Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) ha repuntado en NOV a 104,4 €/MWh, valor máximo mensual del año, debido fundamentalmente a menor producción nuclear (parada no programada a mediados de mes de la central nuclear Ascó II debido a la actuación automática del sistema de protección del reactor, provocada, a su vez, por la matriz de protecciones del alternador, sin impacto en trabajadores ni población ni medioambiente + parada programada de Ascó I por recarga de combustible) y renovable (solar y eólica), mayor producción térmica y demanda residual (descontando menores autoconsumos de Solar FV). Seguimos observando precios con niveles reducidos en días de menor demanda (típicamente domingo) y horas de mayor radiación solar (12-15 h) en NOV (entre 3,3 y 7,4 €/MWh), mientras que en DIC los únicos días de rebajas (entre 0,4 y 3,8 €/MWh) han sido del 7 al 9 por la menor demanda debido al efecto de festivos (6D Día de la Constitución y 8D Día de la Inmaculada Concepción), antes del bajón nuclear.

Cabe mencionar la seria preocupación de los consumidores por la falta de un plan de repotenciación o modernización de la nuclear en España en vez de ir cerrando las plantas cuando se trata de una de las tecnologías más limpias según la Comisión Europea. Para vuestra información, se detallan las fechas de cierre previstas de nuestro parque nuclear:

La parada de ambos grupos de Ascó, ha obligado al Operador del Sistema Eléctrico (Red Eléctrica) a activar al menos un par de veces en NOV el denominado Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), mecanismo de flexibilidad del sistema eléctrico por el que la gran industria española percibe un incentivo (precio fijo mediante subasta anual exante) en el caso de que tenga que parar su actividad (reducir la demanda interrumpible contratada) durante cierto tiempo en que la demanda se prevé máxima (típicamente 2,5 h) en días críticos, aparte del precio de la energía en ese tiempo (precio variable aprox. 150 €/MWh). Pero para 2024 el SRAD dispone únicamente de 609 MW (a 40,82 €/MW). Ello no compensa los más de 2.000 MW de la central Ascó. Por ello, han tenido que funcionar más plantas térmicas de Ciclo Combinado. No hay que ser muy listo para imaginarse lo qué pasará con los precios del mercado (¡los futuros anuales y PPA’s van a repuntar!) si no contamos con potencia nuclear (energía limpia, de base, estable y gestionable, al menor coste). Para 2025 el SRAD dispone ya de 1.148 MW (a 56,43 €/MW) de potencia interrumpible pero insuficiente. La primera subasta del nuevo mercado de capacidad prevista en primer semestre 20025 permitirá disponer de potencia firme que puedan aportar (desconectar) los vendedores/generadores (compradores/consumidores) en momentos críticos del sistema, una gran oportunidad para los cogeneradores que inviertan en Sistemas de Almacenamiento de Energía (Baterías) para garantizar potencia firme cuando la requiera el OS, optimizando el uso de las baterías el resto del tiempo para beneficiar a los mercados (del pool y operación técnica). Esto último puede ser clave inclusive para la supervivencia de aquellas plantas que ya no perciban retribución regulada.

La previsión a corto plazo revierte a 96,4 €/MWh (DIC) y los futuros anticipan una tendencia correctiva en ENE a 83, FEB 73, MAR 50, ABR 45, tocando fondo en MAY 44, repuntando en JUN a 56 si bien muy lejos de la bajada de precios en primavera 2024: 20,3 (MAR), 13,7 (ABR) y 30,4 €/MWh (MAY). Los futuros mensuales para primer semestre 2025 son menores de ENE-MAY y mayores para JUN, respecto a cotizaciones de hace un mes.

Los precios nulos o negativos (verano) o reducidos (resto del año) están frenando el ritmo inversor en nuevos proyectos de Solar Foto-Voltaica pero incentivan la diversificación en otras tecnologías limpias como la minieólica de eje vertical o microcogeneración inclusive sistemas de almacenamiento (siempre y cuando aumente el incentivo para cargar y descargar en ciclo diario fuera de la primavera). En España el Spread diario (diferencia entre precios mínimo y máximo) anda en torno a una media de 70 €/MWh, mientras en otros países se duplica hacia arriba (Alemania) o abajo (Francia) por el mix de generación y peso de la industria en la demanda.

