Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) revierte en OCT a 90,1 €/MWh, -13,2 €/MWh (-12,8%) respecto SEP (103,3 €/MWh) debido a menor demanda y mayor producible renovable (solar, eólica, hidráulica) y menores precios de gas. Dicho precio de OCT 2023 ha sido -37,1 €/MWh (-29,1%) inferior al de OCT 2022 (127,2 €/MWh). Esta variación NO tiene en cuenta el ajuste del precio por la compensación del gas, que en OCT ha sido nulo (0 €/MWh), pero sigue suponiendo cambio en reglas de formación de ofertas de generación térmica en el pool.
La excepción ibérica del gobierno para tratar de desacoplar el precio del pool respecto al precio del gas, según Real Decreto-Ley 10/2022, el CAP de precio de gas contempla inicialmente un precio mínimo de referencia del gas (Prgn) de 40 €/MWh, y actualmente se ha elevado a 63,9 €/MWh a raíz de la aprobación del RDL3/2023, extendiendo dicho mecanismo hasta 31 DIC 2023 (que alcanzará 65 €/MWh). El perfil en contango del precio de referencia del gas diverge con el nivel de precios internacionales del gas a medio plazo, sin activarse desde Marzo 2023. Si el perfil fuese en backwardation, podría inducir competencia y eficiencia en los precios finales del pool y, por ende, en los precios finales del suministro de electricidad a cliente final.
Para convertir ese límite de referencia de precio de gas a precio de oferta de generación eléctrica se aplica el cociente 55% de eficiencia de las plantas térmicas de Turbinas de Gas de Ciclo Combinado (CCGT). Es decir, debe multiplicarse por un coeficiente de 1,82. Y al cliente final se le repercute además el coeficiente de las pérdidas horarias en redes de distribución y transporte. Dado que dicho precio de referencia de gas es excesivamente alto, NO se ha superado en MIBGAS desde MAR hasta SEP y también en lo que llevamos de OCT.
El mecanismo podría haber establecido senda bajista del precio de referencia del gas para inducir eficiencia económica (competencia), es decir, un impacto favorable a los consumidores de electricidad. Pero parece que NO aprendemos de los errores, a menos de que el objetivo sea consolidar precios altos de la electricidad. La excepción ibérica se ha extendido hasta 31 Dic 2023 prácticamente para nada, ya que los futuros trimestrales anticipan precio del gas inferior a 41 €/MWh (último trimestre, Q4), gas de OCT ha cerrado a 43,2, se espera NOV a 37,7 y DIC a 40,4 €/MWh. Es un mecanismo que sigue distorsionando ambos mercados (gas y electricidad). Por tanto, con este mecanismo es imposible inducir precios competitivos para la industria. Por el contrario, puede considerarse un supuesto incentivo perverso para seguir sufriendo precios elevados (ofertas térmicas y ofertas basadas en el valor del agua y coste de oportunidad de las renovables, en general, y las hidráulicas en particular, y aún más especulación con las de bombeo y baterías).
Sumando el precio medio del mercado diario y el precio medio del ajuste, el resultado total para los compradores ha repuntado en verano 2022 y desde entonces con la bajada de precios del gas ha ido cayendo hasta cero desde MAR 2023. Sin embargo, los niveles de precios del pool siguen siendo más del doble que los niveles razonables históricos del pool. No podemos alegrarnos de tal desgracia para los consumidores.
Al cierre de este informe en NOV no hay ajustes de precios en todos los días y horas, porque el índice diario de gas en MIBGAS ha resultado superior al precio de referencia del gas (63,9 €/MWh) haciendo inútil la excepción ibérica, sin existir un mecanismo para incentivar una bajada correctiva de los precios del gas ni de la electricidad. Aún queda mucho recorrido para alcanzar niveles de precios competitivos tanto de electricidad como de gas. Muchísimo por hacer. No basta quedarse de brazos cruzados y seguir especulando a ver si los precios del gas siguen cayendo, o bien que por arte de magia concluyan (no empeoren) las guerras en Ucrania e Israel. Los presupuestos tan elevados de la energía están obligando el cierre parcial o total de industrias y PYMES, o bien a la deslocalización hacia otros países donde se preocupan en establecer medidas eficaces a favor de las industrias.
