El Consejo de Ministros de Energía de la Unión Europea tiene preparado ya el menú en el que se estudiarán y tratarán de aprobar los Estados Miembro las medidas a adoptar de intervención en los mercados energéticos.

Según el borrador al que ha tenido acceso El Periódico de la Energía, se expondrá sobre la mesa de negociación un precio límite a las renovables de 200 €/MWh.

El artículo X del texto legislativo propuesto reza así en su punto 1: “Los Estados miembros limitarán los ingresos de los productores del artículo X por la venta de electricidad hasta un máximo de 200 EUR por MWh de electricidad”.

Este precio de momento es una propuesta y lo más probable es que no se quede ahí. Fuentes del Gobierno español han asegurado a El Periódico de la Energía que van a tratar de negociar dicho precio y bajarlo.

Según estas fuentes, “la propuesta de 200€ es excesiva, una mala señal de cara a la electrificación y el peso de las renovables. No se corresponde con los costes reales y no ayuda a la electrificación y el despliegue de las renovables. Si este precio es para incluir coberturas financieras es preferible una entrada progresiva en el sistema”.

Y es que el beneficio de las tecnologías inframarginales seguiría siendo excesivo con un límite en los 200 €/MWh.

El borrador también señala cuáles son las tecnologías afectadas:

a) energía eólica; b) energía solar (solar térmica y solar fotovoltaica); c) energía geotérmica; d) energía hidroeléctrica sin embalse; e) biomasa; f) gas de vertedero; g) gas de planta de tratamiento de aguas residuales; h) biogás; i) energía nuclear; j) lignito; k) petróleo crudo de esquisto bituminoso.

Además, podría sumarse la hulla. “Los Estados miembros evaluarán si los costes de producción de las instalaciones de hulla son por debajo de 200 €/MWh. En tal caso, estarán sujetos al mismo requisito que las tecnologías afectadas”.

Eso sí, todas las instalaciones de menos de 20 kW de potencia, es decir, autoconsumo solar doméstico, quedarían exentas de ello.

Si esta medida se aprobase con el tope de los 200 €/MWh, España se quedaría totalmente fuera de ella ya que su actual precio se sitúa por debajo de este límite.

El precio en el ‘pool’ ibérico se ha situado desde el tope al gas en los 130 €/MWh. Un precio al que habría que añadir luego el coste de la compensación que también ronda ese mismo precio.

El borrador del texto dice que los Estados Miembro con un precio inferior no necesitarán aprobar esta medida. Y señala el caso de Chipre.

Sin embargo, la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, aseguró ayer en un encuentro con los medios que no hace falta aprobar esa medida y que en ese caso nos quedaríamos con el mecanismo de ajuste del precio del gas en generación eléctrica”.

Que se dejen de tonterías y obliguen a firmar contratos a plazo a un precio prudente con las renovables. mucho más sencillo que poner un tope de 200€. Bajo este tope de precios en España y otros países podría subir el precio de la electricidad, pues la nuclear se está vendiendo a precios muy inferiores a 200€.

Otro cambio de la legislación, que afecta a las renovables. Uno más.

Parece que no se acuerdan que en el 2014, el cambio legislativo de reducción unilateral de ingresos por venta de energía regulada a las renovables, por parte del Gobierno, llevó a las empresas no españolas a presentar demandas de arbitraje en base al ETC (Carta Energía), por los daños económicos. Tras los laudos favorables a las empresas, jurídicamente la UE y sus países tienen un problema nternacional difícil de resolver.

La directiva europea del libre mercado eléctrico, lo dice claro: la electricidad se venderá a precio de mercado. En ningún caso a precio inferior al mercado, para algunas tecnologías y al precio de mercado para las otras. Parece que se quiere implantar en Europa un sistema similar al antiguo Marco Estable, sin querer que se note frente a los defensores del libre mercado.