El precio anual carga base de 2022 ha cerrado en 167,5 €/MWh, sin incluir el ajuste del gas, lo cual supone un nivel muy superior al máximo más reciente (2018: 57,3) y menos reciente (2008: 64,4). De hecho, las medidas paliativas establecidas desde 16 Sep 2021 (bajada de los Cargos del Sistema y del Impuesto Especial sobre la Electricidad) hasta 31Dic2021 y las nuevas medidas del 31Mar2022, extendidas hasta 31Dic2022, y la actualización a lo largo de 2023, más las recientes y menos ambiciosas aprobadas hasta 30Jun2024, y algunas extendidas hasta 31Dic2024, han sido y siguen siendo insuficientes y en la mayoría de casos no han favorecido a todas las industrias, discriminando aquellas que cumpliendo requisitos no pertenecen a sectores habilitados.

El Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 ha cerrado a 87,1 €/MWh. El futuro 2023 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 39,9, medio 79,1 y máximo 351,0.

Para 2024 la estimación (benchmark) repunta a 61,8 €/MWh, muy por encima de la media histórica del pool. El 2020 ha sido el mínimo del histórico (34,0 €/MWh) debido fundamentalmente al efecto de la pandemia Covid-19 (menor actividad económica/industrial, menor demanda, menor precio de los combustibles y CO2). Para 2024 vemos que la subida esperada respecto al 2020 es de 182%. Europa NO se puede permitir el lujo de arruinar la poca industria que aún sigue sobreviviendo y hundir en la miseria energética a consumidores domésticos, PYMES, industrias, comercios y autónomos. Los diversos sectores de la economía están enfrentando una crisis presupuestaria sin precedentes con estos precios tan desmesurados. Ya no hay colchón, no hay posibilidades de supervivencia empresarial si los precios no vuelven a niveles razonables en términos anuales o interanuales. Seguimos en un estado de emergencia energética. Pinta muy mal el medio plazo para los consumidores.

Las nuevas estrategias que han preparado en Bruselas recién aprobadas y pendientes de transposición en los países miembros NO parece que vayan a resolver los problemas estructurales de poder de mercado, especulación, organización y estructura de los sectores energéticos que impide mayor competencia, eficiencia económica y bienestar social.

La bajada del gas antes del verano 2023 ha revertido la curva de precios forward, pasando el 2023 y 2024 a backwardation respecto a 2022, pero con niveles más altos en contango para los futuros a medio plazo (2025), cayendo suavemente a largo plazo (2026-2029) y un perfil prácticamente plano a muy largo plazo (2030-2034) con un nivel en backwardation respecto a 2025 mayor que la media histórica del pool. PPA’s (Carga Base). Los precios medios mensuales habían tocado máximos en SEP 2023 con una fuerte caída hasta ABR 2024, presentando tendencia alcista desde MAY, por el repunte del gas debido al conflicto recrudecido en Oriente Medio. NOV 2024 ha superado dicho máximo y pintan muy mal el estadio de precios en los próximos meses porque podría repetirse un perfil similar al de 2023 ó 2021.

• Año 2020 ha cerrado a 34,0 €/MWh. Representa el valor anual mínimo del registro histórico desde cuando ha empezado el mercado de derechos de emisiones de CO2 (Año 2005), fecha que marca un antes y un después en los mercados europeos con un impacto actual del coste de oportunidad del CO2 que ya alcanza el precio medio histórico pool 2020 (factor de emisión del 37% para las plantas CCGT).
• Año 2021 ha cerrado a 111,9 €/MWh por los repuntes del gas y su repercusión en los precios del pool desde julio 2021 (subida límite superior). El problema Rusia-Ucrania ha venido después (FEB 2022).
• Año 2022 ha cerrado a 167,5 €/MWh, máximo histórico debido a elevados precios del gas (antes y después del citado conflicto), sin incluir ajuste del gas de 15 JUN a 31 DIC.
• Año 2023 ha cerrado a 87,1 €/MWh, debido a menores precios del gas, sin incluir el ajuste del gas de 1 ENE a 31 DIC.

• Los futuros para resto de 2024 (benchmark) anticipan un cierre anual de 61,8 €/MWh, subiendo en 2025 a 67,2 €/MWh, revierte en 2026 a 59,8 con una caída semiplana en torno a 57-55 desde 2027 hasta 2034, sin reflejar el plan de cierre de las nucleares.