El susodicho tope o techo de gas es realmente un suelo del precio de gas para los compradores. En ningún momento se ha capado el precio del MIBGAS para definir la excepción ibérica como un techo del gas. Tampoco se ha rectificado para volver a establecer el tope del precio del mercado mayorista en torno a 180 €/MWh. Las plantas térmicas, especialmente las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT’s) ahora cuentan con un incentivo establecido de forma regulada para no comprar gas más barato, sabiendo el índice del MIBGAS para el día de entrega (Prgn), que se le compensará respecto al de referencia (63,9 €/MWh en NOV 2023) aunque su precio real de adquisición de gas sea más barato.
El aumento de la volatilidad y del nivel de los precios del pool coinciden con el inoportuno cambio regulatorio establecido por el gobierno a inicios de Julio 2021, amparado por la transposición de medidas paneuropeas. Nuevas reglas del pool:
- Los límites mínimos y máximos de los precios horarios del pool (mercado diario) han pasado de la banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [-500, +3.000 €/MWh]. Aún no se ha notado el efecto de que se pague por consumir energía (precios negativos), equivalente a que los generadores paguen por no parar y arrancar de nuevo, e inclusive se pueda cobrar por bombear (cargar) aguas arriba de un embalse (una batería) para turbinar (descargar) en horas de precios altos (positivos).
- Los límites mínimos y máximos de los precios horarios de los mercados intradiarios (continuos) han pasado de la misma banda inicial [0, +180 €/MWh] a la nueva banda [+/-9.999 €/MWh], máximo valor que permite el display/campo de la plataforma electrónica del mercado, una auténtica locura sin pies ni cabeza, un disparate que no tiene ninguna justificación técnico-económica-financiera-ambiental-legal.
Las subidas del precio del pool desde Julio 2021 se deben en parte a estos límites, porque se permite que se superen los techos pactados (180 €/MWh) al liberalizarse el mercado eléctrico hace más de dos décadas, (mediante pacto entre todos los agentes del mercado: generadores, comercializadores, representantes de las asociaciones de consumidores y gobierno), induciendo un incentivo perverso a los agentes del mercado que pueden ejercer su poder de mercado en los precios, además de incrementar el valor del agua de los embalses anuales e hiperanuales, así como del coste de oportunidad de turbinar (producción hidráulica) frente a almacenar agua a medio/largo plazo, y de las plantas de bombeo (puro y mixto) a corto plazo, pues una planta térmica (tipo CCGT) no tiene un coste marginal REAL a largo plazo como los marcados en la mayor parte de las horas del pool (corto plazo) ni para el total del gas quemado. La hidráulica con embalse se está poniendo en evidencia maximizando sus beneficios en lugar de minimizar los costes del mercado, incorporando costes de oportunidad excesivamente elevados.
Las nuevas reglas prevén una segunda casación cuando el precio del mercado resulte fuera de la banda -150 y +1.500 €/MWh para tratar de inducir ofertas dentro de esa banda. Pero siguen siendo límites descabellados. Se baraja un aumento del techo actual a los 4.000 €/MWh, lo cual puede agravar aún más el problema.
Con el nuevo sistema de CAP de precio de gas, no se contempla ninguna medida contra otras tecnologías, que pueden seguir ofertando por encima del coste de oportunidad del gas y/o de la energía no suministrada. De allí que el pool esté muy alto y con precios del gas no tan elevados, Tampoco se contempla ninguna medida para controlar el precio del MIBGAS. En ese sentido es muy importante la vigilancia y supervisión del mercado gasista secundario español (MIBGAS), que parece ya está corrigiendo niveles asequibles y menos ruinosos, pero seguimos viendo precios muy altos, y ojalá no sea un descanso para volver a coger impulso en 2024-2025. En compras de gas los consumidores en España se sienten víctimas de los precios internacionales, sin medidas regulatorias paliativas contundentes, excepto para ciertos sectores industriales. La Comunidad Autónoma de Andalucía ha tomado la delantera al gobierno central promulgando y activando un sistema de ayudas por excesivos precios de la energía. A ver si siguen el ejemplo las demás CCAA. Hay que evitar el cierre o deslocalización industrial.
