Desde que el pasado 10 de enero de 2023 el Consejo de Ministros aprobara una propuesta de reforma del Mercado Eléctrico que fijaba la posición de España en este aspecto, ha habido muchas discusiones en el seno de la UE, especialmente entre Francia y Alemania. Como recordatorio, esta propuesta de reforma del mercado eléctrico surgió tras la crisis de precios en ese mercado el año pasado, por considerar que el mercado eléctrico no era efectivo por las siguientes razones:
- Los precios establecidos eran muy superiores al coste medio de producción y por lo tanto no garantizaban precios de la electricidad asequibles y estables.
- La ausencia de un necesario mercado a largo plazo que incentivara la entrada de inversiones en las nuevas tecnologías, ya que los mercados diarios existentes no garantizan la recuperación de la inversión y provocan un incremento del coste de capital.
- La dificultad de garantizar el suministro de electricidad debido a que la mayor generación con energías intermitentes (eólica, fotovoltaica…) necesita de mayores capacidades de generación con centrales de mayor flexibilidad de producción (ciclos combinados…) que exigen para su funcionamiento altos precios de la energía para garantizar la recuperación de su inversión, puesto que operan un número de horas anuales inferior a su capacidad real y a las necesarias para recuperar la inversión inicial. Estas centrales, indispensables para el equilibrio del sistema, son las denominadas “peakers”[1] porque intervienen en los picos de demanda.
Pasa subsanar esas deficiencias el gobierno de España proponía:
- Que las tecnologías inframarginales[2] reciban un precio fijo, es decir, que nucleares, hidráulicas fluyentes, eólicas y fotovoltaicas reciban un importe fijado previamente por la venta de la electricidad producida. El precio se fija mediante subastas CfD (Contrato por Diferencias), en el que los productores ofertan un precio a largo plazo que es el que reciben; si el precio del mercado diario es menor, se les paga la diferencia y si es mayor, tienen que pagar la diferencia.
- La simplificación de la notificación y aprobación por parte de la UE para la creación de mercados de capacidad que permitan mecanismos de remuneración a los “peakers”, fundamentalmente a los ciclos combinados o incluso centrales térmicas de carbón, por estar disponibles en caso de necesidad, aunque no produzcan electricidad. Dichos mercados de capacidad eran considerados como un instrumento temporal de último recurso en la UE.
En su día el grupo de energía del PCE ya concluyó que, sin minusvalorar algunos avances que podía contener la propuesta del Gobierno respecto a la coyuntura de su publicación, especialmente en cuanto a la aplicación de CfDs para las centrales existentes, el problema de fondo era la falta de mecanismos de intervención directa del Estado en el precio de la electricidad, en la venta de electricidad muy por encima del coste de producción y en los altos beneficios y dividendos que están obteniendo las empresas multinacionales que operan en el sector.
Desde entonces la principal discusión ha sido, como no, entre Alemania y Francia. El objeto de esta discusión, a pesar del uso de terminología específica y compleja, no es otro que la protección de la industria del cada Estado frente a los altos precios de electricidad que implicarían una disminución de la competitividad pudiendo llegar a desembocar en posibles cierres y en desindustrialización.
¿Cómo se ha saldado esta pelea? Francia ha conseguido (como lleva haciendo durante el último año) respaldo público a las nucleares, al haberse aceptado el incluir la nuclear entre las tecnologías para las que podrán usarse los citados CfDs. Eso sí, estos CfDs quedarán sometidos a la normativa en materia de ayudas de Estado para asegurarse que la industria francesa no sea excesivamente favorecida (respecto a la alemana, suponemos).
Por otra parte, Alemania (y Polonia) consigue mantener el carbón y el gas al incluirse estos combustibles entre los posibles participantes en los mecanismos de capacidad tras incluir en la reforma una derogación sobre los límites de emisiones de CO2 hasta finales de 2028. La intermitencia de las renovables y la imposibilidad de gestionarlas al depender de un recurso sobre el cual no se puede controlar la disponibilidad, unidas al cierre nuclear, dan como resultado la necesidad de tener una gran cantidad de centrales térmicas disponibles, esto es preparadas para generar en caso de necesidad (cuando no sople el viento o el cielo este nublado). Las propietarias de las centrales disponibles, al no saber cuántas horas van a generar electricidad y por lo tanto qué ingresos van a percibir, pueden preferir cerrar la central al considerar que las horas no van a ser suficientes para compensar los costes de mantener la central abierta. Esto es precisamente lo que remuneran los mecanismos de capacidad: la disponibilidad de las centrales. Se va pues a añadir una fuente adicional de financiación al carbón y el gas a través de estos nuevos mercados de capacidad. Resulta cuanto menos curiosa la beligerancia de Alemania en esta reforma para asegurarse no perder competitividad industrial frente a Francia y la falta de reacción ante la voladura del Nordstream. En cualquier caso, podemos estar seguras de que en los años venideros Alemania seguirá con emisiones de CO2 por encima de las que se hubiesen dado sin el cierre nuclear (y sin la voladura del Nordstream).
