El discurso de la ministra ha sonado por un momento al discurso del ministro Nadal de mediados de la década pasada, cuando el Ejecutivo Rajoy, so pretexto de combatir el déficit de tarifa, "ajustó" la retribución de las renovables (lo que cobraban por megavatio hora producido) a la baja. Ajustes (o recortes, para ser más precisos) de hasta el 30% en algunos casos (en algunas instalaciones) que supusieron un durísimo golpe para el sector. La ministra Ribera, sin embargo, ha remontado pronto su discurso y ha acabado asegurando que el ajuste se hará "garantizando la rentabilidad que la ley fija". Eso sí -ha sentenciado- "evitando que haya un cobro por adelantado tan importante como el que se está produciendo" en el momento actual, en el marco de "este desajuste tan grande entre los precios del mercado mayorista y sus costes reales". Porque esa es un poco la clave: el cobro adelantado -los tiempos- en un marco desajustado.
Lo que viene a suceder, grosso modo, es lo siguiente
El Gobierno, en 2014, establece que los productores de energías renovables recibirán el precio de mercado (el precio que sale de la subasta diaria del mercado mayorista) más la retribución adicional que haga falta hasta alcanzar la denominada "rentabilidad razonable" (7,38%).
El Gobierno estudia las más de 60.000 instalaciones de generación de electricidad renovable que hay en España (parques eólicos, campos fotovoltaicos, centrales termosolares, de biomasa, etcétera), las clasifica en 1.300 tipos y a cada uno de ellos le asigna unos parámetros retributivos para los próximos tres años (cada tres años se revisan).
El objetivo es que todas y cada una de ellas, todas y cada una de esas instalaciones, tengan una rentabilidad razonable (así la denomina el Gobierno) del 7,38%.
La secuencia es la siguiente
El Gobierno hace estimaciones trienales. Al principio del presente trienio estima que en 2020 el precio de mercado será 54,42 €/MWh (y, a partir de esa estimación, a cada instalación le aplica un equis de retribución hasta que cada una alcanza esa rentabilidad razonable). ¿Qué ha ocurrido, sin embargo? Pues que, en 2020 el mercado se ha quedado en 34 € (la estimación gubernamental falló a la baja), y hasta que se hicieron las liquidaciones y se destinaron las cantidades correspondientes a los productores de energías renovables, cantidades que debían llegar hasta alcanzar la rentabilidad razonable... pues los productores -aunque al final del período se cuadrarían las cuentas hasta el 7,38- ingresaron menos de lo que en principio estaba previsto ingresaran.
¿Y qué ha ocurrido ahora? Pues lo contrario. En 2021 ha pasado al revés. El Gobierno había estimado un precio de mercado de 52,12 €/MWh y al final ha resultado que, con la escalada brutal de precios en la que llevamos metidos desde agosto, el precio en España (precio medio año 2021) ha quedado en 112 €. Los productores pues han ingresado mucho más de lo que el Gobierno estimaba ingresarían vía mercado. Más líquido, en tiempo presente, con el cual pueden quizá adelantar la amortización de sus instalaciones, pero, en todo caso, el marco sigue siendo el mismo: tienen que cuadrar, como siempre, al final del período, al 7,38%. Pues bien, el Gobierno quiere evitar ese adelanto de ingresos para paliar el impacto de la subida de la luz.
Algunos medios hablan de 3.000 millones de euros, pero fuentes próximas al sector a las que ha tenido acceso Energías Renovables no han sabido determinar de dónde ha podido salir esa cifra, y tampoco la ha confirmado la ministra, cuando ha sido preguntada por la misma.
Pues bien, sería en ese contexto, y, según declaró ayer Ribera en RNE, en el que la ministra considera necesario "actualizar la regulación, asegurando siempre, insisto, que van a poder cobrar hasta el último céntimo de la rentabilidad razonable que tienen asegurada por ley".
"Porque lo que sí me parece -ha recalcado la ministra- es que es un sector fundamental para transformar nuestro sistema energético, sobre el que además se cebó el anterior gobierno cuando hubo que introducir ajustes".
Por fin, Ribera ha cerrado su intervención recalcando la importancia de "garantizar la estabilidad y la rentabilidad, y de tener el sector del lado del que hay que estar en estos momentos, que es transformando el sistema energético, y no sufriendo las consecuencias de algo que procede no de ellos sino del precio del gas y de la volatilidad de las energías fósiles".