Desde la perspectiva del commodity como tal, no se justifican los precios de los mercados primarios a los niveles desorbitantes que se han estado sometiendo y siguen arruinando a los consumidores con la mano blanda de los reguladores y poderes políticos y judiciales, nacionales y paneuropeos, si bien desde la Comisión Europea ha intentado poner orden en los hubs de gas europeos (especialmente el TTF holandés) para frenar o mitigar o acabar con tal especulación, pero no ha conseguido una reversión a la media. Llega tarde y mal. Desde el 15 FEB 2023, la CE ha establecido (casi al final del invierno) un tope de gas en Europa a 180 €/MWh (en España a 50 FEB, 55 MAR, 56,1 ABR, 57,2 MAY, 58,3 JUN, 59,4 JUL, 60,6 AGO, 61,7 SEP, 62,8 OCT, 63,9 NOV). Parece que los políticos europeos no saben lo que es pagar una factura de gas con ese límite plano (para electricidad supondría un tope de 180/55% = 327,3 €/MWh). Así prácticamente nunca se activarían las medidas de compensación que propone la CE. Por el contrario, niveles tan altos, por encima de lo que ya ha bajado el gas, envía señales económicas distorsionadoras, e incentivos perversos a los especuladores a corto, medio y largo plazo. Es como legalizar o permitir especulación energética. Fracaso y suspenso para los responsables y empoderados europeos y nacionales. Precisamente esto es parte del proceso inflacionista, empobrecimiento de las personas físicas y jurídicas. Si nadie pone freno, Europa entrará en una pobreza energética para todos los sectores de consumo: residencial, comercial, industrial y la propia administración pública.
Volviendo al análisis de los precios, 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 31Dic 2021 y las nuevas medidas del 31 Mar 2022, extendidas hasta 31 Dic 2022, y la actualización desde 1 ENE 2023 son insuficientes y en la mayoría de casos no favorecen a todas las industrias. Para evitar un palo mayor y como hemos estado en año de elecciones municipales y autonómicas, y nacionales (23JUL) se han extendido hasta 31 Dic 2023.
Los precios del pool ya estaban elevados antes del 24F/2022 (inicio conflicto Rusia-Ucrania), si bien la guerra y las sanciones contra Rusia han provocado un repunte mayor de los precios de todos los combustibles y mercados mayoristas, que han estado y siguen asfixiando a los minoristas, porque aún NO hemos bajado a niveles razonables para competir en un mercado globalizado, todo lo contrario, empieza a repuntar otra vez el coste del gas como antesala del invierno. La reactivación del conflicto en Gaza, por militares de Hamas contra civiles judíos, ha presionado al alza los precios internacionales del petróleo y del gas, pero al parecer han tocado máximos y han empezado a relajarse.
De hecho, la estimación del Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 se estima en 86,9 €/MWh, lo cual supone un decremento de -8,0% (-7,6 €/MWh) respecto al nivel previsto hace un mes (94,5 €/MWh). El futuro 2023 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 39,9, medio 79,1 y máximo 351,0. 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). Pero nadie se esperaba que en menos de tres años el precio anual se multiplicase por 5 veces y actualmente siga casi triplicado (+256%), sin incluir eventual ajuste del gas. Desde luego, la Comisión Europea ha tardado en concluir que los mercados de electricidad, CO2 y hubs de gas estaban totalmente descontrolados, sin tomar medidas eficaces, y seguimos en panorama crítico. Europa y ningún país 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. Seguimos en un estado de emergencia energética. Si paseamos por cualquier calle, ya se aprecian locales cerrados, y muchas empresas están dejando de producir, hay escasez de productos manufacturados, inclusive en el sector farmacéutico. Pinta muy mal el medio plazo. Lo peor es que no se vislumbra un golpe en la mesa y medidas contundentes de nuestros gobernantes a nivel nacional y europeo. La esperanza es lo último que se pierde, pero si alguna solución llegase, será probablemente muy tarde para muchas empresas que no sobrevivirán a este proceso de precios energéticos fuera de control.
Las comercializadoras están asfixiadas por aumento de “pufos” (posiciones deudoras) de clientes morosos. Los bajos ratings (scoring) financieros están introduciendo ciertas dificultades en las renovaciones de contratos. En muchos casos, las aseguradoras no están cubriendo el riesgo de crédito o impago, y las comercializadoras no pueden asumir ese riesgo del todo. Podría inducirse o brindar apoyo financiero en ese sentido de parte del gobierno para no encarecer aún más el suministro a cliente final. Las comercializadoras en algunos países de nuestro entorno están empezando a cerrar sus operaciones y abren campañas de ventas sólo para ciertos segmentos de clientes preferentes. La situación comercial sigue de mal a peor.
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. Ojalá nos equivoquemos.
No se alegra quien no quiere, hace dos meses los precios de 2023 estaban en contango respecto al 2022, pero la bajada del gas antes del verano ha revertido la curva de precios forward, pasando 2023 a backwardation, pero con la reciente subida del gas a finales del verano, 2024 está en contango respecto a 2023. Los futuros a largo (2025-2029) y muy largo plazo (2030-2033), están en backwardation respecto a 2024. PPA’s han tocado máximos a mediados de OCT con una fuerte caída para el primer quinquenio en NOV.
