La ‘operación limpieza’ del recibo de la luz agita la industria y a las energéticas

Antiguo recibo de electricidad

La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC), la legislación comunitaria y el plan de transición energética del Gobierno están desbrozando el bosque, aunque no sin problemas.

El recibo de la luz ha sido durante mucho tiempo una marmita en la que han cocido tantos ingredientes que pocos los recuerdan con detalle. Poco a poco, las recomendaciones de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Comptencia (CNMC), la legislación comunitaria y el plan de transición energética del Gobierno están aclarando el guiso, aunque no sin problemas. El fin del sistema de interrumpibilidad, que llegó a aportar hasta 500 millones al año para rebajar la factura de las grandes industrias, y el debate sobre la necesidad de pagar a las eléctricas por mantener operativas centrales de gas poco utilizadas -llegó a costar hasta 800 millones anuales durante una década- han agitado tanto a la industria como al sector empresarial energético.

Las amenazas de deslocalización y de cierre de empresas como Alcoa en Galicia son un ejemplo de la inquietud que genera la racionalización de una factura eléctrica en la que sólo en torno a un tercio del coste está relacionado con el mercado mayorista, siendo el resto impuestos y costes regulados. Las empresas energéticas, que invirtieron en centrales de gas que ahora apenas se utilizan y que pierden dinero a espuertas pelean para mantener el apoyo, vía recibo, con un argumento de peso, aunque discutible.

Las empresas sostienen que los planes del Gobierno para extender la generación renovable en la próxima década exigen mantener abiertas las centrales de gas para asegurar que no hay interrupciones de suministro en caso necesario. Los informes encargados por el sector gasista a la consultora PWC detallan que sólo 15 centrales de gas (30% del parque) recuperaron en 2019 sus costes operativos. Más aún, PWC estima que con las previsiones contenidas en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), las pérdidas acumuladas de los operadores de los ciclos combinados alcanzarán los 4.400 millones en diez años…si el BOE no lo remedia.

Consultas

El Ministerio de Transición Ecológica abrió un periodo de consultas que ha finalizado hace unos días para tomar la temperatura de los agentes implicados. La asociación Sedigas, de la que forman parte eléctricas y petroleras, ha mantenido su posición: no hay alternativas tecnológicas que aseguren el funcionamiento del sistema al 100%, por lo que ” el cierre de estos ciclos combinados supondría un problema para la seguridad de suministro, puesto que sin esta potencia firme no se alcanzaría el índice de cobertura mínimo marcado por Red Eléctrica de España (REE), y dificultaría la integración de las tecnologías renovables”. Solución: mantener los pagos por capacidad mediante mecanismos que pasen el examen de Bruselas.

Esa no es una tarea fácil. En enero  entró en vigor una nueva norma comunitaria -Reglamento UE 2019/ 943- que pone límites a los pagos por capacidad que reclama el sector. En sus artículos 20, 21 y 22, señala, entre otros extremos, que las ayudas deben estar relacionadas con la falta de cobertura de la demanda -España apunta a la sobrecapacidad-; deben ser autorizadas por Bruselas previa justificación;  deben ser temporales y, en todo caso no ir “más allá de lo que sea necesario para hacer frente al problema de la cobertura”.

Las pérdidas aprietan. “Situándonos en el Escenario PNIEC 2030, casi 23 GW de CCGT -ciclos combinados de gas-dejarán de ser viables económicamente – explica PWC-, lo que presentaría un contexto en la que únicamente 1,7 GW de los ciclos lograrían recuperar sus costes operativos”. Ante esa realidad, el sector pide al Gobierno agilidad para “poner en marcha una solución equiparable a homólogos Europeos, sin necesidad de iniciar un proceso “hoja en blanco” que pueda durar años”. En el debate está también la utilidad de una reserva estratégica -unidades disponibles para casos de emergencia- como las que existen en Países Bajos o Alemania y que debería ir más allá de lo previsto hasta ahora por el Gobierno español.

Un nuevo diseño

La inquietud por el nuevo diseño del sistema de ayudas que ha funcionado en el sector industrial y energético afecta a los campeones nacionales de la energía, pero también a grandes multinacionales. Compañías como Engie, Shell, Alpiq o Global 3 han invertido en ciclos combinados -2.000 millones hasta 2018- y ya mostraron en su día a la entonces ministra Teresa Ribera su malestar por la intención de recortar las subvenciones a su actividad.

Los productores mantienen como gran objetivo mantener los incentivos para pasar el bache y alcanzar entre los años 2022 y 2027 una posición cómoda que permita a las centrales de gas trabajar como respaldo de un sistema basado en renovables en el que habrán cerrado las instalaciones más contaminantes (carbón) y nucleares. De momento, el panorama para las compañías propietarias de centrales  es desolador. Según datos del operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE), en 2019 casi  duplicaron su peso en la estructura de generación, pasando de un 10,7 % en el 2018 al 20,7 % en el 2019. Pero en estos momentos, el 93% de la potencia CCGT no es capaz de cubrir sus costes de explotación.

La sombra se alarga sobre un sector que estaba advertido. La  ministra  Ribera ya provocó escalofríos en las empresas cuando explicó en el Congreso en 2018 que considera el gas natural como una energía de transición necesaria en el corto plazo, pero con fecha de caducidad. Ribera llegó a reclamar “cautela” frente a los “delirios” de quienes creen que una energía de transición puede extenderse “ad infinitum”, lo que lleva a posibles excesos “tanto en la generación [de electricidad] como en infraestructuras”.

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