Las empresas pueden suscribir PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, los precios de los PPA’s Carga Base han bajado en el último mes. Parece momento oportuno para asegurar presupuestos a largo plazo, gestionando el riesgo hacia adelante (especialmente ENE y FEB 2025 que anticipan por encima de 82 y 72 €/MWh, respectivamente). Las existencias de gas europeas han caído dramáticamente por debajo del 80% de capacidad, para mitigar el impacto de precios de gas a corto plazo y minimizar los riesgos significativos de escasez antes del invierno boreal (hemisferio norte). Cabe decir que el alto nivel de almacenamiento proviene también de la deslocalización de industrias, que están encontrando otros países con menores restricciones ambientales y precios de gas más baratos que en Europa. Las exportaciones de gas ruso a través de Ucrania se mantienen estables, aunque está previsto que finalicen cuando expire el acuerdo de tránsito a finales de DIC. La Comisión Europea espera un impacto mínimo en los precios, ya que la región está preparada para asegurar suministros alternativos y se supone que los hubs de gas ya han tenido en cuenta la próxima interrupción.

PPA PERFIL CARGA BASE: Antes del ajuste por el supuesto tope de gas eliminado el 31Dic2023, los PPA’s con renovables cotizaban a niveles de aprox. 82 €/MWh. Desde 12 Julio 2022, en OMIP ya contamos con productos PPA a 5 años y 10 años, que están induciendo señales más competitivas, pero como ya hemos advertido volvemos a observar presiones alcistas.

El PPA Carga Base del lustro de Ene 2024 a Dic 2028 ha cotizado con valores máximo, medio y mínimo de 94,5-75,9-62,2, respectivamente, siendo 67,2 €/MWh su última cotización (28 Dic 2023).

PPA Base a 5 años empezando en 2025 ha revertido a 59,3 €/MWh (-2,2 €/MWh, -3,5%) respecto a valores de hace un mes (61,4 €/MWh).

PPA Base a 5 años empezando en 2026 ha revertido a 57,0 €/MWh (-1,3 €/MWh, -2,2%) respecto a valores de hace un mes (58,3 €/MWh).

PPA Base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 ha cotizado con valores máximo, medio y mínimo de 64,4-60,0-55,7, respectivamente, siendo 61,7 €/MWh su última cotización a finales de año pasado.

PPA Base a 10 años empezando en 2025 y hasta 2034 ha revertido a 57,6 €/MWh (-0,6 €/MWh, -1,1%) respecto a valores de hace un mes (58,2 €/MWh).

PPA PERFIL CARGA SOLAR:

La curva Forward de los precios futuros del Carga Solar han repuntado en el último mes como consecuencia del contagio del aumento de los precios de contado, aunque en realidad puede entenderse como una exigencia de la oferta inversora que trata de aprovechar la posibilidad de mejorar las rentabilidades de contratos PPA’s a largo plazo.

La tabla siguiente muestra una bajada de 3,5 €/MWh en futuro solar 2025 con una subida de niveles de la curva forward desde 2026 hasta 2034, debido a la puesta en marcha de los proyectos comprometidos de generación Solar Foto-Voltaica hasta 2025, pero a partir de 2026 empieza a remontar el precio por los nuevos cambios regulatorios que supondrán inversiones adicionales en cuanto a monitorización y control (teledisparo).

El perfil solar sigue más barato respecto al perfil Base, aunque se han corregido las diferencias que llegaban a -39% de 2026 a 2034 hace un mes, y ahora están en torno a 30%-33%.

Los precios Carga Solar eran unos -3,0 y -3,5 €/MWh inferiores a precios Carga Base. Pero desde JUN 2023, la diferencia ha cambiado espectacularmente (entre -18 y -21 €/MWh). En NOV 2023, el precio Solar ha pasado de estar entre un 3% y 7% a estar entre un 21% y 42% más barato respecto al precio Base. En DIC 2023 hemos tenido unas diferencias más centradas en torno al 30%-31% más barato y lo mismo en ENE-ABR. En MAY las diferencias han oscilado entre 30% y 36%, en JUN y JUL-SEP 2024 entre 30% y 38%, pero ya en OCT la diferencia aumenta entre 36% y 44%. En NOV la diferencia era entre 37% y 39%. Y este mes revierte esa tendencia a estar entre 30% y 33%.

Precios PPA’s Solar a 5 años empezando en 2024 revirtieron bruscamente desde MAY-JUN-JUL 2023 a niveles de 70,9-49,3-49,2 €/MWh, respectivamente. Pero en SEP repuntaron a 54,6 tocando máximo en OCT a 62,4, ya cayendo a 57,9 en NOV y 47,5 en DIC.

Precios PPA’s Solar a 5 años empezando en 2025 ha subido a 39,6 €/MWh (+1,1 €/MWh, +2,8%) respecto a valores de hace un mes (38,5 €/MWh).

