El repunte del precio de la energía ha reactivado el debate sobre la necesidad de una nueva reforma del sector eléctrico, volviendo a cuestionar aspectos como las cargas que se costean a través del recibo y el propio funcionamiento del mercado mayorista de la electricidad, que está reflejando el impacto de la transición hacia un mix con más peso de las renovables. En las dos primeras semanas de septiembre, el precio del megavatio/hora (MWh) despuntó un 51% en términos interanuales, hasta rondar los 70,8 euros, lo que ha disparado las alarmas. Entre las causas: el menor protagonismo de la eólica e hidráulica y el encarecimiento de los derechos de emisión de CO2 que pagan las centrales de gas y carbón, un aumento de los costes de producción que repercuten en el precio de la energía generada.
Si bien es cierto que las fluctuaciones de la electricidad —que entre enero y mediados de septiembre repuntó un 8,5% frente al mismo periodo de 2017— se dejan sentir en el recibo, su impacto es limitado, pues el mercado solo determina una tercera parte lo que paga un usuario doméstico.
El caso de la industria es algo diferente, ya que los costes de la energía marcan el 44% de la tarifa, como explica el Grupo Ase. Es por ello que los aumentos que se dan en el mercado lastran la competitividad de sectores electrointensivos como la siderurgia, el metal o el químico.
¿Qué son los derechos de emisión de CO2 y por qué afectan al precio de la energía?
Para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, la UE activó en 2005 un sistema que obliga a las centrales de carbón y los ciclos combinados de gas a adquirir derechos para cubrir todas las emisiones de dióxido de carbono que realicen a lo largo del año para evitar sanciones. En España, entre industrias de diversos sectores e instalaciones de generación eléctrica, unas 1.100 plantas —50 en Galicia, entre ellas las térmicas de Endesa en As Pontes y de Gas Natural en Meirama y los ciclos combinados de Sabón y As Pontes— están sujetas a este régimen y copan un 45% de las emisiones, según los datos del Gobierno.
Fernando Soto, el director general de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (Aege), explica que con el precio de los derechos de CO2 a 21 euros por tonelada (en enero eran 7), las centrales de carbón soportan un aumento de sus costes de 19 euros/MWh, 8 en el caso de los ciclos de gas, las dos tecnologías que marcan el precio en el mercado eléctrico. "Esto hace que este año sea, por ahora, el segundo más caro desde la creación del mercado eléctrico, con una estimación de precio medio de 60,3 euros/MWh, un 16% por encima de 2017 y un 29% más caro que el mercado alemán", indica Soto.
¿Cuáles son las perspectivas?
En el medio plazo, se descarta un abaratamiento de la energía, pues las proyecciones apuntan a que los precios de los derechos del carbono se moverán en el rango de 35 a 40 euros entre 2019 y 2023 para acelerar la transición hacia energías más limpias y propiciar el cierre de las centrales de carbón. "El objetivo se está logrando, pues los derechos de emisiones de CO2 están encareciendo la generación fósil, que así pierde competitividad y produce menos. Pero como no hay suficiente potencia renovable instalada, el precio de la electricidad sube", constatan los analistas del Grupo Ase, que explican que, aunque es "una mala noticia" para los consumidores, "ese precio elevado atraerá inversión hacia las renovables". Con todo, la consultora vasca admite que el "el problema" es que el cambio de paradigma —que pasa por cubrir el 32% del consumo con fuentes limpias en 2030 en la UE— "llevará tiempo", por lo que es probable que la luz "incluso suba más".
¿Qué reformas contribuirían a paliar la subida del recibo?
Además de actuar sobre componentes de la tarifa regulada, esto es, el precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC), como la fiscalidad y otros costes del sistema eléctrico que se cargan al recibo, el mercado es el otro ‘palo’ que el Gobierno puede tocar. "En esta última etapa, la urgencia por evitar la quiebra del sistema y garantizar su sostenibilidad supuso postergar decisiones muy importantes como el desarrollo del autoconsumo", señala Grupo Ase. A juicio de estos expertos, también "hay margen para fomentar la competitividad en el sector eléctrico" limitando la generación por parte de un mismo productor de electricidad a un 10-12%; "aumentar la capacidad de maniobra de los consumidores"; apostar por las renovables o "reducir el poder que ejercen las actividades reguladas relativas a las redes eléctricas".
En lo que toca a la tarifa que pagan los usuarios domésticos, desde la Unión de Consumidores de Galicia (Ucgal), su secretario general, Miguel López Crespo, defiende una reducción de la carga fiscal. Y es que al impuesto especial sobre la electricidad, del 5,11%, se suman una tasa municipal del 1,5% y un Iva del 21%. "Este é un ben de primeira necesidade, pois é imprescindible para desenvolver unha vida normal", recalca López, que demanda aplicar un Iva reducido a la luz.
Todo indica que, de momento, el Ejecutivo se centrará en mitigar el impacto de la subida de la luz en los colectivos vulnerables. "El Gobierno trabaja intensamente con todas las opciones posibles sobre la mesa para articular una propuesta rigurosa que situará al ciudadano en el centro y que se ajustará al ordenamiento", indicaron a AGN fuentes del Ejecutivo. Por el momento, del giro que pretende dar Ribera en materia de electricidad solo ha trascendido que antes de que acabe el año retirará el impuesto al sol que pesa sobre algunas instalaciones de autoconsumo.
¿Qué demanda la industria?
Dado que el suministro eléctrico supone hasta el 50% de los costes de producción de algunas industrias con gran consumo energético, la patronal Aege —que agrupa firmas como Alcoa, Megasa o Ferroatlántica— demanda "replantear" el esquema de costes que se cargan a la tarifa de los clientes de alta tensión de cara a «igualar» las condiciones respecto a Francia y Alemania. Con la vista puesta en la futura Ley de Transición Energética, Fernando Soto recalca que el sector precisa que "se fomenten los contratos a largo plazo a precios competitivos, implementar los mecanismos de compensación existentes en Alemania y Francia y consolidar la interrumpibilidad", el servicio por el que, a cambio de incentivos económicos, estas compañías reducen o suspenden su consumo eléctrico cuando el sistema tiene que atender un pico de demanda.
Este año, fruto de las subastas de potencia interrumpible que organizó el Gobierno, la retribución que recibe el sector se ha reducido un 40%. Según la Aege, el sobrecoste eléctrico soportado por las industrias españolas respecto a las alemanas es del 30%.