La UE y los países van a tener demandas de arbitraje, en base a la ETC, si el capital es de fuera del país de la ubicación de la planta, o bien si cambian la sede de la empresa renovable a Inglaterra o país fuera de la UE,

la nuclear ya se está vendiendo a precio muy inferior a la de mercado al contado y no pasa nada .

Pero en última instancia se paga a precio de pool, o no? Sería interesante que explicaras esto Miguel. Gracias.

Sí hay un contrato de venta a plazo con precio pactado se vende al precio pactado, no a precio de pool (mercado mayorista diario al contado). En Francia la mayor parte de la nuclear se vende a precios entre 42 y 50€ del MWh. eso hace que el precio minorista sea muy inferior al precio pool de mercado mayorista al contado. En España, la mayoría de la nuclear, la mitad de la generación hidroeléctrica, varías plantas fotovoltaicas y parques eólicos venden su electricidad a precios pactados inferiores a 67€ el MWh. es por ello que Iberdrola, Endesa y Naturgy han podido ofrecer tarifas muy inferiores a precio de mercado pool.

Cuando se dice que toda la electricidad se vende al precio de la más cara es incorrecto. Solo la electricidad que se vende en el mercado diario al contado se vende a precio de subasta, el resto no.

En España, aproximadamente el 35% de la electricidad se vende en el mercado a plazo y el 65% en el mercado al contado. En Francia la proporción es 65% a plazo, 35% al contado. En Alemania el 55% se vende a plazo y el 45% al contado.

En Europa se habla de intervenir mercados y cambiar normas de juego sobre la marcha con una naturalidad que da miedo… En España ya es de locura, pero es lo que cabe esperar cuando se elige un cierto tipo de Gobierno. En general, cada vez se ven menos diferencias con ciertos regímenes que colapsaron precisamente por esto. Ya es imposible saber qué funciona y qué no. Depende de como encajes tu negocio en el plan quinquenal en vigor.

Tocar el mercado al contado no tiene mucho sentido, pues el que ajusta oferta y demanda. Lo sencillo es sacar generadores del mercado al contado, forzando a vender la electricidad de las plantas inframarginales a un precio pactado durante x meses o x años, mientras dura este follón del gas. De este modo se sacaría del mercado pool. Los productores se aseguran ingresos adecuados y los compradores se aseguran precios más aceptables y estabilidad en los precios.

Pongamos que eres un inversor que quieres hacer una instalación renovable nueva (en Alemania o en España) (algo a lo que te anima en teoría la UE y el Gobierno de España) pero también tienes una central de ciclo combinado de gas. Y te pones a evaluar las opciones: ¿generar con gas en España?¿Construir una instalación renovable en Alemania?¿Construir una instalación renovable en España? Podrías fácilmente llegar a esta jerarquía de toma de decisiones: 1.Quemo todo el gas que puedo en España porque tengo toda la producción subvencionada al precio del mercado centro europeo (hub TTF de Holanda) mientras que yo pago el gas, en el peor de los casos a precio de MIBGAS, que es un 50% más barato, y así amortizo mi planta de ciclo combinado. 2. Si me sobra dinero, ya que el Banco Central Europeo acaba de incrementar los tipos de interés al 1,25% y por lo tanto los créditos para comprar aerogeneradores o paneles fotovoltaicos se han vuelto mucho más caros, construyo la planta en Alemania porque me van a dar 200 €/MWh (mientras el mercado esté por encima de este precio). 3. Vendo mi proyecto de renovables en España a algún incauto para financiar mi proyecto en Alemania, porque en España no sólo está topado el precio del mercado a través del tope del gas sino que también tengo que pagar la minoración por el alto precio del gas (RDL 17/2021), la cual me limita a tener un tope de alrededor de 67 €/MWh en mis ingresos a través de un PPA, y todo ello hace que los bancos me cobren una prima de riesgo país sobre el crédito para la instalación (cosa que no hacen los bancos alemanes) Resultado: Alemania hace más renovables, y España quema más gas y carbón que nunca (en los últimos 5 años). ¡Viva la transición energética! (Alemana)

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