PPA’s Solar a 5 años desde 2026 ha subido a 39,2 €/MWh (+2,5 €/Mh, +7,0%) respecto a valores de hace un mes (36,7 €/MWh).

PPA’s Solar a 10 años desde 2024 hasta 2033 han caído a niveles de 56,3-37,6-37,4 €/MWh en MAY-JUN-JUL. Pero en SEP han repuntado a 40,3 y en OCT a 45,0, cayendo a 43,0 en NOV, y también en DIC a 41,8.

Los PPA’s Solar a 10 años desde 2025 ha subido a 39,0 €/MWh (+3,0 €/MWh, +8,3%) respecto a valores de hace un mes (36,0 €/MWh).

La decisión de un PPA carga Base o Solar, comenzando en 2026 ó 2025 depende del perfil de carga del consumo a cubrir, y del músculo financiero (tesorería y presupuesto) y binomio rentabilidad-riesgo frente a la expectativa de la evolución de los precios Base y Solar. El Autoconsumo con excedentes puede mejorar aún más los resultados frente a un PPA virtual o físico ubicado en otro punto frontera fuera del perímetro de 2 km (usando la red y pagando los demás costes del suministro). Pero se requiere apertura de expediente para exportar a la red con el riesgo de perder parte de la fianza (un 20%) a depositar en las arcas públicas si el distribuidor no dispone de capacidad de transferencia de energía a través de su red eléctrica. Cuestión que está frenando en seco a los inversores en autoconsumo, ya que no pueden obtener ingresos por la venta de excedentes los fines de semana (bajada de producción), alargando el pay-back esperado. Cuando resulta imposible vender los excedentes vertidos a la red, existen soluciones para sacar provecho económico a los excedentes: i) sistemas de almacenamiento “in situ” para cargarse con dichos excedentes y descargarlos para autoabastecerse en horas de precios pico; ii) arbitraje de precios de mercado y servicios de operación técnica con dichos sistemas de almacenamiento para mejorar el pay-back de la inversión en dichos equipos; iii) sistemas de almacenamiento portátiles para llevar esas baterías a otras industrias cercanas (plug&play) sin usar la red (>2 km); y iv) nuevo mercado de subastas de capacidad (potencia). Las comunidades energéticas sufren el problema de que requieren porcentajes prefijados para el reparto de los excedentes entre todos los puntos de suministro de cada comunidad energética dentro del perímetro comunal (2 km). Eso supone una restricción regulatoria que impide la cobertura óptima de la demanda de los suministros. Con los tiempos que corren y la tecnología existente, debería permitirse una actualización mensual o semanal o diaria de dicho coeficiente a nivel horario.

En ciertas regiones (comunidades autónomas), parece que existen menores restricciones (15 km) para autogeneración compartida, lo cual debería de extenderse a nivel nacional.

El nuevo cambio regulatorio del pool orquestado desde las autoridades europeas a cada Estado miembro para implantar precios cuarto-horarios va a aumentar aún más la volatilidad de los precios del mercado mayorista. Ver Resolución de 3 de octubre de 2024, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se modifican los procedimientos de operación eléctricos 14.1 y 14.4 para la adaptación de la liquidación al ISP cuarto-horario. Los nuevos precios del pool nos aproximarán al equilibrio de oferta y demanda de energía eléctrica en los mercados de regulación secundaria y terciaria, coincidiendo con la medida de los contadores de electricidad fiscales (potencia máxima cada 15 minutos), cuando debería medirse y facturarse el consumo real cuarto-horario (la tecnología lo permite). Pasaremos de 24 precios horarios a 96 precios cuarto-horarios en cada día (aunque inicialmente el precio sea el mismo a lo largo de una hora) en el primer trimestre 2025, ya que ha sido imposible su implantación en JUN 2024. Dicho retraso se debe a la complejidad del proyecto y elevado número de agentes de mercado y del sistema, sin recibir ningún incentivo o compensación económica por la adecuación de sus sistemas de información y gestión. Es muy fácil para el regulador establecer este tipo de cambios, sin tener en cuenta el gran esfuerzo económico que supone para los agentes del mercado, y sin medir el impacto económico que tendrá esta medida. Además, esto pondrá en cuestión el papel del Operador del Sistema y de los mercados de balances y regulación de frecuencia-potencia (banda secundaria y energía terciaria), cuyos precios hoy por hoy no tienen cobertura financiera (no existen swaps para gestión de riesgo de variación de precios de la operación técnica). Pinta un escenario ideal para impulsar las inversiones en sistemas de almacenamiento con baterías, siempre y cuando esté subvencionado (por lo menos la mitad de la inversión), pero ruinoso para los consumidores que no puedan aprovecharlo. Esto es como el coche eléctrico para quien se lo pueda permitir. Este cambio obliga a realizar sendas inversiones en las plataformas de gestión de mercados de todos los agentes: generadores, comercializadores, distribuidores, agentes vendedores, traders: importadores y exportadores, sin ningún tipo de ayuda por parte del gobierno. También afecta a los Consumidores Directos, y de cualquier manera a los consumidores indirectos (suministrados por comercializador o generador o autoproductor).

