Las eléctricas han tenido que devolver 832 millones de euros en poco menos de dos años y medio por el recorte en la venta de luz puesto en marcha por el Gobierno. El mecanismo llegó a su fin el 31 de diciembre y obligaba a las compañías a entregar los ingresos que obtenían por encima de 67 euros megavatio hora (MWh) por la venta de electricidad producida con nuclear, parte de las renovables e hidroeléctricas.
El Ejecutivo justificó su implementación para que las empresas no vendieran la electricidad generada mediante estas tecnologías a los precios desorbitados del mercado mayorista, disparado desde verano de 2021 por los precios del gas natural y de los derechos de emisión de CO2, unos costes que no soportan. En concreto, la idea era acabar con los denominados 'beneficios caídos del cielo' (windfall profits en inglés), que, por su parte, las eléctricas negaban.
Según las liquidaciones definitivas del sector eléctrico que elabora la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) correspondientes a los ejercicios 2021 y 2022, pagaron 131,8 y 370,4 millones de euros, respectivamente. Para el 2023 el Gobierno estimó unos ingresos de 330,1 millones de euros por este concepto, aunque habrá que esperar a la liquidación definitiva del año de la CNMC para saber la cifra concreta. Según el Gobierno, a los efectos de la previsión de ingresos correspondientes a dicho ingreso para el año pasado, se ha tenido en cuenta un valor equivalente a la previsión de recaudación para el ejercicio 2022.
Exentos los contratos a plazo y precio fijo
El mecanismo de minoración se introdujo en España a través del Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre. Estaban exentos de la minoración los contratos a plazo y precio fijo de antes del 16 de septiembre de 2021 y los nuevos que también mantuvieran un precio fijo, mientras que si tenían indexado el precio al mercado, se minoraba la parte proporcional. El Ejecutivo aplicaba así un recorte a todos los contratos bilaterales que tengan un precio de cobertura superior a los 67 euros/MWh.
Los fondos recaudados iban a reducir los cargos del sistema eléctrico repercutidos sobre los consumidores. En el caso de los acuerdos intragrupo (entre una generadora y una comercializadora de una misma eléctrica) se tenía en cuenta el precio final comercializado. De este modo, el mecanismo introdujo una nueva fuente de ingresos adicionales que repercutía de manera directa en los cargos del sistema eléctrico. España fue pionera en la adopción de esta medidas y luego, a rebufo, la Unión Europea también defendió un máximo, aunque de 180 euros/MWh. Este era el precio al que las tecnologías inframarginales, las que producen electricidad por debajo de las productoras de ciclo combinado de gas, podían vender la electricidad en el mercado mayorista (pool en la jerga).
A principios de 2023, tanto la Agencia Europea para la Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER) como el Consejo de Reguladores Europeos de la Energía (CEER) manifestaron que ya no era necesario mantener ningún tipo de limitación de ingresos a los generadores inframarginales. Por su parte, la industria europea también presionó para que los Estados miembro retiraran cualquier tipo de medida que limite los ingresos que obtienen las eléctricas. Las patronales Eurelectric, Europex, Federación Europea de Comerciantes de Energía (EFET), SolarPower Europe y WindEurope denunciaron que la aplicación de los límites de ingresos inframarginales ha sido "extremadamente heterogénea" en toda Europa, provocando "un aumento drástico de los costes y, en algunos casos, la salida del mercado de participantes, limitando así las opciones de los consumidores".
Además, en un informe remitido al Parlamento Europeo y al Consejo en pleno debate sobre la reforma del mercado eléctrico, la propia Comisión Europea mandó un mensaje de advertencia sobre el impacto negativo de establecer un a los ingresos de las tecnologías inframarginales, pudiendo afectar a los acuerdos preexistentes de compraventa de energía, los conocidos como PPA, y poniendo en riesgo la viabilidad de aquellas instalaciones que aún no han amortizado sus costes de inversión.
Argumentos de Bruselas para eliminar el tope
"La decisión de aplicar un límite máximo de ingresos puede haber afectado a los acuerdos de compra de electricidad existentes y a otros contratos a largo plazo, así como desincentivado la celebración de otros nuevos. En particular, esto se observa cuando el tope no se aplica a los ingresos que un productor recibe del PPA, sino a los ingresos 'supuestos' (ficticios) correspondientes, por ejemplo, a los precios mayoristas de la electricidad, lo que en última instancia conduce a situaciones paradójicas en las que el productor puede verse obligado a vender electricidad a pérdidas", argumentó Bruselas.
Asimismo, al igual que la industria, resaltó que el tope se ha aplicado de manera "muy heterogénea" entre los distintos países, haciendo alusión tanto al límite económico como al marco temporal. Hasta 17 países han fijado el límite por debajo de los 180 euros/MWh que acordó el Consejo Europeo, mientras que siete Estados miembro lo han fijado con carácter retroactivo y otros 11 lo han tenido en vigor más allá de la fecha final establecida en el Reglamento del Consejo para esta medida (entre ellos España).
No obstante, y pese a las duras críticas que ha recibido, según la 62 Edición del Informe EY Renewable Energy Country Attractiveness Survey (RECAI), España se mantiene en la octava posición global y se consolida como uno de los mercados europeos con mayor atractivo inversor del sector. Además, el mercado español de PPA continúa siendo un referente mundial, con más de 800 MW en más de ocho acuerdos firmados durante el tercer trimestre de 2023. También lidera todos los mercados (a excepción de EEUU) en términos de la capacidad total de los PPA corporativos hasta la fecha: 7,4 GW en total.
