España paga 500 millones a Portugal por el tope al gas

Los consumidores españoles financian una parte de la ‘subvención’ del gas que se utiliza en las centrales portuguesas, con un coste estimado de unos 500 millones de euros, de manera que por cada 10 euros que sube el gas, pagamos 175 millones más.

Los consumidores españoles deberán financiar una parte de la ‘subvención’ al gas que se utilizará en las centrales portuguesas durante el período de aplicación de la llamada excepción ibérica aprobada por el Gobierno el pasado 13 de mayo para limitar el precio del gas y rebajar el precio de la electricidad en la Península Ibérica. El coste estimado que supondrá para el bolsillo de los españoles asciende a 500 millones. Esto se debe a que España representa el 90% de la demanda eléctrica ibérica obligada a financiar el tope del gas durante el período de aplicación de la medida, frente a un 10% de Portugal debido al menor número de clientes portugueses indexados a pool y de renovaciones de contratos prevista en este país. Sin embargo, España solo genera el 75% de la producción con gas con derecho a recibir la subvención, frente a un 25% de Portugal, de manera que por cada 10 euros que sube el gas, pagamos 175 millones más.

La entrada en vigor del RDl 10/2022 -una medida extraordinaria que el gobierno portugués aprobó el mismo día y que estará vigente un año-, supondrá una rebaja de la electricidad que comenzará con cerca de un 20% de descuento, para ir reduciéndose hasta el 15% para los clientes acogidos al PVPC.

El precio de la electricidad resultante tras aplicar el mecanismo dependerá, principalmente, del precio del gas en el Mercado Ibérico del Gas (MibGas) y del precio del CO2, tal y como explican desde el ministerio de Transición Ecológica. Considerando 96 €/MWh para el gas y 80 €/t para el CO2, el mecanismo dejará el precio medio del pool en menos de 130 €/MWh durante 12 meses, frente a los más de 210 €/MWh que se registrarían en su ausencia.

La medida emplea una fórmula matemática para limitar el precio del gas consumido por las centrales térmicas, que es repercutido en las ofertas que fijan el precio del mercado mayorista de la electricidad. Establece un precio de referencia del gas de 40 €/MWh durante seis meses, que se incrementará en 5 €/MWh al mes a partir de entonces, terminando en 70 €/MWh.

El efecto de esta medida será inmediato en los consumidores con tarifa PVPC y progresivo para el resto, aunque no se espera que empiece a funcionar hasta primeros de junio. Aunque el RDl se publicó en el BOE el 14 de mayo, su plena efectividad queda supeditada a la aprobación formal por parte de la Comisión Europea “y es posible que esto lleve una semana, diez días o dos semanas”, ha señalado la ministra Ribera. Para autorizar el tope al gas, Bruselas ha exigido a España cambiar la tarifa regulada. Una medida que las compañías eléctricas llevan pidiendo hace tiempo, pero que el Gobierno dejó en un cajón por la oposición mostrada en su día por las asociaciones de consumidores.

En este periodo de espera, “las compañías eléctricas deberán ir aportando información detallada de los contratos retail, no de los contratos que una generadora en una compañía verticalmente integrada firma con su comercializadora, sino el precio real que pagan los consumidores”, explicó la ministra.

El nuevo RDl establece la obligación de hacer modificaciones en la metodología de cálculo del PVPC para introducir una referencia a los precios de los mercados a plazo, incorporando así un componente de precio basado en una cesta de productos de mercados a plazo -anuales, trimestrales y mensuales- y un componente de precio del mercado diario e intradiario. Transición Ecológica tendrá que presentar en octubre una propuesta a Bruselas para que la nueva fórmula de fijación del precio regulado pueda empezar a aplicarse a principios de 2023.

Los electrointensivos cargan contra el RDl

Las reacciones no se han hecho esperar. Desde AEGE afirman que la nueva normativa “genera incertidumbres que dificultan la estimación de su impacto”. Su director general, Fernando Soto, señala: “no conocemos con precisión la demanda que pagará la compensación al gas por el ajuste, al no saber qué volumen de los contratos de suministro a precio fijo se renovarán desde junio y cuánto incrementarán la demanda que financiará los ajustes, ni conocemos el impacto en las rentas de congestión de la interconexión eléctrica con Francia. No se contempla que los franceses paguen el ajuste que pagaremos españoles, portugueses y marroquíes”.

A su juicio, el Gobierno y la Comisión Europea “deben revisar ese apartado para que no financiemos a Francia y salgan sus consumidores beneficiados, además de disfrutar de la tarifa ARENH de 42 €/MWh que no tienen los industriales españoles. Sería un daño irremediable a nuestra competitividad”.