Se están planteando proyectos de hibridación con solar fotovoltaica, minieólica de eje vertical y almacenamiento para aprovechar el arbitraje natural de los precios en los mercados de contado, frenados por las barreras regulatorias para facturar vertidos o excedentes a la red. Cabe mencionar que hay algunas empresas (fabricante española) que están ofreciendo por adelantado bonificaciones del 30% sobre el precio de venta (llave en mano) como incentivos a la fabricación de mini-eólica de eje vertical con una excelente visualización de compromiso de la actividad industrial con la protección del medioambiente.

El precio del Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE) ha aumentado a 0,947453 €/MWh, según la Orden TED/268/2024, de 20 de marzo, por la que se establecen las obligaciones de ahorro energético, el cumplimiento mediante Certificados de Ahorro Energético y la aportación mínima al FNEE para el año 2024. Esta nueva normativa trae nuevas oportunidades para las empresas que hayan realizado inversiones para mejorar la eficiencia energética desde FEB 2023. Los sujetos pasivos, que aparecen en dicha orden pueden certificar las inversiones incentivando “correctamente” a los consumidores sean o no las correspondientes comercializadoras del suministro de electricidad. El FNEE permite la puesta en marcha de mecanismos de apoyo económico y financiero, asistencia técnica, formación e información u otras medidas que permitan aumentar la eficiencia energética en los diferentes sectores y ayudar a conseguir el objetivo de ahorro establecido. Además del incentivo por canje de los certificados, las medidas podrán ser cofinanciadas con otras fuentes de financiación, incluidos los Fondos Europeos.

Tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR)

Para 1/1/2025 ya conocemos la propuesta provisional de nuevos cargos, que ha sentado un poco mal a la opinión pública, aunque se compensa con la aprobación de una bajada de los peajes, además de la bajada de los eventuales costes por excesos de potencia contratada y de la liquidación de la tarifa de la garantía de potencia que se liquida en el mercado mayorista (afectada por los coeficientes horarios de las pérdidas técnicas en las redes de distribución y transporte). La subida del FEE del Operador del Mercado se compensa con la bajada provisional del FEE del Operador del Sistema. Las penalizaciones por excesos de reactiva mantienen los mismos valores en vigor.

Los peajes 2025 ya han sido publicados en BOE, aplicables desde 1 ENE 2025 según Resolución de 4 de diciembre de 2024, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2025.

Adjuntamos el detalle de los nuevos cargos (provisionales) y peajes (definitivos), precios del exceso de potencia contratada y sus coeficientes de penalización, penalizaciones de reactiva según el factor de potencia (Coseno PHI), las tarifas de Garantía de Potencia.

Nos parece injusta la crítica por la subida regulatoria prevista de los cargos del sistema para 2025 porque el incremento neto medio al sumar PEAJES y CARGOS para un perfil carga base teniendo en cuenta los Términos de Potencia y de Energía, resultan inferiores a 1 €/MWh. Concretamente, para ATR 6.1TD y 6.2TD tenemos un incremento medio de +0,6 y +0,4 €/MWh, respectivamente. Y para las tarifas de muy alta tensión, 6.3TD y 6.4TD, el efecto neto es una bajada media de -0,3 y -1,0 €/MWh, respectivamente.

También cabe recordar que venimos advirtiendo que la exención de los cargos al autoconsumo y del peaje de generación a la autoproducción, terminará más tarde o temprano porque la demanda residual no podrá soportar todas las subidas de los Cargos del Sistema, y habrá que repercutirlas también a los titulares de instalaciones de autoconsumo tarde o temprano. De momento, hay superávit en el sistema de actividades reguladas por los recortes de las actividades de distribución y transporte, y por elevado precio del pool que pagan los consumidores regulados (PVPC), frenando tal escenario indeseable para los que se están aprovechando de los tremendos incentivos a la promoción de renovables para autoconsumo (especialmente la solar FV). Quizás eso ocurra después del 2030. Este año próximo vendrá un primer susto que supondrá “rascarse los bolsillos”: la implantación obligatoria de sistemas de monitorización y telecontrol de los paneles solares para facilitar la gestión (planificación) del equilibrio de la oferta y demanda por parte del Operador del Sistema, extensivo a demás tecnologías de autoconsumo/autoproducción.