La carta que enviaron el pasado 11 de febrero al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico cinco asociaciones -APPA Renovables, Protermosolar, Anpier, AEE y UNEF- solicitaba adelantar la revisión de los "parámetros retributivos" en esa línea, la de adaptación a la situación extraordinaria por la que atraviesa el mercado eléctrico, o sea, que la predisposición del sector a valorar alternativas parece clara. Eso sí, las asociaciones esperarían que el Gobierno no toque el 7,38% de cara al próximo trienio, pues son muchas las instalaciones aún no amortizadas y necesitadas de un flujo estable y previsible de ingresos.
Otras fuentes destacan que no deja de ser llamativo el hecho de que sea precisamente el sector renovable el primero en ser (quizá) ajustado, cuando el propio Ministerio reconoce que los desajustes no proceden de ese sector, "sino del precio del gas y de la volatilidad de las energías fósiles", según dijera ayer Ribera en RNE.
Porque efectivamente el Gobierno no le ha fijado a las nucleares una rentabilidad razonable, y no le ha fijado tampoco una rentabilidad razonable a las centrales de ciclo combinado (gas natural), y tampoco lo ha hecho (tampoco les ha fijado una rentabilidad razonable) a las hidroeléctricas. Todas ellas pueden obtener la rentabilidad que dicte el mercado: siete por ciento, 70 ó 700%.
El precio diario de la electricidad en el mercado mayorista español (pool) ha cerrado febrero por encima de los doscientos euros el megavatio hora (200,22 €/MWh), es decir, un precio siete veces más elevado que el registrado hace exactamente un año, en febrero de 2021, cuando el precio medio en España se quedó en los 28,49 €/MWh.
Los datos son del operador del mercado ibérico de electricidad: 28,49 en febrero de 2021; más de doscientos euros por megavatio hora en febrero de 2022. Los márgenes de beneficio, así, se han disparado. Hay tecnologías que, como la gran hidráulica, tienen un coste de generación de 10 euros (producen un megavatio hora a diez euros), por lo que, al cobrar esos 200, están obteniendo un beneficio sencillamente desorbitado.
Con la nuclear pasa exactamente igual. El propio sector reconocía hace apenas unos meses que podría operar con una retribución de 60 euros, es decir, que el coste de generar un megavatio hora nuclear podría rondar, quizá, los 50 euros. Cincuenta euros de coste y 200 euros de precio de venta. Una rentabilidad del 300%.
Algunas voces del sector sostienen que no toda la nuclear va a la subasta, que buena parte de ella está apalabrada en contratos bilaterales cerrados no sujetos a esos vaivenes (son contratos de largo plazo, con precio fijo, pactado entre el generador y el cliente y que no están aprovechando -porque no pueden hacerlo- la espiral de precios en la que estamos metidos). Algunos autores estiman que hasta el 85% de la producción nuclear se encontraría en esa tesitura. Si damos por buena la estimación, tendríamos que solo el 15% de la nuclear se está beneficiando de esa escalada de precios.
Vamos a hacer cuentas
Los siete reactores nucleares que operan en España (propiedad de Endesa, Iberdrola, Naturgy y HC) han generado en febrero más de cuatro millones y medio de megavatios hora (4.768.000 MWh, según Red Eléctrica de España). El 15% de ese total son 715.000 megavatios. ¿Coste de generación? Pues, si atendemos a la patronal nuclear (a los aproximadamente 50 euros por mega susodichos), y multiplicamos su producción no sujeta a contrato de largo plazo por el precio salido en febrero del mercado mayorista (200 euros el mega), pues tenemos que la nuclear habría generado ese volumen de megavatios hora (715.000) por un total de algo menos de 36 millones euros (ese sería el coste de generar esa electricidad) y habría cobrado por ello un total de 143 millones de euros. En fin, un buen negocio. Un buen negocio cada mes de los muchos últimos meses.
Con la hidráulica habría pasado lo mismo, pero más. Según el estudio Precios y Costes de la Generación de la Electricidad (Comisión Nacional de Energía, 2008), generar entonces (en 2008) un megavatio hora hidroeléctrico en una central amortizada costaba 3 euros. Hoy esas centrales están 14 años más amortizadas, la gran hidráulica está generando probablemente a menos de 3 euros el megavatio en muchos casos y, sin embargo, está cobrando, 200. Una rentabilidad sumamente razonable para las empresas propietarias de las grandes centrales hidroeléctricas españolas y absolutamente desorbitada, a buen seguro, para la ciudadanía toda.
Según Red Eléctrica de España, actualmente hay en el país 17.098 megavatios de potencia hidráulica. Iberdrola controla 9.715. Endesa, 4.793. Naturgy, 1.951. O sea, que tres empresas manejan los grifos de 16.459 megavatios hidro, el 96,2% del total, las mismas que operan la nuclear. Y ni la una ni la otra están sometidas a rentabilidad razonable alguna. Entre ambas produjeron el 32,2% de toda la electricidad de 2021.