- 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 supera el precio medio del pool de 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, debido a elevados precios del gas (antes y después del citado conflicto), sin incluir el ajuste del gas de 15 JUN a 31 DIC.
- Los futuros desde 2023 (benchmark) hasta 2033 mantienen perfil en backwardation respecto a 2024, pero curva forward bajando en 2023-2025 y subiendo en 2026-2033.
Aquellas empresas con visión largo-placista pueden suscribir PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, ahora es buen momento para asegurar presupuestos competitivos a largo plazo, gestionando el riesgo hacia adelante (resto 2023 y todo 2024 y también 2025-2033). La coyuntura energética podría prolongarse en el tiempo si no concluye el conflicto Rusia-Ucrania y el de Israel-Palestina, aunque ahora parece que se tomarán un descanso (tregua). La fuerte caída del precio del gas se debe en parte a la menor demanda y mayor oferta de gas a nivel mundial a medio-largo plazo. Pero China está recuperando demanda y actividad económica en general, eso seguirá presionando el precio del Brent y del gas. En NYMEX se están notando una fuerte caída del gas. Por otro lado, ciertos países están reduciendo su oferta de gas por falta de inversión a boca de pozo. EEUU ha abierto la posibilidad de inversión en hidrocarburos en Venezuela, como posible estrategia para mitigar el riesgo de aprovisionamiento por los citados conflictos bélicos, pero eso podrá beneficiar a EEUU, y no necesariamente a Europa.
Antes del ajuste por el supuesto tope de gas, los PPA’s con renovables cotizaban a niveles de aprox. 82 €/MWh con fuerte tendencia alcista por niveles de precios a partir de Jul 2022. Desde 12 Julio 2022, en OMIP ya contamos con productos PPA a 5 años y 10 años, que están induciendo señales más competitivas.
El PPA Carga Base del lustro de Ene 2024 a Dic 2028 revierte fuertemente de 81,9 a 77,4 (decremento -4,5 €/MWh, -5,5%), respecto valores hace un mes. PPA a 5 años empezando el 2025 sube un poco, desde los 67,9 a 68,1 €/MWh (+0,2 €/MWh, +0,3%).
PPA carga base a 10 años empezando en Ene 2024 y hasta 31 Dic 2033 cae por efecto de la bajada a medio plazo de 64,1 a 62,1 €/MWh (-2,0 €/MWh, -3,2%).
NOVEDAD IMPORTANTE: Tal como ya habíamos advertido, en cualquier momento los PPA’s con perfil Solar podrían abaratarse aún más respecto al perfil Base. Hace 5 meses, los precios solares eran unos -3,0 y -3,5 €/MWh inferiores al perfil Carga Base. Pero desde JUN 2023, la diferencia ha cambiado espectacularmente (entre -18 y -21 €/MWh). Es decir, el precio Solar ha pasado de estar entre un 3% y 7% a estar entre un 21% y 42% respecto al precio Base desde el verano. Podéis ver comparaciones de perfiles Solar y Base en fichero Excel, Output 0, consolidándose dichas diferencias en los dos últimos meses.
Los precios PPA’s carga solar a 5 años empezando en 2024 revierten desde MAY-JUN-JUL a niveles de 70,9-49,3-49,2 €/MWh, respectivamente. Pero en SEP han repuntado a 54,6 tocando máximo en OCT a 62,4 €/MWh, ya cayendo a 57,9 en NOV.
Empezando en 2025 los PPA’s carga solar a 5 años han caído a 60,1-40,8-39,5 €/MWh en MAY-JUN-JUL. Pero en SEP han repuntado a 42,6, OCT a 48,9 €/MWh y NOV a 49,1. Muestra nivel de saturación.
Los PPA’s carga 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 €/MWh, ya cayendo a 43,0 en NOV.
La decisión de un PPA carga Base o Solar, comenzando en 2025 en vez de 2024 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), aumentando 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 oración 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). Esa inflexibilidad es realmente una restricción regulatoria que impide la cobertura óptima de la demanda de los suministros.
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. 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). 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, 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.
Se están planteando proyectos de hibridación con solar fotovoltaica, minieólica de eje vertical y almacenamiento para reducir el payback de la inversión en cogeneración y/o en renovables. Pero se requiere una excepcionalidad para vertidos o excedentes a la red cuando la planta de cogeneración reduce su producción por menor demanda de energía térmica.