Tarifa de Garantía de Potencia

Se conoce provisionalmente la bajada de la GP conocida como pagos por capacidad, aunque sea una tarifa variable a efectos de la recaudación de la bolsa de dinero para remunerar la garantía de potencia disponible de los generadores (actualmente sólo térmicos -plantas CCGT’s), que pronto se empezará a asignar y remunerar mediante subasta de mercado de capacidad en la que podrán participar todos aquellos agentes del mercado que puedan contribuir a subir (bajar) potencia cuando lo requiera el Operador del Sistema.

Fuente: BOE para 2024 y Propuesta Cargos Sistema 2025 CNMC. Elaboración Enérgitas/SEI.

Fees de los Operadores del Mercado (OM) y del Sistema (OS)

Fuente: BOE para 2024 y Propuestas Cargos del Sistema y del Operador del Sistema para 2025 de la CNMC. Elaboración Enérgitas/SEI.

El 14 JUN 2023 se ha publicado el Real Decreto 444/2023, de 13 de junio, por el que se modifica el Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los Consumidores Electro-Intensivos (CEI). Se abre la puerta a más consumidores, reduciendo las exigencias financieras (ratio Consumo/Valor Añadido Bruto = 0,25 kWh/€) y consumo en periodo de horas valle (p6) a 46% (no exigible en 2022 y 2023). Se mantiene consumo anual mínimo de 1 millón de kilovatios hora (1 GWh = 1.000 MWh = 1.000.000 kWh). En cuanto a obligaciones, se mantiene el 10% de energía renovable a plazo (quinquenal), excepto PYMES, pero se aumentan exigencias (restricciones), es decir, riesgo potencial de devolver las eventuales ayudas caso de incumplimientos. Por un lado, exigen enviar previsiones de autoconsumo al Operador del Sistema (plazo 6 meses para disponer equipos de medida y de 3 meses para alta en Concentrador Principal del Sistema de Medidas Eléctricas -SIMEL- desde obtención de certificación). Al menos un 30% del suministro debe proceder de energías renovables mediante PPA’s, Certificados de Garantía de Origen (GdOs’) o autoproducción. Invertir al menos la mitad (50%) de las eventuales ayudas en proyectos para reducir Gases de Efecto Invernadero (GEI’s) de las instalaciones.

Tremenda subida (más del doble) del ratio energético-financiero publicada el 20 Enero 2024, en el B.O.E. mediante Resolución de 15 de enero de 2024, de la Secretaría de Estado de Industria, por la que se revisa el cociente entre consumo y valor añadido bruto para optar a la categoría de consumidor electrointensivo, al que se refiere el Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los consumidores electrointensivos, pasando a ser 0,51 kWh/€. Esto supone una barrera de entrada para muchos consumidores (avalancha) que ya habían solicitado alegremente el alta de CEI a finales de 2023 y especialmente a inicios de 2024, por la flexibilidad temporal del cumplimiento del ratio del 46% del consumo en horas valle (periodo p6: primeras 8 h de todos los días e inclusive las 24 h de fines de semana y días festivos nacionales).

El nuevo Estatuto podría suponer devolución (y sanción) de ayudas percibidas, pues de momento cambia las obligaciones/exigencias sin el debido consenso con los consumidores industriales y PYMES. Habrá que aprovisionar la eventual devolución de las ayudas que se podrían estar percibiendo derivadas de las convocatorias de ayudas anteriores, caso de reclamación administrativa por ingresos indebidos por incumplimiento de alguna de las obligaciones contraídas. No se puede seguir consumiendo con este tipo de incertidumbres. Los plazos de cumplimiento de informe de eficiencia energética deberían ampliarse tanto para la convocatoria de ayudas en 2022 (vencieron 31.12.2023) como en 2023 (30.04.2024). No hay tiempo ni recursos suficientes para haber cumplido con esos plazos. La implantación del Sistema de Gestión de la Energía auditado y certificado según la norma UNE-EN ISO 50001, supone un largo proceso con tremendos sobrecostes y recursos imprevistos, que no están siendo debidamente compensados con las escasas ayudas de las convocatorias.