Los electrointensivos opinan que la industria española “necesita que se activen las subastas de energía de las tecnologías inframarginales (hidráulica, renovables y nuclear) para lograr un suministro competitivo no contaminado por el precio del gas”. Si en 2022 -explican-, la producción térmica es la de 2021 -ciclos combinados, 37,58 TWh; carbón, 4,94 TWh; cogeneración, 26 TWh; total 68,52 TWh- y siendo la cogeneración sin marco regulado de retribución de 4 TWh, habría que compensar una producción de 46,52 TWh/año, con un impacto en los 12 meses de unos 4.100 M€ previstos de aplicación de la medida. En los primeros siete meses, la compensación se estima que aplicaría a 27,2 TWh, topando el precio del gas hasta noviembre a 40 €/MWh y en diciembre a 45 €/MWh”.

Para un gas de 90€/MWh topado a 40 y 45 €/MWh, -señalan desde la asociación-, “habrá que compensar unos 2.440 millones de euros en estos siete primeros meses. Para una demanda que pague esa compensación supuesta del 50% de la total, unos 70 TWh en esos 7 meses, el impacto sería de 35 €/MWh. Si descontamos los ingresos adicionales de la renta de congestión con Francia, entre 5 y 10 €/MWh, por aplicar este mecanismo, la compensación a pagar por los consumidores sería de 25 a 30€/MWh”.

Asimismo, “de junio a noviembre, el tope de 40 €/MWh al gas implicará un precio del pool de 115 €/MWh y para diciembre, topado a 45 €/MWh, de 125 €/MWh. Hoy los futuros marcan precios de 150 €/MWh hasta fin de año, superiores a estos valores y que deberán ir convergiendo. De junio a diciembre, el precio estimado del pool más la compensación de gas a satisfacer suman unos 150 €/MWh frente a los 220 €/MWh actuales (precio medio del pool de enero a abril de 2022), es decir una rebaja del 30%”, explican.

Valoraciones de Acogen y Sedigas

Desde Acogen afirman que el RDl 10/2022 “es beneficioso para España, especialmente para los consumidores domésticos y las industrias, iniciándose un camino para dotarnos de nuevas herramientas con las que abordar la crisis energética derivada de la guerra en Ucrania”. La patronal de los cogeneradores considera que la alternativa de equilibrar con flujos económicos, impositivos y fiscales propuesta por la UE, “era peor para España por la situación de nuestras cuentas nacionales, mientras que este cambio estructural puede aportarnos mayores ahorros, efectividad y competitividad”.

El director general de Acogen, Javier Rodríguez, explica que “el mecanismo para reducir el precio eléctrico actúa sobre la generación con gas, mientras la cogeneración (20% del consumo nacional de gas), inicialmente incluida, se queda fuera por la existencia del marco regulado de la Ley 24/2013 y el propio marco de producción que asegura la cobertura de los costes, al igual que ahora se introduce para los ciclos combinados”. En este sentido, señala: “no es cuestión de duplicar los marcos regulados de la cogeneración, sino de que los que hay funcionen bien, el de los cogeneradores para la cogeneración y el del topado de gas para los ciclos combinados”.

Rodríguez afirma que las cogeneraciones sin marco regulado específico están cubiertas por el mecanismo, pero el autoconsumo no, “algo que reclamamos insistentemente los cogeneradores, ya que puede hacer parar plantas y perder sus ahorros de energía, un aspecto que debe corregirse en la implementación del RDl 10/2022”.

En una coyuntura energética sin precedentes, desde Sedigas entienden que el Gobierno “busque fórmulas para limitar el impacto negativo que sobre las economías familiares y la competitividad de las empresas está teniendo la subida del precio de la electricidad”. A la vez que les parece trascendental insistir en que las medidas “mantengan un carácter extraordinario y estén limitadas en el tiempo”.

Sedigas “considera acertada que cualquier metodología de ajuste al precio del gas para la generación eléctrica, reconozca los costes reales que soportan las plantas de generación con gas natural. Costes que no son otros que los determinados por la libre competencia en los mercados gasistas globales y de referencia para España”. Es relevante subrayar -explican-, que el mecanismo de ajuste diseñado “no supone, en ningún caso, un incentivo, una sobre retribución o una subvención económica (privilegiada) para esta tecnología”. Asimismo, a pesar de la contribución limitada de esta tecnología a la generación eléctrica del país, “el sector defiende que es necesario reconocer y subrayar -ahora y en el futuro inmediato- la necesidad de contar con una potencia de generación firme y flexible como la que aportan los ciclos combinados en España para garantizar el suministro eléctrico, afirman desde Sedigas”.