Reformar o no el mercado eléctrico. Esta es la principal disyuntiva que enfrenta ahora a la Unión Europea (UE) tras salvar el tope al precio de las importaciones de gas. España es la principal defensora de acabar con el actual diseño marginalista del pool, mientras que una coalición de siete países, liderada por Alemania, reclama que se mantengan los beneficios reportados por el sistema en la última década y que no se comprometa los objetivos climáticos y energéticos marcados por el Ejecutivo comunitario.
La Comisión Europea (CE) cerró este lunes la consulta pública para la posible reforma del mercado y los reguladores europeos ya han opinado. La Agencia Europea para la Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER) y el Consejo de Reguladores Europeos de la Energía (CEER) han publicado un documento de más de 30 páginas en el que abordan distintas cuestionas. Una de las más importantes es el recorte a las eléctricas por la generación nuclear, hidroeléctrica y otras renovables. A la pregunta lanzada por la Comisión "¿Considera que debe mantenerse algún tipo de limitación de ingresos de los generadores inframarginales? ", ambos organismos responden que no.
En España, el Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, introdujo una minoración de los ingresos extraordinarios que obtienen las centrales nucleares e hidráulicas en el mercado mayorista, gracias a la repercusión sobre el mismo de unos costes de gas que no soportan. Tras el revuelo de las compañías eléctricas, el Ejecutivo rectificó un mes después dejando exentos de la minoración los contratos a plazo y precio fijo de antes del 16 de septiembre de 2021. Además, dejó fuera a los nuevos que también mantuvieran un precio fijo, mientras que si tenían indexado el precio al mercado, se minoraría la parte proporcional. En los demás supuestos se aplicó la misma regla de minoración.
Ya en marzo de 2022, el Ejecutivo puso un límite específico y dijo que se aplicaría la minoración -hasta diciembre de 2023- a todos los contratos bilaterales que tuvieran un precio de cobertura superior a los 67 euros el megavatio hora (MWh). También apuntó que los fondos recaudados se destinarían a reducir los cargos repercutidos a los consumidores. La medida afectaría así a todos los contratos nuevos, así como a las revisiones y renovaciones. En el caso de los acuerdos intragrupo (entre una generadora y una comercializadora de una misma eléctrica) se tiene en cuenta el precio final comercializado.
Propuesta de Bruselas
Por su parte, Bruselas planteó establecer el límite en 180 euros/MWh al dinero que recibe la generación eléctrica a partir de renovables, nuclear y lignito, así como exigir una "contribución solidaria" a las empresas de petróleo, gas y carbón que se han beneficiado de los desorbitados precios de la energía. En concreto, propuso aplicar una "contribución" del 33% sobre los beneficios obtenidos a partir del ejercicio 2022 y que se sitúen un 20% por encima de la media de los tres últimos años fiscales o después de enero de 2019. Si el importe resultante fuera negativo, la tasa a aplicar sería cero. La idea la Comisión era recaudar 140.000 millones de euros con ambas medidas.
Los reguladores europeos dejan claro en su informe que no apoyan el recorte. No obstante, Bruselas insiste en el tema y pregunta que, "en caso de que se considere justificado mantener esta limitación de ingresos", ¿en qué situaciones debería aplicarse y cómo debería definirse? ACER y CEER se abren a evaluar "posibles mejoras y alternativas con el objetivo de proporcionar certidumbre" a los participantes del mercado. En este sentido, apuesta por soluciones que limiten los ingresos "solo en situaciones extremas", ya que así tendrían "poco impacto en el funcionamiento del mercado".
Asimismo, ambos organismos preferirían que normas de este tipo se aplicaran de manera uniforme en toda la UE sobre la base de un marco normativo comunitario predefinido. "Garantizaría la igualdad de condiciones en todos los Estados miembro y evitaría mandar señales diferentes hacia los inversores", argumentan. Lo que sí consideran que es una buena opción para amortiguar el impacto de la subida del precio de la electricidad entre los grandes consumidores sería fomentar los contratos a plazo, lo que en el sector se conoce como PPA (Power Purchase Agreement). Eso sí, dejan claro que por PPA entienden los corporativos entre participantes privados del mercado, dejando fuera la intervención del Ejecutivo.
En este apartado, el Ministerio para la Transición Ecológica creó a finales de 2021 un mecanismo para obligar a Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP a vender energía entre los grandes consumidores industriales y las comercializadoras independientes. Bien es cierto que no se ha llegado a poner en marcha esta subasta obligatoria. Las eléctricas se quejaron de que esto suponía "quitar energía a unos para vendérsela a otros" y acusaron a la gran industria de no asegurarse el suministro a un precio fijo. Antes de que estallara la crisis energética, los grandes consumidores compraban la electricidad directamente en el pool porque les salía más rentable.
Plan de España
De su lado, en lo que afecta a los pequeños consumidores, España aboga por un diseño que se base en un mercado de corto plazo (diario e intradiario) "muy líquido y transparente", combinado con un mercado a plazo de energía y servicios de capacidad y flexibilidad adaptados a las necesidades particulares de cada Estado miembro. La propuesta del Ejecutivo se sustenta en que el regulador contrate con las centrales inframarginales energía a largo plazo, mediante contratos por diferencias (CfDs) a precio fijo y orientado a costes, e introduzca mercados de capacidad para las centrales que ofrecen capacidad firme o flexible, como son las de ciclo combinado.
De este modo, Transición Ecológica explica que si el precio en el mercado diario es más alto que el de ejercicio, la instalación renovable devuelve el exceso a los consumidores reduciendo el valor medio de esa hora. Por el contrario, si es más bajo, es el sistema el que compensaría al productor renovable para que tenga asegurado los ingresos mínimos. Por su parte, para la nuclear e hidráulica ya existentes propone CFD con un incentivo por disponibilidad, para que puedan captar parte del mayor ingreso en los momentos en los que el mercado diario es más caro, si están disponibles. España también pide que se permita a cada Estado miembro establecer una retribución regulada de forma obligatoria para estas dos tecnologías.
Los reguladores europeos coinciden con el Ejecutivo español en que la utilización de contratos bidireccionales por diferencias o de acuerdos similares es una "forma eficaz de mitigar el impacto de los mercados a corto plazo sobre el precio de la electricidad y de apoyar las inversiones en nuevas capacidades". Sin embargo, reclaman un "diseño cuidadoso" y una armonización europea para tales contratos a través de las directrices de la Comisión. Lo que no apoyan es que se imponga su uso.
"Este mecanismo solo debería aplicarse tras una evaluación exhaustiva de los efectos negativos en otros Estados miembro y en el mercado europeo de la electricidad, y únicamente con la aprobación de una ayuda estatal. En caso de efectos negativos, estos instrumentos solo deberían aplicarse si los beneficios superan los costes a nivel europeo", insisten. La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha abogado este miércoles por que la reforma se zanje antes de la celebración de las elecciones europeas que tendrán lugar en mayo de 2024.
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