En el caso del Estado español, una vez descartados los CfDs para las hidráulicas fluyentes existentes (presentes en la propuesta española, aun sin que en su día tampoco tuviésemos muy claro cómo iban a aplicarse) y dada la baja probabilidad que se utilicen en las nucleares existentes, el impacto de esta reforma es extremadamente limitado. Sí, se van a agilizar los trámites para un supuesto mercado de capacidad que no sabemos cuándo llegará ni cómo funcionará. Sí, se podrá extender la minoración de inframarginales hasta mediados del año que viene. Lo dicho, impacto cuasi trivial. Por supuesto, el anuncio de acuerdo para la reforma ha desatado una ola de euforia, celebrando por todo lo alto “lo conseguido por España” en esta reforma (de la cual el Estado español ha sido un espectador/mediador, desde luego no uno de los contendientes) argumentando que esta va a acabar “con los picos de precios” y que se “hace común el tope del gas”. En fin, la duda surge de si se trata de un nivel de desconocimiento apabullante, del enésimo elemento de propaganda o de un derrotismo tan absoluto que celebra que podría haber sido peor, mientras tanto las condiciones de vida de la clase trabajadora siguen degradándose a una velocidad espantosa.
A pesar de la reforma los problemas inherentes al diseño del mercado existente siguen presentes, entre otros el ritmo de las interconexiones, almacenamiento instalado, de los coches eléctricos o del supuesto hidrogeno sigue siendo insuficiente para asegurar la integración de toda la solar que ha superado los hitos y que se instalará de aquí a 2025. De momento solo sabemos que a través de los CfDs que aseguran la rentabilidad y cubren del riesgo de una instalación excesiva de renovables a las multinacionales y a los fondos de inversión dueñas de estas y de los mecanismos de capacidad que aseguran la rentabilidad de los ciclos y las centrales térmicas de carbón que pertenecen a las mismas multinacionales y fondos de inversión, el coste del capitalismo verde lo va a pagar la clase trabajadora. Tampoco sabemos qué va a pasar con el incremento de emisiones y de costes previsible si el cierre de las nucleares se mantiene, especialmente dada la volatilidad del mercado del gas y que sería marginal durante aún más horas.
Una vez más tenemos que insistir en que esta propuesta parte del axioma neoliberal de que el mercado tiene capacidad de regular los elevados precios y beneficios de las grandes empresas del sector eléctrico. La máxima de que las señales de precio son un mecanismo válido para la entrada de nuevos inversores y modificación del mix energético ya se ha demostrado su falsedad provocando precios elevados de suministro, mientras la propuesta del Gobierno sigue insistiendo en este indicador como principal factor que condiciona las inversiones y, por lo tanto, la planificación a largo plazo del sector eléctrico.
El PCE mantiene que la actual deriva del sector energético en general y su impacto negativo sobre los trabajadores, sólo puede afrontarse desde la intervención pública directa en el sector que abarque tres cuestiones básicas: fijación de precios que permitan una vida digna a los trabajadores, propiedad pública del sector y planificación pública del modelo energético. No habrá transición energética (ni ecológica) justa sin estos tres elementos.
Para evitar ciertos comentarios, nos gustaría recordar que estas medidas no son utópicas, ni totalmente incompatibles con la permanencia en la Unión Europea. Por ejemplo, en el caso del Estado francés se llevan dando de manera total o parcial estas 3 cuestiones. En el caso del Estado español parece que por alguna razón nos interesa más continuar presentándonos como el buen alumno de Bruselas que abordar seriamente temas como la recuperación de las concesiones hidráulicas vencidas, la creación de una empresa pública de generación que entre en las subastas de renovables o la transformación de subvenciones a fondo perdido en el autoconsumo en propiedad pública de los activos.
[1] No todas las centrales de Ciclo Combinado son PEAKERS. De hecho es una tecnología concreta, así denominada porque es capaz de modificar muy rápidamente la potencia generada respondiendo muy rápidamente a las oscilaciones de demanda del sistema
[2] Se denominan tecnologías inframarginales a las que presentan ofertas que quedan por debajo de aquélla que por casación con las órdenes de demanda, determina el precio del mercado.
