España pedirá a la UE precios fijos para nuclear e hidráulica que eviten sus beneficios caídos del cielo

España va a pedir a la UE que la futura reforma del mercado eléctrico a escala europea permita imponer precios fijos a largo plazo para la energía nuclear e hidráulica, de forma que se eviten los denominados beneficios caídos del cielo de estas tecnologías gracias al diseño actual del mercado marginalista, en el que el precio de mercado lo determina la oferta más cara que permite satisfacer la demanda.

La propuesta, recogida en un informe presentado este martes al Consejo de Ministros, persigue “que los consumidores de hoy se puedan beneficiar del menor coste de la energía del presente y el futuro que representan las renovables”, desde el punto de vista de la “equidad”, reduciendo la volatilidad del mercado y dando “estabilidad” a los inversores, ha señalado la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera.

Ese precio fijo para hidráulica y nuclear es uno de los aspectos clave del documento que se va a remitir a la Comisión Europea de cara a la propuesta que Bruselas presentará el próximo marzo. “No es un documento consensuado” con otros países, ha señalado Ribera.

El objetivo, explican fuentes de Transición Ecológica, es “abordar los fallos de mercado que presenta el mercado eléctrico”, cuyo actual modelo se alumbró hace tres décadas y cuyas carencias han salido a relucir dolorosamente con la crisis energética derivada de la guerra en Ucrania.

España plantea desarrollar los denominados mercados a plazo, con un modelo menos dependiente del mercado diario y el intradiario, que se mantendría más como un mercado de ajustes entre la previsión de la demanda y el consumo que finalmente se produce. El denominado ‘pool’ seguirá existiendo, y continuará funcionando bajo el modelo marginalista. Pero determinará el precio de una pequeña parte de la energía que se consume.

“La clave está en que con los contratos por diferencias a largo plazo el mercado diario se queda para despachar y pagar ciclos”, las centrales de gas, que también van a poder recibir una retribución en los llamados mercados de capacidad. El resto de tecnologías “cobra el precio fijo, que tiende a ser el precio medio, no el coste de oportunidad de cada hora”, resumen fuentes del Gobierno.

La base de la propuesta pasa por incentivar los contratos de futuros (conocidos como CFDs) para nuclear, hidráulica y renovables. El precio para cada una “dependerá del detalle” y la evolución de la propuesta, pero “tendrá que estar vinculado a los costes de cada tecnología”. La opción de una retribución regulada, con precios fijos a largo plazo, la ha planteado desde hace tiempo el lobby nuclear en España. La cuestión, claro, es qué ingresos se garantizarán a estas tecnologías.

La tesis que va a defender España es que el mercado actual no da señales suficientes ni estabilidad de ingresos a las renovables. Con su despliegue, se está sustituyendo un parque de generación con altos costes variables por otro dominado por las energías verdes, con una inversión inicial muy alta y nulo coste variable.

Y a medida que crezca su peso, aumentará lo que en el argot del sector se llama la “canibalización” de precios, con estos cercanos a cero en muchas horas, lo que amenazaría su despliegue y no garantizaría que los promotores de renovables y de otras soluciones como el almacenamiento recuperan sus costes.

El Gobierno considera que con el fomento de las referencias de precios a plazo, como los llamados contratos por diferencias, “se soluciona este problema”.

El Ejecutivo subraya que es “difícil” desarrollar nuevos proyectos de hidráulica en Europa (por la escasa disponibilidad de recurso y por su impacto ambiental), y este recurso está “agotado” en el mercado ibérico. Para esta fuente, muy gestionable y flexible (la que tiene embalse se puede almacenar), la propuesta persigue que produzca “cuando más aporta a la sociedad”. Por ejemplo, cuando hay más demanda o está más caro el gas. En otras palabras, que no se especule con el agua (un bien público) con plantas que en muchos casos datan de hace más de medio siglo.

Esos contratos por diferencia incluirán un incentivo por disponibilidad para que aporten cuando más falta hacen. Y lo mismo ocurre con la nuclear, que “no cuenta con respaldo social y político suficiente para construir nuevos reactores”. No hay competencia para los existentes y “esto hace que tengan rentas supracompetitivas permanentes”.

Las renovables van a desplazar a estas fuentes “a una velocidad insuficiente para evitar esas rentas excesivas, esos famosos windfall profits que generan un problema de equidad para el consumidor”, defiende Transición Ecológica.

Además, este escenario plantea un “problema que también se puede ver desde el punto de vista de los titulares” de esas centrales, especialmente las nucleares, que ven con “incertidumbre” el futuro de sus flujos de caja, defiende el ministerio. Así, la propuesta es someter a estas tecnologías a contratos por diferencias, contratos a plazo o a una retribución fija, con una rentabilidad garantizada.

Para las renovables, se plantea algo similar a las subastas que llevan años celebrándose en España, garantizándoles una retribución a largo plazo.

Respecto a las tecnologías marginales como el gas o el carbón (allá donde todavía exista), se plantea que puedan establecer contratos a plazo, pero también acudir al mercado diario. La gran novedad es que se pasa de un mercado en el que se negocia solo energía a otro en el que se contrata también firmeza con los llamados mercados de capacidad.

Se considera que ese mercado de “solo energía” no es el adecuado para afrontar los retos de la descarbonización ni la creciente volatilidad de los mercados de materias primas. Y esos mercados de capacidad serían la solución para momentos de fuerte demanda en los que no haya sol ni viento, ante la intermitencia de las renovables, para que esas plantas estén disponibles.

Ahora estos mercados están planteados en la normativa europea solo como un mecanismo excepcional. El objetivo es facilitar su despliegue. Los ciclos combinados de gas, que son tecnologías de punta por definición, seguirán operando en el mercado diario, pero también podrán hacerlo en esos mercados de capacidad (se les retribuye por estar disponibles) y a plazo.

Plazos largos

El Gobierno, que ha liderado muchas de las medidas energéticas adoptadas en la UE tras la guerra en Ucrania, asume que esta reforma “llevará su tiempo”, conociendo los plazos que se manejan en Europa. Más con una reforma “estructural” que requerirá de una negociación política, amplios consensos y trámites de audiencia para los afectados.

Como para los próximos meses se espera que se mantenga la volatilidad de precios del gas, se ha propuesto extender la solución ibérica hasta que esté completada esa reforma en profundidad. La vicepresidenta Tercera Ribera ya dado un plazo orientativo, “finales de 2024”, para mantener esa intervención excepcional del mercado que se ha saldado con un ahorro de 4.500 millones de euros, según la última estimación del Ejecutivo: unos 150 euros por cada familia acogida a la tarifa regulada, según ha explicado.

Respecto al ahorro que puede aportar al consumidor este nuevo modelo que se plantea a la UE, es “la pregunta del millón”, dicen en el ministerio. Afirman que dependerá del mix de cada país. España ha pasado de un 10% de renovables en su sistema eléctrico en 1998 al 50% actual y al 78% que se prevé para 2030, y está en una situación “muy privilegiada”, con mucha potencia limpia ya en funcionamiento. No obstante, “estamos elevando una propuesta que tiene que funcionar en Europa, no solo en un único país”.