Respecto a la nueva convocatoria de ayudas referidas a los cargos del sistema del ejercicio 2023, ha empezado el 4 de junio de 2024 y ha terminado el día 1 de julio de 2024. La convocatoria de dichas ayudas se publicó el día 03/06/2024 (cuando debería haberse publicado en Abril), pudiendo solicitar las ayudas aquellos suministros que hubiesen metido previamente la solicitud de alta de CEI. Para la concesión de las ayudas sí que se necesita disponer de alta de CEI. Ya se conocen los resultados de la adjudicación, coincidiendo con las ayudas solicitas si han sido estimadas correctamente. No obstante, existe obligación a confirmar la aceptación en plazo inferior a una semana pues el silencio del CEI supone renuncia a la ayuda solicitada. Nadie solicita algo para rechazarlo. Nuestra propuesta es ir evaluando qué suministros pueden cumplir los nuevos requisitos, empezando por el CNAE, si bien tenemos solicitudes de empresas que sin estar incluidos en el Grupo 1 o bien Grupo 2, pueden tener posibilidades de recurrir una eventual denegación en vista de una sentencia reciente aplicable a la exención del 85% del Impuesto Especial sobre la Electricidad. Así que NO os desaniméis. Debéis ir paso a paso. La clave es NO estar en los sectores inhabilitados (antiguos). Si no estáis en los del Grupo 1 ó 2, se podría intentar solicitar el alta sobre la base de la sentencia comentada, siempre y cuando no seáis un sector antiguo inhabilitado. Por pedirlo NO se pierde nada.

Se barajan nuevas barreras de entrada y endurecimiento de las exigencias regulatorias en una nueva revisión prematura del Estatuto de CEI’s, de momento en fase de elaboración y consulta pública cerrada el 14 JUN 2024 a efectos de contribuciones de las partes interesadas, pero sin exponer ningún borrador. Según el gobierno, el objetivo de los nuevos cambios “es mejorar la regulación y gestión del registro de CEI’s y el mecanismo de compensación de cargos a estos consumidores. En concreto, se trata de mejorar la coherencia y claridad de las definiciones de requisitos y obligaciones de los CEI’s, reducir cargas administrativas y aumentar la eficiencia de la acción administrativa de gestión, comprobación y control”. Dejando claro que quiere armonizar la definición de los requisitos y obligaciones de los CEI’s y racionalizar los procedimientos de certificación y comprobación del cumplimiento de los requisitos establecidos.

La Propuesta de Circular, por la que se modifica la Circular 3/2020, de 15 de enero, de la CNMC, por la que se establece una nueva metodología (aplicable a partir 1 ENE 2025) para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad anticipa cambios en la facturación de la potencia y de la reactiva, supuestamente para mejorar el control de tensiones, especialmente en horas valle. En lo referente a instalaciones de consumidores industriales, con tipos de puntos de medida 1, 2 y 3, se modifica el artículo 9 de la circular 3/2020, que regula la facturación por excesos de potencia (que pasa a denominarse potencia demandada y por energía reactiva:

• Facturación de Potencia Demandada (desde 1 ENE 2025): El cambio fundamental es la integración del coeficiente Kp en el término de exceso de potencia TEPp, cuyos valores se publicarán para cada periodo (p) tarifario, en la Circular de Peajes.
• Facturación por excesos de reactiva se mantiene tal cual en la actualidad hasta 31 DIC 2025, sin penalizar el Factor de Potencia (Coseϕ) capacitivo por debajo de 0,98 en horas valle (p6), y penalizando el FP inductivo fuera de valle (p1-p5) por debajo de 0,8 a 62,332 €/MVArh y entre 0,8 y 0,95 a 41,554 €/MVArh.
• Facturación por excesos de reactiva desde 1 ENE 2026:

-El precio del término de energía reactiva (€/kVArh) para factores de potencia fuera de rango serán los siguientes:

-La CNMC podrá modificar la penalización mediante resolución.

-A partir de 2026 penalizará no cumplir con el rango de FP en valle (p6).

