Principales impactos del RDL 10/2022 del `cap´ de gas

La medida, que es de carácter temporal, consiste en topar el precio del gas que aplicarán las plantas térmicas cuando hacen sus ofertas en el mercado mayorista

El pasado 14 de mayo se publicó el Real Decreto-ley 10/2022, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, que estará vigente durante 12 meses tras su inminente aprobación por parte de la Comisión Europea.

La medida consiste en topar el precio del gas que aplicarán las plantas térmicas cuando hacen sus ofertas en el mercado mayorista. Se comenzaría por 40 €/MWh durante los seis primeros meses y llegaría a 70 €/MWh en el último mes. Ello implica que el precio de la electricidad del mercado mayorista quedaría en niveles por debajo de 130 €/MWh (teniendo en cuenta que para producir una unidad de electricidad se necesita un poco más de dos de gas y que a ese importe hay que añadir el coste del CO2 y los costes que soportan las plantas térmicas -peajes).

Sin embargo, hay que tener en cuenta que a este precio de mercado habrá que añadir el coste del ajuste o “sobrecoste”, necesario para financiar la diferencia entre el precio del gas fijado en el mecanismo y su precio de mercado, multiplicado por la energía generada por las plantas térmicas afectadas. Ese sobrecoste se pagará entre todos consumidores que se beneficien de la medida, bien porque adquieran la energía a un precio directamente referenciado al valor del mercado mayorista (como es la tarifa regulada o PVPC) o bien porque hayan firmado o renovado un contrato teniendo ya en cuenta el efecto beneficioso del mecanismo sobre los precios mayoristas. De este modo, la demanda que no se beneficie de la medida porque haya suscrito instrumentos de cobertura, no deberá pagar dicho sobrecoste.

Adicionalmente, con el fin de limitar la exposición al mercado mayorista a los pequeños consumidores, así como de promover la demanda en el mercado a plazo, se incluye el mandato de modificar la metodología de cálculo de la tarifa regulada para incorporar referencias basadas en productos a plazo, además del mercado diario e intradiario. Se prevé que el nuevo PVPC, menos volátil, empiece a aplicarse desde el inicio de 2023.

Por otra parte, se incluyen modificaciones en el cálculo del mecanismo de ajuste por desviaciones del precio de mercado aplicable a las renovables reguladas (RECORE), obligándolas progresivamente acudir a los mercados a plazo a partir de 2023.

En esta tribuna me gustaría destacar los principales impactos de esta norma sobre los diferentes agentes del sector energético:

1.     Consumidores domésticos e industrias

Los principales beneficiarios de esta medida serán los consumidores domésticos acogidos a la tarifa regulada (PVPC) y la industria con contratos indexados al pool. Sin embargo, los consumidores con contratos de precio fijo o con acuerdos de compra a plazo (PPAs) cuando renueven sus contratos tendrán que incorporar el coste de la financiación del ajuste, por lo que se variabilizará su suministro energético. 

En definitiva, a la hora de decidir entre las ofertas de mercado libre (contratos a precio fijo, PPAs, etc.) y la tarifa regulada o la exposición directa al mercado mayorista, es preciso tener en cuenta que al precio del pool habrá que añadir el coste del ajuste, que podría situarse en una horquilla entre 20 y 45€/MWh, dependiendo del precio del gas, del nivel del cap y de las unidades de demanda que lo financien (cuanta más demanda esté obligada al pago, menor será el coste unitario). Si el precio del gas se vuelve a disparar este sobrecoste podría incluso ser superior.

Asimismo, la medida de limitar los precios de la electricidad permitirá reducir la inflación, lo que será positivo para la economía en su conjunto.

2.     Generadores de electricidad

El mecanismo afectará a todos los generadores, puesto que las instalaciones afectadas -centrales de ciclo combinado de gas natural, plantas de carbón y cogeneradoras que no se beneficien de un régimen retributivo específico-, deberán internalizar este tope al precio del gas en sus ofertas en el mercado, limitando a un máximo de unos 130€/MWh el precio marginal que se fije en el mercado mayorista.

3.     Comercializadores

Los comercializadores podrán resultar exentos del pago del ajuste por aquella parte de su energía que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo firmados antes del 26 de abril de 2022.

Para ello, deberán presentar ante OMIE la energía asociada a su posición neta compradora que se beneficia de coberturas a plazo, acompañada de una declaración responsable firmada por el consejero delegado o cargo de análoga responsabilidad.

En el caso de las compañías verticalmente integradas -generación y comercialización de un mismo grupo-, las comercializadoras podrán presentar la energía asociada a los contratos de suministro con los consumidores finales como medio de declaración de la exención de la energía.

Para ello, disponen de cinco días hábiles a contar desde la entrada en vigor del Real Decreto-ley.

Asimismo, deberán ajustar sus garantías para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del mecanismo de ajuste.

4.     Renovables, cogeneración y residuos con régimen regulado (RECORE)

Por último, la norma introduce una modificación del Real Decreto 413/2014, con el fin de incentivar la participación en los mercados a plazo de las instalaciones renovables, cogeneración y residuos acogidas al régimen retributivo específico (RECORE). Dicha participación se hará escalonada a partir de 2023, quedando exentas de este requisito las instalaciones de pequeño tamaño.

Publicado en Cinco Días