Madrid, 10 feb (.).- El director general de Relaciones Institucionales y Regulación de Endesa (MC:ELE), José Casas, ha dicho que la obligación de que las grandes compañías subasten obligatoriamente electricidad para pequeñas comercializadoras y la gran industria no arreglan el problema de los altos precios ni fomentan la contratación a plazo.
Casas, que ha intervenido este jueves en una mesa redonda del 19 Encuentro de Energía, organizado por IESE y Deloitte, ha señalado que la energía nuclear se vende con dos años de antelación y la hidráulica con uno o dos.
Ha indicado que 120 teravatios hora (TWh) de los 250 TWh que se producen en un año se venden a plazo y no ven el precio del mercado mayorista, actualmente por encima de los 200 (MWh).
Casas ha dicho que Endesa tenía el 88 % de la producción de 2022 vendida a plazo a 30 de septiembre de 2021 y solo le quedaban libres 4 TWh, y la cifra que la compañía vende a precio fijo es superior a la que vende a precio de mercado.
Por eso, cree que esa subasta, en la que los grupos empresariales dominantes (Endesa, Ibedrola, Naturgy (MC:NTGY) y EDP (LS:EDP)) están obligadas a ofertar energía para industriales y comercializadoras, no fomenta la contratación a plazo.
Según ha explicado, lo único que ocurrirá es que 120 TWh "pasarán de unas manos a otras", es decir de clientes actuales con contratos a plazo de esas compañías a los que se adjudiquen contratación de energía en esas subastas.
Además, ha dicho que si les quitan energía para esas subastas, no les quedará más remedio que romper el contrato con clientes a los que ya tienen vendida energía a plazo.
En su opinión, la forma de fomentar los mercados de contratación a plazo de electricidad pasa por revisar los incentivos que hay para ir a esos mercados a plazo.
Ha explicado que las tecnologías que perciben retribución del régimen de Renovables, Cogeneración y Residuos (Recore) están obligadas a vender en el mercado mayorista diariamente para asegurar su tasa de rentabilidad.
Según ha indicado, las tecnologías que perciben la retribución del Recore podrían aportar de 80 a 83 TWh a la contratación a plazo, pero deberían percibir incentivos.
Entre los problemas que afectan a los precios eléctricos en España, Casas ha indicado que, por ejemplo, sin la tasa nuclear ni las autonómicas que pagan en España las centrales nucleares, el precio de ésta se vendería a precios equiparables a los de otros países europeos y no a 60-65 ocurre.
Otro de los problemas que ha dicho que tiene el mercado eléctrico es que hay más demanda de contratación de electricidad a precio fijo que lo que se oferta.
Además, ha afirmado que el desorbitado crecimiento de los precios eléctricos le ha pillado a España con un problema añadido, como que la tarifa regulada o PVPC, la que tienen entre otros los perceptores del bono social, que expone a esos clientes a las variaciones del mercado, mientras en otros países eso no ocurre.
Ha señalado que fuera de eso un 80-85 % de la electricidad generada en España está vendida a plazo y los que tienen contratos a plazo no han sufrido ese encarecimiento.
Asimismo, ha aclarado que la mayoría de los productores de electricidad no han percibido ni perciben esos altos precios que se están fijando en el mercado porque la mayoría de la energía la tienen vendida a plazo a precios más razonables.
El director general de Gestión de Energía y Redes de Naturgy, Pedro Larrea, ha coincidido en que hay mucha energía contratable a plazo, pero hay un desincentivo, y ha señalado que ellos no pretenden que se fuerce a los perceptores de retribución del Recore a vender a plazo, sino que se eliminen los obstáculos para que su energía pueda también contratarse bajo esa fórmula.
Larrea ha dicho también que no es verdad que la energía se esté vendiendo a 200 forma mayoritaria, pues la mayoría de la de ellos no está vendida en el mercado diario ni a esos precios que se publican.
La presidenta del Operador del Mercado Eléctrico Español (OMEL), Carmen Becerril, ha advertido que la volatilidad va a ser desde ahora uno de los elementos presentes en la determinación de precios, por lo que la cobertura a plazo será una estrategia cada vez más necesaria.