El ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal.

El ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, Álvaro Nadal. Efe

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Los 5 frentes que tiene abiertos Nadal en su guerra contra las eléctricas

Las tensiones entre el sector privado y Energía aumentan con las últimas medidas del ministro.

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Que el ministro de Energía, Álvaro Nadal, y las empresas del sector eléctrico y gasista no son íntimos, no es un secreto de Estado. Desde que asumió la dirección de la cartera a finales de 2016, el ministro y el sector privado han tenido sus idas y venidas marcadas, sobre todo, por decisiones que las empresas consideran cambios legislativos que conducen a inseguridad jurídica y, al tiempo, les provocan varazos en Bolsa.

Nadal iniciaba su gestión con un traspié judicial para el Gobierno. El Supremo daba la razón a las grandes eléctricas y obligaba al Ejecutivo a devolver 500 millones por el pago del bono social en 2014 (cuya devolución -200 millones- ya está en ejecución), 2015 y 2016. La decisión judicial casi se solapó con la llegada de la primera ola de frío del invierno pasado, la escalada de precios de la energía y el cuestionamiento por parte del Ministerio de si las empresas no habrían hecho algo para subir los precios (y lucrarse).

Después llegó el encontronazo con Enel, que anticipó su intención de cerrar sus centrales de carbón en España (Compostilla y Andorra) para 2020 porque no eran rentables, y el rifirrafe sobre el destino de Garoña (con Iberdrola empeñada en su cierre frente a una Endesa que prefería mantener la operación) por la falta de rentabilidad y que se saldó con Nadal echando el candado a la planta burgalesa.

Entremedias, los tira y afloja con el sector renovable. Tras años de moratoria 'verde', el Gobierno se lanzó y puso sobre la mesa nueva potencia en dos concursos, mayo y julio de 2017. En total, repartió 8.000 megavatios para eólica, fotovoltaica y biomasa, pero desde el sector han acusado la falta de planificación energéticalas carencias del modelo de subasta español y que se favorezca a unas tecnologías por encima de otras.

Además, desde el pasado verano, Energía anticipó un nuevo recorte a la retribución a las renovables con intención de recortar el recibo de la luz. Y todo esto con las trabas al autoconsumo eléctrico de fondo, algo por lo que pujan especialmente los fotovoltaicos, y que el Gobierno ya se ha mostrado abierto a cambiar. 

Además de los temas que se dirimen aún en los tribunales (como la metodología de cálculo del margen comercial de las comercializadoras de electricidad en el mercado regulado, que se publicó a finales de 2016 y las compañías recurrieron por considerarlo insuficiente), en las últimas semanas, las relaciones entre el Ministerio de Energía y el sector energético se han tensado especialmente debido a las últimas decisiones anunciadas por el ministro.

Desde la obligación a las gasistas a ser creadoras de mercado en el Mibgas, al pretendido recorte en la rentabilidad de las renovables, las decisiones que se toman en la sede de Energía tienen al sector privado con los nervios de punta. Estas son los últimos frentes abiertos por el ministro de Energía en su batalla contra el sector eléctrico.

1. El rediseñado bono social... que vuelve a cargar su coste a las eléctricas

A principios de octubre veía la luz al fin el nuevo bono social. El nuevo real decreto basa su aplicación en criterios de renta para que puedan acceder los consumidores que más lo necesitan y que supondrá descuentos de hasta el 50% en la factura de la luz para los consumidores más vulnerables. 

El real decreto regula la obligación a todas las empresas comercializadoras (o sus matrices, en el caso de grupos empresariales) de financiar el bono social (no sólo por las que desarrollan también actividades de generación y distribución), en función de su cuota de clientes. La norma mantiene el sistema por el cual el coste del bono social es asumido por las empresas comercializadoras como un servicio de interés general, sin cargarlo sobre los consumidores o los Presupuestos Generales.

Las cinco grandes eléctricas -Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, EDP y Viesgo- han recurrido por la vía contencioso-administrativa la nueva normativa.

2. La obligación de ser 'market maker' en el Mibgas

Desde noviembre, Endesa y Gas Natural son, por decisión del Gobierno, creadores de mercado de gas en el mercado organizado (Mibgas). La medida, anunciada por Nadal en plena ola de frío el invierno pasado, obliga a ambas eléctricas a prestar de forma continuada ofertas de compra y venta en el Mibgas.

¿El objetivo? Mejorar la liquidez en el mercado organizado, según el Ministerio, lo que permitirá a los operadores disponer en cualquier momento de un volumen de gas negociado suficiente para cubrir sus necesidades.

Aunque la medida no pretenda una bajada "artificial" del precio de la luz, algo que va en contra de la normativa europea, sino "mejorar el funcionamiento de los mercados para evitar puntas en los precios" según el Ministerio, en la práctica puede llevar a una contención a los precios de forma indirecta ya que, cuando hay picos de demanda o falta generación de otras fuentes -como pasa cuando hay sequía o viento-, el gas es la materia prima que sirve para generar electricidad.

Desde el sector eléctrico, sin embargo, se mira con recelo esta decisión y la tachan de parche electoralista contra los sobresaltos que genera en los consumidores los rejonazos que se llevan vía recibo de la luz en momentos de elevada demanda como en las olas de frío o en verano.

Además de esta medida, el Gobierno aprobó -con el invierno casi encima- una modificación del plan de actuación invernal que obliga a las gasistas a elevar en un 75% sus reservas para estar preparadas ante los picos de demanda

3. El veto al cierre de plantas de generación

Después de la pelea por el cierre de Garoña, cuando Iberdrola anunció el pasado mes de noviembre la intención de cerrar sus dos últimas plantas de carbón en España, el Ministerio reaccionó presentando un Real Decreto que endurece las condiciones para que una empresa pueda cerrar una planta de generación eléctrica y que prevé un mecanismo de subasta del activo, “a precio de planta cerrada” para el caso de que una empresa quiera cerrar una central que aún es viable.

La norma generó mucho ruido en el sector por considerar que muestra de nuevo la falta de coherencia del Gobierno en política energética. Desde Endesa e Iberdrola se mostraron abiertos a dar cumplimiento a la norma que se tramite; no obstante, en sus alegaciones mostraron su inquietud por el sentido de la norma y su posible choque con las directrices de la Comisión Europea, que es contraria a que se rechace una petición de cierre si la razón es evitar un incremento en el precio de mercado.

Competencia ha publicado recientemente su dictamen sobre este decreto y se ha mostrado abiertamente crítica con las intenciones del Gobierno: los nuevos criterios que se pretenden introducir no los exige ni la normativa nacional ni la europea, introducen una excesiva discrecionalidad e inseguridad jurídica y, con la sobrecapacidad del sistema existente, aún en momentos de alta demanda se puede prescindir de una parte importante de las centrales de carbón.

4. El recorte a las eléctricas por actividades reguladas

El ministro lleva un tiempo buscando la forma de recortar los costes regulados del sistema energético. Estos costes, que suponen más de la mitad de la factura del consumidor, abarcan conceptos variados como el transporte, la distribución o la interrumpibilidad del servicio, pero también la prima a las energías renovables, el pago del déficit de tarifa, primas al carbón, o incentivos por inversión y disponibilidad de las plantas.

Nadal no quiere esperar a que acabe el período regulatorio (que cumpliría en 2019 en el caso del eléctrico y en 2020 del gasista) y busca acelerar el proceso para meter la tijera si puede ser desde este año a los costes que genera la retribución de la actividad de distribución y transporte de gas.

Para lograrlo ya está sondeando el apoyo de los otros grupos políticos en el Congreso y ha pedido al Supremo que anule algunas de las retribuciones que reciben las eléctricas por las actividades reguladas. Competencia ya advirtió en un informe la alta rentabilidad que las compañías tenían por sus redes, más de un 10% al año, y pidió medidas al Gobierno para bajarla. 

Para lograr este fin, el Ejecutivo estudia varias medidas. La favorita sería la introducción de enmiendas a la Ley de Medidas Urgentes contra la Sequía en el Senado, donde el PP goza de mayoría, para que se revisen los mecanismos para calcular los cobros de forma anticipada, tanto en las actividades reguladas en el negocio de la electricidad como del gas. De esta manera, sin tocar de forma directa la retribución reconocida por ley sino a través de parámetros ligados, le dará un buen bocado a la rentabilidad de las compañías. Según el ministro, el ajuste permitiría reducir los costes de ambos sistemas en más de 200 millones al año (alrededor de 170 para el sector eléctrico que estaría “claramente sobrerretribuido”, según Nadal).

En el caso del sector gasista, Energía estima un impacto de 275 millones por el ajuste sobre el negocio de distribución del gas que golpearía especialmente a Gas Natural y otro de 90 millones en el transporte mayorista, que afecta a Enegás. En total, más de 500 millones en dos años.

5. El coste del desmantelamiento de las nucleares

A la tramitación del Real Decreto que endurece las condiciones para cerrar las centrales de generación (para evitar el cierre del carbón y, sobre todo, de las nucleares) por razones económicas, Energía suma una nueva medida disuasoria para evitar la clausura del parque nuclear: hacer que las eléctricas asuman el coste del desmantelamiento. 

Actualmente, Enresa -la empresa pública que gestiona los residuos nucleares- factura a los titulares de las centrales (Iberdrola, Endesa, Gas Natural Fenosa y EDP) "las cantidades que resulten de multiplicar los kilovatios hora brutos generados en cada una, en cada mes natural, por un valor unitario específico para cada central", recoge la memoria de la entidad. En los últimos años, esa cifra se ha acercado a 6,7 euros/MWh. Sólo la central de Almaraz produjo en 2017 un acumulado de 8.937.903 MW, que multiplicado por el valor unitario específico supondría casi 60 millones de euros.

Pese a estos aportes, el fondo de Enresa no sería suficiente para cubrir todos los costes derivados del desmantelamiento de las plantas nucleares a medida que se vayan clausurando. Las últimas estimaciones de la empresa pública apuntan a que el coste de la gestión de los residuos será mayor, llegando a los 17.400 millonescasi un 34% más de lo previsto en el plan que lleva vigente más de una década.

Ante este panorama, Energía pretende que, además de estas tasas, las eléctricas asuman directamente otra parte de los costes del desmantelamiento y gestión de residuos. Eso sí, las empresas recibirían de Enresa una parte del presupuesto.