Tras dos años de espera, incumpliendo los plazos establecidos en el R.D. 20/2018 de 7 de diciembre en más de 18 meses, el pasado 17 de diciembre, el B.O.E. publicó el tan ansiado Estatuto. La frustración de la gran industria al conocer su contenido ha sido proporcional a la falta de concreción y foco de la ley.
El Estatuto promulgado no es el instrumento de política industrial que la industria electrointensiva precisa para aliviar los costes y cargas de una regulación que, para las industrias españolas en tarifa 6.4 -consumo superior a 500GWh/año-, da lugar a un coste 24 €/MWh superior al de sus competidores alemanes y franceses.
Han sido muchas las discusiones y controversias acerca de los instrumentos desplegados por el Gobierno para reducir el precio de la energía eléctrica a la industria: reversión de costes indirectos de CO2, subastas de interrumpibilidad y el tan esperado como inútil Estatuto.
En materia de reversión de costes indirectos de CO2, el principal beneficiario del importe de las subastas es el sistema eléctrico, que en el ejercicio 2019 se imputó como ingresos 647,4 M€, frente a unos costes revertidos a la industria en 2018 de 172,2 M€. En el cuadro adjunto se presenta la intensidad de las ayudas recibidas por las industrias con riesgo de fuga de carbono en Francia, Bélgica, Alemania y España, en concepto de reversión de costes indirectos de CO2.
El segundo mecanismo, las subastas de interrumpibilidad, fue suspendido, estando en revisión el sistema de pagos por capacidad. En cuanto al tercero, el Estatuto, no pasará de ser una farragosa e inútil ley. El Gobierno no cree en la industria de ayer, ni en la de hoy, y lo demuestra con sus hechos de forma contumaz.
El gran consumidor industrial asturiano -consumo medio de 476 GWh en 2017-, observa perplejo que el número de puntos de suministro elegibles aumenta a 600, encuadrados en 62 códigos C.N.A.E., de lo más variopinto y disperso en términos de actividad, valor añadido bruto generado y empleo.
El borrador de Estatuto que analizó la CNMC en abril de 2019, y que contemplaba un consumo mínimo de 40 GWh/año para ser elegible, determinó que los puntos de conexión que cumplían las condiciones, en base a datos del sistema SINCRO correspondientes a 2017, sería de 278. No es una casualidad que la comunidad más favorecida por la reducción del límite de consumo anual de 40GWh a 1 GWh, y consiguiente aumento del número de empresas elegibles, sea Cataluña.
Considero farragoso el procedimiento de certificación del consumidor electrointensivo desarrollado. Es inaceptable que se impongan pesadas cargas burocráticas a las empresas, que incluyen la verificación por auditor de cuentas del cálculo del valor añadido bruto de los últimos tres años para cada punto de suministro, con objeto de determinar la intensidad energética de los fabricados; además de las que obligan al Operador del Sistema, y a la empresa distribuidora. Procedimiento que habrá de repetirse cada año, pues la validez de la certificación sólo se extenderá hasta el 30 de abril del año siguiente al de solicitud.
En materia de obligaciones, no es cuestión menor el requisito de emitir un programa horario de consumo, cuya precisión habrá de ser como mínimo del 75% en media mensual. Procedimiento que no queda definido y que requerirá de la instalación por parte del consumidor de los equipos, sistemas y comunicaciones que el Operador del Sistema habrá de definir. Asimismo, habrá de disponer, en el plazo de dos años, de un sistema de gestión de la energía auditado según norma UNE-EN ISO 50001:2018, proceso del que derivarán auditorías e inversiones para la mejora del desempeño energético, que incluirán informes periódicos acerca de ratios de consumo eléctrico y térmico por unidad de producto fabricado. Deberá también contratar, al menos un 10% de su consumo eléctrico, mediante instrumentos a plazo de electricidad de origen renovable, con una duración mínima de cinco años.
Los requisitos en materia de mantenimiento de la actividad económica y el empleo son muy laxos, obligando a que en los tres años posteriores al que se obtuvo la ayuda, la actividad y el empleo no se reduzcan más de un 85%. Se permite que, durante el período de búsqueda de un nuevo inversor, incluso en fase concursal, la reducción pueda ser superior al citado 85%; siempre y cuando el nuevo inversor retome al menos el 50% de la actividad con el 50% del empleo. Ello denota que el Gobierno es tan consciente como incapaz de revertir la crisis que afecta a industrias relevantes, fijando el nivel de segunda oportunidad en el 50% del precedente, lo cual, para un instrumento de política industrial, es absolutamente frustrante.
En cuanto a prestaciones, la inconcreción es la marca distintiva del Estatuto. La reversión máxima que compromete es el 85% de los costes imputables en los cargos del recibo, que encuentran causa en las primas a las energías renovables, la cogeneración de alta eficiencia y los sistemas no peninsulares. Las ayudas se concederán en procedimiento de concurrencia competitiva entre los solicitantes, procediéndose a repartir a prorrata el importe global máximo destinado a subvenciones, el cual se consignará en los Presupuestos Generales del Estado. Para ello, se realizarán convocatorias anuales. Se indica que las ayudas estarán condicionadas a que exista disponibilidad presupuestaria y a las directrices comunitarias, que se revisarán en 2021. Una primera estimación cifra en 90 M€ la dotación anual.
El Estatuto incluye un mecanismo de cobertura de riesgos derivados de la adquisición de energía eléctrica mediante acuerdos bilaterales -PPA-, a medio y largo, por parte de los consumidores electrointensivos. CESCE será el Agente Gestor, quien en nombre propio y por cuenta del Estado, actuará como asegurador o garante de los riesgos de insolvencia del comprador de energía. Los tipos y costes habrán de ser a precio de mercado. La cobertura de los riesgos se realizará a través del FERGEI Fondo de Reserva para Garantía de Entidades Electrointensivas, correspondiendo la contabilidad de las operaciones y la preparación de las cuentas anuales al Consorcio de Compensación de Seguros. No cabe mayor complejidad burocrática.
El Estatuto es además extemporáneo, debido a la implantación efectiva de la circular 3/2020 de la CNMC a partir del 1 de abril de 2021, que supondrá un cambio en la estructura del recibo, y a la modificación en la metodología de cálculo de los cargos del sistema y de las subastas de interrumpibilidad, que se producirá por R.D., probablemente, a partir también de la misma fecha.
Entretanto, el mercado eléctrico europeo converge en precios. En la gráfica se presenta la evolución del precio medio diario en Alemania, Francia y España de 2017 a 2020. Se observa que la diferencia ha disminuido en los tres últimos años, debido al descenso más acusado del precio mayorista en España por tres efectos: la "canibalización" del precio que está produciendo la incorporación de nueva potencia renovable: eólica y fotovoltaica; la caída de la demanda eléctrica por la crisis del sector industrial y los efectos de la pandemia en los servicios; el descenso del precio del gas natural en los mercados internacionales, factor éste último, que se ha dado la vuelta en los últimos meses de 2020.
El problema esencial es que el sistema eléctrico español generó un déficit de 527,7 M€ en 2019 con unos costes de renovables, cogeneración y sistemas no peninsulares de 7.852,6 M€, a los que han de añadirse 2.696,2 M€ de pagos por déficit histórico. Para compensar parcialmente estos costes, se anotaron, como indiqué anteriormente, ingresos por derechos de emisión de CO2 por importe de 647,4 M€.
Por todo ello, se ha retrasado la promulgación del Estatuto: los números no salen. En 2021 veremos cambios importantes en la regulación del sector eléctrico.
Juan José del Campo Gorostidi
Doctor Ingeniero de Minas