De cara al consumidor final se mantiene la bajada del IVA y el Impuesto Especial sobre la Electricidad, y además la reducción de los cargos, tanto del término de energía como de potencia. Esta bajada de cargos e impuestos reduce los precios regulados pero queda diluida por el elevado precio del pool. El consumidor no percibe los efectos de estas medidas.
Con el fin de impulsar el autoconsumo de proximidad, se ha aumentado (desde 1 km a 2 km) la distancia permitida entre el consumidor y las plantas de generación con tecnología fotovoltaica ubicadas en la cubierta de una o varias edificaciones. Los nuevos peajes contemplan una actualización de los peajes para estos casos, valores mínimos, pero hay que tenerlos en cuenta.
Se mantiene la reducción del impuesto especial de la electricidad, del 5,11% al 0,5%, hasta el 31 de diciembre de 2023.
Para los suministros de no más de 10 kW de potencia contratada se prorroga la tasa de IVA reducida del 5% hasta el 31 de diciembre de 2023.
El precio del Fondo Nacional de Eficiencia Energética aumenta a 0,565452 €/MWh (antes 0,235) desde el día 31 Mar 2023, según Orden TED/296/2023, de 27 de marzo, por la que se establecen las obligaciones de aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética en el año 2023. Se supone que esa tremenda subida es para incentivar medidas de ahorro.
Los peajes y cargos del sistema siguen tal cual desde 1 Enero 2023.
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.
Muchos CEI’s reconocidos legalmente como tal, e inclusive habiéndose renovado la autorización administrativa recientemente como CEI, han quedado fuera del nuevo Estatuto, y ya han recibido notificación previa de baja por supuesto incumplimiento (no pertenecer a sectores habilitados), permitiendo 10 días hábiles para presentar alegaciones, quedando abierta la posibilidad de presentar posteriormente recurso contencioso administrativo por daños patrimoniales y daños y perjuicios derivados principalmente por obligaciones de suscribir PPA’s e implantar la ISO ambiental 50.001. Aparte de disponer de derechos adquiridos es un trato arbitrario y discriminatorio, sin ninguna medida paliativa. Otra inseguridad jurídica amparada en decisiones de la Comisión Europea dentro de la nueva política ambiental (ecológica).
Las solicitudes de ayudas de CEI para compensar los cargos del sistema durante 2022. Se han presentado dentro del plazo del 18 Jul al 14 Ago 2023. Extracto de la Orden de 7 de julio de 2023, por la que se convoca en 2023 la concesión de las subvenciones dispuestas en el Título III del Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los consumidores electrointensivos, correspondientes a cargos soportados durante el año 2022 por la financiación de la retribución específica a renovables y cogeneración de alta eficiencia y por la financiación adicional en los territorios no peninsulares.
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. Se desconoce aún si habrá que aprovisionar la eventual devolución de las ayudas que se podrían estar percibiendo en 2023 derivadas de las convocatorias de ayudas anteriores (2021), caso de reclamación administrativa por ingresos indebidos. No se puede seguir consumiendo con este tipo de incertidumbres.
De hecho, a mediados de OCT 2023 se han concedido de forma preliminar las ayudas a CEI, condicionando la concesión final de estas ayudas a la acreditación del cumplimiento de los plazos de pago establecidos en la Ley 3/2004, de 29 de diciembre, por la que se establecen medidas de lucha contra la morosidad en las operaciones comerciales, en un plazo excesivamente corto (10 días hábiles a partir del día siguiente a la recepción de la notificación). Esta acreditación se deberá aportar a través del registro electrónico del Ministerio (MINCOTUR) y deberá realizarse por los correspondientes medios de prueba. Las ayudas suponen ahorros en Cargos del Sistema eléctrico, lo cual es insuficiente porque NO compensa ni los peajes ni los elevadísimos costes de la materia prima desregulados (precio del mercado eléctrico, retailing o commodity). Cabe decir que esta convocatoria se considera una oportunidad perdida, pues en total, las ayudas para 488 solicitantes (CEI) ascienden a 31 millones de euros, sin poder cubrirse el presupuesto previsto (86 millones de euros). Por tanto, se pierden 55 millones que hubiesen venido bien no sólo a los CEI, sino a los demás consumidores industriales, bien por no estar incluidos en los sectores habilitados o bien por no cumplir alguno de los requisitos establecidos para obtener el alta de CEI o bien no haber solicitado el alta por desconocer que cumple los requisitos, etc. Desde luego, la mayoría de PYMES, microempresas y autónomos no tienen esa opcionalidad y no perciben ninguna ayuda paliativa.
