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Recorte adicional para las renovables de entre 300 y 500 millones de euros

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El sábado, uno de noviembre, el BOE publicó la Orden Ministerial con la nueva regulación del servicio de interrumpibilidad. La normativa anterior incluía el coste del servicio en los peajes del sistema y se repercutía íntegramente a los consumidores, pero el nuevo mecanismo lo incluye en los servicios de ajuste, de modo que el pago ahora recae en los comercializadores –que lo trasladarán a los consumidores– y en los generadores de energía. El impacto en la retribución de las renovables, junto con el pago por capacidad a centrales de gas y carbón, así como la hibernación de ciclos –aún pendientes de publicar en el BOE– podría oscilar entre tres y cinco euros por MWh, de acuerdo con los cálculos de la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA).
Recorte adicional para las renovables de entre 300 y 500 millones de euros

La interrumpibilidad es un mecanismo de seguridad del sistema eléctrico que permite desconectar a grandes consumidores de energía si hay riesgo de apagón porque la demanda eléctrica exceda a la producción. Debido a la sobrecapacidad del sistema –con más de 100.000 MW instalados, la demanda punta no llega a la mitad– la interrumpibilidad lleva años sin usarse, excepto para hacer comprobaciones, y tanto las eléctricas como las renovables la consideran una subvención encubierta a la gran industria que debería desaparecer del sistema eléctrico.

La interrumpibilidad tiene un coste de 750 millones de euros durante este 2013 –el monto se aumentó un 50% el pasado enero– y, con la entrada en vigor de la nueva regulación, se espera reducirlo a 500 millones anuales. Para ello se ha habilitado un mecanismo de subastas, gestionado por Red Eléctrica de España (REE), con el que se asignarán bloques de reducción de demanda de 5 MW y 90 MW; hasta ahora bastaba con recibir una autorización del Ministerio de Industria, Energía y Turismo (Minetur).

El cambio en la interrumpibilidad que afecta directamente a las renovables es el mecanismo de liquidación. Anteriormente el coste se incluía entre los peajes de acceso, que liquida la Comisión Nacional de Mercados y Competencia, y se repercutía íntegramente a los consumidores, mientras que ahora se carga a los servicios de ajuste del sistema, que liquida REE, repartiéndolos entre los comercializadores y los generadores.

Todavía no se conoce el impacto concreto que tendrá en la generación limpia. En el borrador de la normativa se establecía que el coste se repartiría al 50% entre los comercializadores y los productores con desvíos sobre su programación, independientemente de que fallasen a favor o en contra del interés del sistema, pero esa disposición ha desaparecido de la redacción final. En cualquier caso, la tecnología más afectada será la eólica.

Pago por capacidad
Algo similar ocurre con el nuevo mecanismo de pagos por capacidad, cuya tramitación todavía no ha concluido con la publicación en el BOE. La Asociación Empresarial Eólica (AEE) ya denunció el pasado mes de octubre que su coste recaería mayoritariamente sobre las empresas del sector, aunque no se atrevió a estimar una cifra concreta del impacto económico. Sí lo hizo, en cambio, con la supresión del pago por energía reactiva, impuesta por el Real Decreto-Ley 9/2013, que estimó en 140 millones de euros en 2014.

El nuevo mecanismo de pago por capacidad reduce el importe que reciben las centrales de gas y carbón por aportar potencia firme –gestionable en función de las necesidades– al sistema eléctrico: si antes percibían 23.000 euros al año por MW instalado durante 10 años, cuando entre en vigor percibirán 10.000 euros al año durante 20 años. Las renovables acogidas al régimen retributivo específico –prácticamente todas– quedan excluidas de la posibilidad de recibir el pago por capacidad, aunque hay tecnologías, como la biomasa o la solar termoeléctrica, cuya potencia es firme y podrían cobrarlo.

La liquidación de los pagos por capacidad también corresponderá a REE, que los cargará sobre comercializadores y generadores, como ha venido haciendo hasta ahora. En el caso concreto del servicio de disponibilidad (uno de los dos que engloba el pago por capacidad; el otro es el incentivo a la inversión), las distintas tecnologías de generación pagarán en función de su firmeza, de acuerdo con unos criterios técnicos basados en su contribución a la punta de demanda de invierno.

Se da la circunstancia de que los nuevos indicadores de firmeza son distintos a los que se han venido utilizando para sufragar al Operador del Mercado (OMIE) y al Operador del Sistema (REE), que fueron establecidos por la Orden IET 843/2012. En líneas generales, empeoran la situación de las renovables y mejoran la de las convencionales: la eólica terrestre ha bajado del 22% al 9%, la eólica marina ha pasado del 22% al 10% y la fotovoltaica del 11% al 0%; sólo la solar termoeléctrica y la biomasa han mejorado, pasando del 11% al 30% y del 45% al 50% respectivamente; en relación a las convencionales, la nuclear ha subido del 87% al 95%, el carbón nacional del 89% al 95% y el fuel-gas del 75% al 85%; el resto de tecnologías han permanecido prácticamente igual, excepto la gran hidráulica, que ha empeorado del 59% al 45%.

Hibernación
Finalmente, la hibernación es un mecanismo nuevo que permitirá cerrar temporalmente las centrales de gas infrautilizadas –el parque total apenas opera al 10% de su capacidad– y que no son capaces de cubrir sus costes de operación. Al igual que con la interrumpibilidad, un mecanismo de subastas, esta vez dirigido por el Minetur (establecerá el tipo de producto, las cantidades a subastar, los precios de salida, etcétera) indicará las centrales que cierran, las que no…, y qué coste tiene ese cierre.

Se ha criticado que el fracaso de una iniciativa privada conlleve un coste para el sistema eléctrico. Y también se ha apuntado que será muy fácil para los escasos titulares de los ciclos ponerse de acuerdo en el precio de la subasta. Pero con independencia de las críticas, el hecho es que el coste de la hibernación también será liquidado por REE y, por lo tanto, impactará sobre los generadores de renovables y los consumidores, a través de los comercializadores.

En suma, el Gobierno ha calculado que el nuevo régimen de retribución específica tendrá un impacto de 1.350 millones para el conjunto del régimen especial (renovables y cogeneración), lo que supone un recorte del 15% sobre la retribución percibida en 2012. Pero a esa cantidad hay que sumar otros recortes, derivados de cambios técnicos, como la nueva regulación de la interrumpibilidad, el pago por capacidad, la hibernación o la supresión del complemento de reactiva. A excepción de este último concepto, la merma adicional de los pagos a las renovables mejorará los resultados de la gran industria y de las eléctricas.

Y dependiendo de cómo se pronuncie la regulación pendiente de aprobar o de desarrollar, cada MWh renovable podría cobrar entre tres y cinco euros menos, según ha estimado APPA. Si extrapolamos ese cálculo a la producción eléctrica del régimen especial en 2012 (102.954 GWh), el impacto total oscilaría entre 300 y 500 millones de euros.

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