Las empresas están que echan chispas

Invocar a la lluvia no ha servido de mucho. Hace pocos días, el presidente del gobierno español, Mariano Rajoy, fiaba una bajada de precios de la factura eléctrica a la meteorología. Más lluvia, más energía hidroeléctrica (y, con ella, unos costes de producción menores) en el mix que configura los precios del mercado mayorista (pool). El argumento, que evoca consignas clásicas como «la pertinaz sequía» franquista, no acaba de convencer al mundo de la empresa.

La subida récord en el precio de la factura de electricidad registrada el pasado mes de enero –con puntas que rondaron los 100 euros el megawatio hora (MWh)– ha vuelto a hacer saltar chispas entre la comunidad empresarial. La merma de competitividad que supone tener, de promedio, un precio de la electricidad entre 15 y 20 euros el MWh más caro que en otros países de la Unión Europea (como Alemania) afecta desde microempresas y autónomos hasta grandes consumidores de energía de tamaño multinacional.

Y no es una diferencia de tarifas puntual (atribuible a un mes sin viento o lluvia), sino estructural. Es el mercado mayorista (donde se configuran los precios) lo que está en entredicho. Lo describe Joan Vila, presidente de la comisión de Energía de la patronal Pimec, que agrupa a micro, pequeñas y medianas empresas en Catalunya: «Seguro que el pasado mes de enero han coincidido la falta de agua y viento junto a unas centrales nucleares francesas cerradas, y claro que es un momento de alza de precios puntual, pero es que el problema es estructural».

«Tenemos un problema enorme de un mercado mal diseñado –prosigue Vila–, y ahora es el momento de gritar bien fuerte que no puede quedar así. No podemos continuar con unos precios tan caros cuando con otro diseño podría ser distinto».

¿Cómo de caros son esos precios? La referencia está en Europa. «En el mercado de futuros –explica Fernando Soto, director general de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE)–, el precio medio del MWh en Alemania es 15 euros más barato que en España, y este año quizás llegará a una diferencia de 20 euros. Eso es una merma muy grande para la competitividad de la industria española, en especial para algunas empresas, como las que representamos, donde la energía supone entre el 10% y el 50% del coste de la actividad».

Las alarmas saltaron este mes de enero entre algunas empresas. La patronal española de la industria cementera, Oficemen, alertó de que, de seguir esa escalada de precios, algunas de las 35 fábricas que agrupa en España podrían verse empujadas a cerrar. Pronunciamientos similares salieron de empresas multinacionales como la estadounidense Alcoa, con plantas de producción en Galicia y Asturias.

«Si el nivel de precios de enero se mantuviera en el tiempo –reflexiona Fernando Soto– haría inviable la actividad industrial de esas empresas, pero espero que los precios vuelvan a los niveles habituales y que esa situación no se dé». Aunque tampoco sería ningún consuelo. «El pasado mes de enero –añade–, el precio medio del MWh fue de 71,5 euros. En enero de 2016, el MWh se pagó a 36,5 euros. Eso, trasladado a final de año, nos incrementa en un 25% el precio medio del MWh».

Siempre por detrás

La merma de competitividad a consecuencia de las altas tarifas eléctricas es un clásico en las reivindicaciones de la industria química, que tanto desde la Associació Empresarial Química de Tarragona (AEQT) como desde la Federación Empresarial de la Industria Química Española (Feique) no han dejado de reclamar cambios legislativos que ayuden a romper la brecha competitiva en materia energética respecto a otros centros de producción europeos.

Rubén Folgado, presidente de la Comissió d’Energia de la AEQT y director técnico de Messer Ibérica, coincide en señalar que este mes de enero ha sido excepcional, pero que la estructura del mercado eléctrico español necesita cambios profundos para poner fin al lastre de competitividad que supone para empresas como las que están asociadas a esta organización empresarial.

«Hay un mercado diario y otro a largo plazo, donde se negocia hoy el precio de la energía que consumirás en 2018 y 2019», plantea Folgado. «En cualquiera de estos dos mercados, la situación no es beneficiosa. En el mercado diario –explica– estás expuesto a una gran volatilidad, que en dos o tres meses te puede triplicar el precio con el que contabas en tu presupuesto [por coyunturas como la del pasado mes de enero], haciéndote entrar en pérdidas».

