228 euros/MWh que ha registrado el pool en el primer trimestre del año, marcado por una gran volatilidad.

Si los mercados interconectados (Francia, con una potencial demanda de 27,2 TWh y Marruecos, con 6,9 TWh al año) no pagan dicha subvención, los consumidores españoles estarían subvencionando a los consumidores vecinos unos 2.000 millones de euros en sus facturas, según fuentes del sector, en la medida en que la capacidad de interconexión lo permite.

La presión exportadora aumentará el precio

El principal problema derivado del mecanismo propuesto por España y Portugal a la CE de limitar el precio del gas en el mercado mayorista y, así, frenar la contaminación de este precio al resto de energías, es la presion exportadora a Francia y Marruecos al obtener en el mercado ibérico precios más bajos.

Para evitarlo, se planteó una doble subasta: un precio real, sin tope, para el resto de países, y otro para el mercado interno con el precio capado. Porque, a pesar de que el mecanismo se justificaen que la península ibérica es una isla energética, no lo es del todo: la capacidad de intreconexión es del 2,7% o 8.760 horas al año.

 Bruselas rechazó de plano la doble subasta y, aunque el sistema trate por igual a los consumidores ibéricos y al resto, haciendo pagar a todos la compensación por el precio, la producción con ciclos combinados aumentará. Se pagará más por un lado, porque la compensación será mayor y, por otro, porque el gas marcará precio más horas y casarán también las centrales más ineficientes, cuyo coste de funcionamiento es superior y, por tanto, también el de la electricidad que generan.