«El sector eólico no puede soportar más ya más recortes», ha señalado Luis Polo, director general de AEE, en la jornada La eólica y el mercado eléctrico, organizada por la Asociación Empresarial Eólica (AEE).
Polo, que inauguró la jornada, indicó que “el sector eólico ha sido modélico: ha crecido siempre de acuerdo a los objetivos, ha acatado todas y cada una de las decisiones del regulador y ha estado siempre dispuesto a negociar. Sin embargo, se le penaliza: primero con una moratoria, después con cambios retroactivos en la regulación, en medio, con más impuestos que ninguna otra fuente de energía…”, señaló. Y añadió. “El resultado es que el sector eólico no puede soportar ya más recortes: el impacto de los últimos (el impuesto del 7% más el Real Decreto-Ley 2/2013) supone que el sector dejará de ingresar 6.000 millones de euros hasta 2020; que se seguirán cerrando fábricas y destruyendo empleos; y que se perderá riqueza en los pueblos y ciudades de España que más lo necesitan”.
Asimismo, Polo pidió que se tenga en cuenta “el importante efecto que tiene la eólica sobre la parte liberalizada de la factura eléctrica, la generación. AEE lleva diciéndolo muchos años y la CNE ha empezado a recogerlo en sus informes sobre el mercado eléctrico: cuando hay mucho viento, los precios del mercado eléctrico se reducen y eso acaba beneficiando a los consumidores porque supone un ahorro en la factura de la luz”.
La primera parte de la jornada se refirió en la operativa de la eólica en el mercado eléctrico tras los últimos cambios normativos. En concreto, los ponentes se centraron en la eliminación para la eólica de la posibilidad de percibir la retribución de mercado más una prima después de que el Real Decreto-Ley 2/2012 estableciese la opción única de percibir una tarifa regulada. Muchos de ellos han coincidido en señalar que las últimas medidas tomadas por el Gobierno en materia energética ni resuelven el problema de déficit de tarifa ni benefician al consumidor.
José Salmerón, director general de Wind to Market, destacó que, con las medidas tomadas, “estamos en escenarios que en los 2000 queríamos evitar”, en referencia al hecho de que en las regulaciones anteriores la tesis era que cuanto más integrada estuviese la eólica en el mercado, más redundaría en la eficiencia de éste. “Si el mercado es la mejor opción, esto es un paso atrás”, dijo. Además, “no se ha conseguido reducir el déficit de tarifa”. De hecho, afirmó que los cambios introducidos han disminuido la competencia en los mercados, lo que ha tenido como consecuencia un aumento del precio “de 3 ó 4 MWh en la generación a plazo”. Debido a estas distorsiones, “el consumidor acabará pagando más”. Por lo tanto, “el sistema funciona mal”.
Francisco García Lendínez, director de Gestión de Energía de Energya-VM, ahondó en este argumento. “Hoy el sistema tarifario está totalmente expuesto; la situación es dramática, porque genera déficit de tarifa”, señaló, en relación al hecho de que en lo que va de año, el regulador se hubiese ahorrado dinero en primas si hubiese mantenido la regulación anterior, ya que los precios del pool han estado muy por debajo de lo previsto. Bajo el modelo de pool más prima (al que estaban acogidos más del 90% de los parques eólicos españoles antes del Real Decreto-Ley 2/2013, que entró en vigor con efectos retroactivos en febrero), la retribución de la eólica no era fija, sino que estaba ligada a las oscilaciones del mercado. “Cuanto más baja el pool más esfuerzo tiene que hacer el regulador para compensar al Régimen Especial. Esta situación aumenta las tensión del acceso a la red de los consumidores: se les tendrá que subir el peaje aunque baje el precio”, afirmó García Lendínez.
Javier Vaquerizo, director de Gestión de Energía de Enel Green Power, aseguró que los cambios regulatorios han derivado en un nuevo escenario: “Hemos visto cambios que han distorsionado más de lo que querían resolver”. Y defendió que los esperados cambios en el diseño del mercado deben ser “muy analizaos y compartidos con todos los actores, con reflexión y sin sobresaltos”.
En un segundo bloque, se trató sobre los cambios operativos que vendrán con la aplicación del mercado único europeo. José Javier González Fernández-Castañeda, del mercado OMIE, explicó el estado en que se encuentra la implementación de este mercado y afirmó que las previsiones son que en noviembre de este año “esté funcionando”. Apuntó también que es el regulador de cada país el que deberá dar el visto bueno a las normas.
Jorge Moreno, director de Mercados Mayoristas de Acciona Energía, destacó como gran ventaja del mercado único “un mercado potencial de 2.800 TWh”. A su juicio, también supone mayores posibilidades de integración de la eólica, una reducción de los vertidos y una menor necesidad de capacidad de reserva. En cuanto al objetivo de España, señaló que debe ser triplicar la capacidad de exportación con Francia de aquí a 2020 a 4.000 MW.
Rodrigo Fernández Prado, de EDP Renováveis, aseguró que, contra todo lo que se ha dicho, el impacto del impuesto del 7% sobre la generación -que entró en vigor en enero con la Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética- apenas se ha sentido todavía en el precio del pool.
Un tercer bloque, moderado por Carlos Mendívil, de Iberdrola, se centró en la posibilidad de que la eólica fuese a régimen ordinario. Francisco Javier Eransus, de Intermoney Energía, fue tajante: el riesgo para la eólica sería muy elevado. “La incertidumbre aumentaría en 10 u 11 euros por MW”, señaló.
Gabriel Caturla, responsable comercial de Axpo Energía, mostró muchas dudas sobre la posibilidad de que la eólica pase de régimen especial a ordinario. Antes, “es necesaria una evolución legislativa”.
Javier Alonso, de Endesa, trató sobre las condiciones de los mercados de ajuste.
Jornada «La eólica y el mercado eléctrico» de AEE
