La industria ultima la primera subasta privada de renovables a comienzos de 2023

Las compañías se quejan de no poder firmar contratos a largo plazo

Buscan obtener precios más bajos hasta lograr que se reforme el sistema

Industria electrointensiva pulsa en la foto

El Ejecutivo español, con la vicepresidenta tercera Teresa Ribera a la cabeza, y los Gobiernos europeos coinciden: la solución está en reformar el actual sistema de fijación de precios de la electricidad. Pero ni la urgencia de la escalada de costes actuales parece que vaya a facilitar una propuesta de consenso en pocos meses. Por ello, entretanto, las empresas han optado por tomar la iniciativa.

La gran industria está ultimando ya todo para que antes de que concluya el primer trimestre de 2023 pueda celebrarse la primera subasta privada de renovables en España. Organizada por la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), estará abierta, en especial, a todos los consumidores electrointensivos y tiene como fin conseguir contratos a largo plazo (PPA) con proyectos de energías verdes a precios mucho más competitivos que los que pueden obtenerse ahora.

El objetivo inicial era subastar entre 1.500 y 2.000 megavatios de tecnologías renovables, básicamente fotovoltaica y eólica, si bien desde la citada asociación sostienen que está previsto que en estas subastas se construya una curva de oferta de los generadores y una curva de compra de los industriales electrointensivos. Quieren que en este concurso participen tanto promotores ya existentes, como nuevos, que vendan energía a estos grandes consumidores con contratos a 12 años y con la condición de que las plantas estén instaladas en el plazo de unos 18 meses tras la puja.

Es decir, que la subasta no resolverá el problema de costes de manera inmediata, ya que no se obtendrá electricidad a precios más baratos hasta mediados de 2024/2025, pero habrá generado un nuevo marco de negociación para productores y grandes consumidores. AEGE ha presentado la iniciativa al Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico y a la CNMC, a quienes les parece una acción oportuna y acertada. “Todo lo que sea poder firmar contratos a largo plazo nos parece muy positivo y, de hecho, existen fondos públicos disponibles de hasta 600 millones para ofrecer garantías a la firma de esos contratos”, explican desde el Ministerio.

También, ha trabajado las condiciones de la subasta con el Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE), si bien no necesita la autorización de ninguno de estos organismos para arrancar.

El director general de AEGE, Fernando Soto, explica que, ante la imposibilidad de conseguir contratos a precios fijos comparables a los de la tarifa Arenh en Francia y debido a la lentitud de las autoridades europeas, la asociación ha decidido diseñar sus propias subastas de energía renovable para cubrir parte del consumo de electricidad de sus empresas a unos precios más razonables.

La celebración de la subasta estaba prevista para finales de año, pero el anuncio del Gobierno de celebrar otra puja a finales de este mes ha hecho que se retrase hasta el primer trimestre de 2023. Solo podrán acudir empresas que justifiquen su condición de electrointensivas, por lo que en su mayoría serán compañías integradas en AEGE, aunque la convocatoria es para todo tipo de sociedades.

Está previsto que participen compañías de los sectores metalúrgico, químico, siderúrgico y gases industriales, entre otros. En estas industrias el coste energético puede llegar a suponer un 50% de los costes de producción. Acerinox, Celsa, Tubos Reunidos, Sidenor o Grupo Ferroatlántica son solo algunas de las que con toda probabilidad acudirán a la puja.

 

El alto precio de la luz lleva a las empresas a importar productos de otros centros

Mientras la Europa de los 27 se afana en consensuar un nuevo sistema de fijación de precios de la electricidad y otras medidas como establecer un tope al gas, la industria del Viejo Continente se debate entre seguir produciendo a unos costes que apenas podrán repercutir a sus clientes o parar y ver.

“Lo verdaderamente grave es el tiempo que hemos perdido sin tomar decisiones porque esta situación se acelera como consecuencia de la guerra, pero los precios de la energía venían subiendo de forma alarmante desde el verano pasado”, advierte Fernando Soto, director general de AEGE, la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía.

Admiten que en esta ocasión el Gobierno español ha llevado la delantera y aplicó muchas de las medidas que ahora se plantea implantar la Unión Europea. Sin embargo, como en paralelo también otros Ejecutivos alarmados por la magnitud de la crisis que se avecina han aprobado sus propios planes de ayudas, numerosas grandes compañías asisten a la pérdida de competividad de sus productos en el supuesto mercado único europeo. Compañías como Ferroglobe ya están trasladando parte de su producción de España a las plantas de Francia o Noruega, donde el coste energético es sensiblemente inferior.

“La deslocalización de la producción no se ha abordado aún como la gran solución, pero sí es cierto que hay empresas que están importando producto de otros centros donde es más barato fabricarlo”, asegura Soto. Lo cierto es que la industria, que venía de cerrar un segundo semestre de 2021 y un primer semestre de 2022 esperanzador con datos de demanda y resultados económicos de récord ha visto cómo la carestía de la energía está dando al traste con las buenas perspectivas. “Cierran o paran parcialmente la producción porque no hacerlo genera pérdidas, sale más rentable parar”, lamenta Soto. Desde AEGE explican también cómo las empresas están tirando de imaginación y, para no perjudicar en exceso al empleo, se están adaptando los turnos a las horas en las que la energía es más barata. El problema es que ni probando todo tipo de acciones se logra poder competir con otros países. En Francia, por ejemplo, la situación es más ventajosa porque con su tarifa Arenh (de energía nuclear), que se sitúa en el entorno de los 42 a 46 euros el megavatio hora, cubre el 70% de la tarifa final y solo el 30% procede del precio de mercado. Eso da como resultado un precio final para la industria electrointensiva gala de 144,78 euros por megavatio hora (con datos del 10 de octubre), mientras en España se paga a 247,46 euros. En Alemania, las compañías han logrado pactar precios más baratos gracias a la suscripción de contratos a tres y cinco años, lo que al menos en un entorno tan volátil como el actual da mayor certidumbre. Sin embargo, en España, la industria manufacturera se queja de que la firma de esos contratos a largo plazo es casi inexistente. “El Gobierno debería atajar el problema de raíz reformando el sistema de fijación de precios y evitar que la tarifa resultante esté contaminada por un mix de producción que data de 1997, cuando en la actualidad ese mix ha variado mucho”, recuerda Soto, quien, al menos, celebra que dicha reforma ya esté sobre la mesa, incluso, de Bruselas.

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