Para el segundo semestre de 2024: Real Decreto-Ley 4/2024, de 26 de junio, por el que se prorrogan determinadas medidas para afrontar las consecuencias económicas y sociales derivadas de los conflictos en Ucrania y Oriente Próximo y se adoptan medidas urgentes en materia fiscal, energética y social:

• Para los consumidores industriales de sectores intensivos en consumo de gas natural que fueron beneficiarios de las ayudas para la compensación de los costes adicionales debidos al aumento excepcional de los precios del gas natural durante 2022 regulada en el artículo 59 del RDL 20/2022, se prorroga 6 meses el plazo para acreditar el requisito de cumplimiento de los plazos de pago establecidos en el artículo 13.3 bis de la Ley 38/2003. Dichos requisitos serán exigibles a los doce meses desde el cobro efectivo de la subvención y su incumplimiento en dicho plazo constituirá causa de reintegro total de la subvención.
• Prórroga hasta 31/12/2024 la aplicación del esquema de flexibilización temporal de los contratos de suministro de energía eléctrica contenido en el artículo 7 del RDL 18/2022.
• Prórroga hasta 31/12/2024 la aplicación del mecanismo de apoyo para garantizar la competitividad de la industria electrointensiva contenida en el artículo 1 del RDL 6/2022: reducción en la factura eléctrica del 80% del coste correspondiente a los peajes de acceso.
• Prórroga hasta 31/12/2024 que el aumento de los costes energéticos no podrá constituir causa objetiva de despido en empresas que se beneficien de este tipo de programas de ayudas.
• Se mantiene la prohibición de interrumpir los suministros de agua, electricidad y gas a los consumidores vulnerables hasta 31/12/2024 y se prorroga el bono social eléctrico con una senda de normalización gradual hasta JUL 2025, con descuentos superiores a los existentes antes de la crisis energética. En la norma también se otorga carácter indefinido a la Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas para las Comunidades de Propietarios.

Al vencimiento del primer semestre 2024, el Real Decreto-Ley 8/2023 por el que inicia la retirada gradual de las medidas en materia fiscal en el ámbito de la energía aprobadas durante el 2022, desaparecen varias de las medidas temporales establecidas para hacer frente a la crisis energética derivada de la guerra de Ucrania, cuya vigencia terminaba el 31 DIC 2023. Las tres medidas globales han sido:

• El IVA pasa a ser del 10% en vez del 5%. Desde 1 Ene y hasta 31 Dic 2024. Sólo para consumidores de menos de 10 kW. El IVA reducido se aplicará cuando el precio medio aritmético del mercado diario correspondiente al último mes natural anterior al del último día del periodo de facturación haya superado los 45 euros/MWh. Caso de que haya sido menor, entonces se aplica el máximo (21%). Para la industria sigue el tipo máximo (21%) independientemente del precio del pool.
• La reducción del Impuesto Especial sobre la Electricidad (IEE) pasa de 0,5% a 2,5% desde 1 Ene hasta 31 Mar 2024 y al 3,8% desde 1 Abr hasta 30 Jun 2024, y volverá a 5,1127% a partir 1 Jul 2024. Hay que tratar de cumplir o seguir cumpliendo los requisitos para aprovechar la exención fiscal del 85% sobre el IEE, sabiendo que hay una reciente sentencia judicial que amplía sectores industriales para acogerse a dicha bonificación.
• El Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica (IVPEE) será del 3,5% hasta marzo y pasará a un 5,25% hasta junio. Volviendo al valor del 7% desde 1 Jul. De forma excepcional y transitoria, el IVPEE se suspendió para el tercer y cuarto trimestre de 2021 y para los años 2022 y 2023. Aquella medida ha supuesto que las retribuciones correspondientes a la electricidad incorporada al sistema durante el referido periodo de suspensión quedan exoneradas de tal impuesto.

El consumidor ha sufrido el varapalo por la subida sucesiva del IVA y del IEE, lo cual se ha mitigado por la bajada de precios únicamente durante la primavera. Los precios energéticos habían bajado a niveles razonables para competir en un mercado globalizado, pero ha sido un espejismo primaveral. Después de las elecciones regionales y municipales, vascas y catalanas, y más recientemente las europeas, los precios han empezado a repuntar.

El MITERD ha abierto Audiencia e Información Pública del “Proyecto de RD por el que aprueba el Reglamento General de Suministro y Contratación y se establecen las condiciones para la comercialización, agregación y la protección del consumidor de energía eléctrica”, cuyo plazo de alegaciones ha finalizado 13 SEP 2024. Vamos a esperar las nuevas condiciones para la figura del agregador independiente, derechos y obligaciones del consumidor directo en mercado, códigos de red (RD 647/2020) y acceso y conexión a redes (RD 1183/2020), prestando especial atención a instalaciones de gestión de la demanda y almacenamiento.