«En el caso del mercado de futuros –prosigue Folgado–, es un mercado a largo plazo, donde terminas pagando una prima de riesgo, y donde la energía siempre es más cara que en el mercado diario. En este mercado, Alemania acaba teniendo siempre un precio de 20 euros por MWh más bajo que España. Necesitamos precios predecibles, con una estabilidad en el tiempo y que sean competitivos».

Propuestas y soluciones

En el centro del debate está el mecanismo para fijar los precios diarios. El mercado mayorista (conocido como pool) es de tipo marginalista. Dicho a las bravas, el precio base de la subasta lo marca siempre la tecnología con los costes más altos (por ejemplo, el carbón). A partir de ahí, entran el resto de tecnologías. En un mes con poca presencia en el mix energético de tecnologías con costes variables bajos (la eólica o la hidroeléctrica), la necesidad de carbón será mayor y el precio subirá.

¿Es este modelo el problema? No, a decir de Rubén Folgado, de la AEQT: «La formación de precios de tipo marginalista es la que se utiliza en todos los países de Europa. Lo que queremos tener es su estabilidad de precios. En Alemania también queman carbón y tienen políticas de apoyo a las renovables. Personalmente, creo que lo que marca la diferencia es un tema de competitividad del mercado. Es un mercado libre, pero con poca diversidad».

¿Fuera el carbón?

Joan Vila, de Pimec, lo tiene claro: «Ni a las nucleares ni a las hidráulicas se les debería permitir entrar en el mercado libre diario, porque nadie puede tener estas tecnologías, son tecnologías que hacen trampa. Sus costes son muy bajos porque ya están amortizadas. No puede ser que estas tecnologías cobren de media 45 euros por MWh generado, teniendo unos costes de 25 euros, sólo porque como están en el mercado diario, se benefician del precio marginalista mucho más alto que fijan tecnologías como el carbón».

Sobre el carbón, su apuesta es también directa: «El carbón, fuera del sistema. Hay que cerrar las centrales. Si a eso le añadimos sacar las nucleares y las hidráulicas del mercado de subasta diario [para que comercialicen su energía en contratos bilaterales entre productores y consumidores], podríamos llegar a abaratar hasta en 20 euros el precio».

Sacar el carbón del sistema redundaría, según los cálculos de Pimec, en un mejor funcionamiento de los ciclos combinados de gas, que en 2016 tuvieron una penetración en el mercado del 11,2%, frente al 14,3% del carbón (un porcentaje que, de desaparecer esta tecnología, podría sumarse al de las centrales de ciclo combinado, actualmente con un exceso de potencia instalada desmesurado).

Contratos bilaterales

La posibilidad de establecer contratos bilaterales entre productores y consumidores es una solución compartida también por asociaciones como la AEGE. Su director general, Fernando Soto, coincide en la necesidad de «aumentar la competencia para poder tener precios similares a los de nuestros competidores».

«En Alemania –destaca–, el mercado donde se da la mayoría de la demanda es el del contrato bilateral. Al mercado pool [mercado mayorista diario] sólo van con el 30% de la energía. A diferencia de aquí en España, donde el pool es más del 70%». Una consecuencia lógica de esa falta de competencia, y del ‘chollo’ que les representa a algunas tecnologías poder seguir vendiendo su electricidad en ese mercado.

«Lo que pedimos empresas como las que estamos en la AEQT –explica Rubén Folgado– es poder tener un traje más a la medida de nuestras necesidades, como tarifas para consumidores industriales, redes de distribución cerrada [donde una serie de empresas ubicadas en un mismo lugar, como por ejemplo el polo petroquímico de Tarragona, puedan compartir la inversión y los costes de una sola red común] o contratos bilaterales entre generadores y consumidores. Pero es algo que no sucede porque, hoy por hoy, a las empresas generadoras les es más interesante acudir al mercado diario».