La CNMC alerta de barreras en el precio de la luz por los contratos a largo plazo

La Comisión Nacional de Mercados y Competencia ha puesto sobre la mesa los argumentos necesarios para que la vicepresidenta tercera y ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, rescate las llamadas subastas de energía primaria para abaratar el recibo de la electricidad.

Esta medida, que ya fue impulsada por el Gobierno de Zapatero y que acabó en derrota en los tribunales, cuenta ahora con varios informes que pueden servirle de respaldo para su adopción inminente: el que ha elaborado el organismo regulador y el análisis de 2019 del Consejo regulador del Mercado Ibérico de la Energía.

La CNMC -al igual que en el informe de Mibel de 2019- ha identificado una serie de barreras de entrada en el mercado mayorista español para la contratación de electricidad a plazo, un extremo que en su opinión dificulta una formación de precios eficiente en el pool.

La subasta, que la propia Ribera explicó en el Congreso como "una medida de competencia, de ruptura de monopolio, no tanto una medida de fijación de estándares o de precios estables para los consumidores", será esgrimida para obligar a las eléctricas a colocar una parte de su capacidad a largo plazo. No obstante, el Gobierno deja claro que no quiere meterse en las cuestiones de precio para evitar problemas con Europa.

La secretaria de Estado de Energía, en la carta remitida en febrero de 2020 a la CNMC para pedir el informe, destacaba que una de las principales conclusiones del estudio de Mibel era la escasa liquidez del mercado a plazo español, y su posible incidencia sobre el desarrollo de nuevos proyectos de energías renovables y sobre la gestión del riesgo de precio por parte de los consumidores electrointensivos, situación motivada, entre otros factores, por el bajo incentivo de los grupos verticalmente integrados a participar y realizar coberturas en los mercados a plazo.

Ahora, la CNMC ha puesto sobre la mesa un informe en el que asegura que Endesa Generación e Iberdrola Generación acaparan prácticamente la totalidad de la contratación bilateral que se realiza en el mercado eléctrico y que no es vendida en el mercado spot, concretamente en torno a un 99,2% del total en el periodo 2017-2020 (del orden del 59,6% de la producción de estas empresas, en dicho periodo, fue vendida mediante contratación bilateral), siendo intragrupo la totalidad de dicha contratación. Es decir, para sus propias comercializadoras.

Por su parte, los grupos EDP y Naturgy venden toda su energía en el mercado spot y compran en ese mismo mercado, mediante unidades genéricas, parte de la energía que necesitan las comercializadoras libres y reguladas de sus grupos, con las que tienen un contrato de venta de energía a un precio a plazo. De este modo, la generación de cada uno de estos dos grupos está también cubriendo a sus comercializadoras, aunque esté vendiendo toda su energía en el mercado spot.

En el informe de la CNMC, el organismo identifica problemas en cuatro aspectos: la falta de incentivo de los grupos verticalmente integrados a participar en los mercados a plazo. La dificultad para participar en los mercados a plazo por parte de los consumidores con un elevado volumen de demanda. Los problemas para acceder al mercado a plazo por parte de los agentes de menor tamaño. Y la falta de cultura sobre la negociación de productos derivados o desconocimiento del funcionamiento de los mercados a plazo.

Según explica el informe de la CNMC, la liquidez del mercado a plazo español es significativamente inferior a la de los mercados alemán y francés. Así, en el año 2018 la negociación en el mercado español de contratos de carga base con liquidación financiera y horizonte temporal mayor o igual a un mes (contratos mensuales, trimestrales y anuales) con subyacente el precio de contado de dicho mercado (negociados en OMIP, EEX y OTC) fue 13 y 1,9 veces inferior al volumen de negociación de los contratos equivalentes alemán y francés (registrados en ECC), respectivamente, y que dicho diferencial de liquidez fue creciente en el periodo analizado (2010-2018).

España, además, ha reducido la negociación de este tipo de contratos por factores como la desaparición de las subastas Cesur, la existencia de una tarifa de último recurso en España (indexada al precio de contado) o la falta de incentivo a la participación de las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables.