El plan, que se materializará a través de un inminente Real Decreto, ya ha sido remitido a la Comisión Nacional de Energía (CNE) y otros organismos consultivos para su informe. Lo harán por la vía de urgencia. El plan introduce cambios sustanciales en el sistema de producción de electricidad en España (incluso removiendo piezas que quedaron configuradas en 1997, con la Ley del Sector Eléctrico).
Independientemente de los tecnicismos, como restricciones técnicas, garantía de suministro o pagos por capacidad, el nuevo mecanismo es, en esencia, relativamente sencillo de entender. Consiste en meter en el sistema de generación eléctrica a una serie de centrales térmicas para que quemen carbón nacional, ahora fuera de mercado por falta de competitividad. El objetivo es dar salida a la producción de las minas españolas, y mantener el empleo en esta industria, una obsesión electoralista del presidente del Gobierno, José Luis Rodríguez Zapatero.
Interés nacional
Bajo el argumento de que el carbón autóctono es “estratégico” desde el punto de vista energético para España (muy dependiente del exterior en fuentes de abastecimiento), el Real Decreto crea el armazón normativo para que nueve centrales de carbón nacional puedan funcionar. Lo harán, de forma prioritaria, cobrando un precio tasado por cada megavatio hora (MWh) de luz producido, independientemente de que en el mercado mayorista (pool) existan otros precios más bajos, con otras tecnologías. Las centrales (son esas nueve por su proximidad a centros mineros), pertenecen a Endesa, Iberdrola, Gas Natural-Fenosa, HC Energía y E.ON. El precio oscila entre 47 y 63 euros, tal como adelantó EXPANSIÓN el pasado sábado.
La media aritmética es 57,33 euros, lo que supone un sobrecoste de más del 60% con respecto al mercado mayorista en estos momentos (la semana pasada, el MWh marcaba 33 euros en el pool). Cada central tendrá un cupo máximo de producción que, en total, suman en torno a 27 millones de MWh. Es un 10% de toda la demanda eléctrica en España. El sistema se extenderá durante tres ejercicios, hasta 2012. Teniendo en cuenta precios y cupos, el coste total será de 1.550 millones al año. Es decir, 4.650 millones de euros hasta 2012, sin incluir la actualización prevista (incrementos anuales del 2% en el precio por MWh). Como cualquier otro gasto en generación eléctrica, éste irá a parar a la cesta de costes del sistema eléctrico, el punto de partida para fijar las tarifas que pagan los usuarios.Es cierto que, si esos 27 millones de MWh no se producen con carbón nacional, habría que producirlos por otra vía, con sus respectivos costes. Éstos serían más bajos, en cualquier caso. Basta un cálculo sencillo, aunque teórico: 27 millones de MWh cuestan hoy en el pool 900 millones de euros.
Compensaciones
Además, hay que tener en cuenta la otra pata del plan. Meter a esas centrales de carbón en el sistema puede suponer la expulsión de otras térmicas. Por eso, para el resto de térmicas (otras también de carbón, de fuel o de gas natural) se ha establecido un mecanismo de compensación, por los MWh que dejen de producir por culpa de haber dado prioridad al carbón nacional.
Cobrarán el MWh a precio de pool, menos costes como el de las emisiones. En definitiva, se les garantizará el margen económico, a modo de lucro cesante. Las eléctricas tienen hasta el 15 de diciembre para adherirse al plan del carbón, presentando contratos de compra de mineral en firme hasta 2012.
Pendientes del efecto en la tarifa· La industria del carbón nacional ha sido deficitaria desde hace años, pero su situación entró en barrena este verano.
· Grandes eléctricas como Endesa y Unión Fenosa dejaron de comprar carbón nacional por su escasa competitividad y por la ralentización de la actividad de las centrales térmicas, a raíz de la caída de demanda de luz en España, debido a la crisis económica.
· Es difícil determinar el impacto que tendrá en la factura de la luz el sobrecoste por quemar carbón nacional en un momento que es más barato producir electricidad por otras vías.
· La subida de precios dependerá de cómo juegue el Ministerio de Industria con otros costes del sistema eléctrico, como las primas a las energías renovables.
· Además del precio tasado que cobrarán las centrales por producir luz con carbón nacional, hay que tener en cuenta las compensaciones que tendrán otras centrales por quedarse paradas.
· Si otras centrales se quedan fuera del sistema porque se ha dado prioridad al carbón nacional, cobrarán unas compensaciones, equivalentes al margen empresarial que hubieran tenido si hubieran generado luz (lucro cesante).
· Esas compensaciones pueden ser más elevadas si como consecuencia del parón, las centrales incurren en penalizaciones por rechazar los contratos de suministro de materias primas. Esto es especialmente importante en centrales de gas, que operan con contratos take or pay (pagas el suministro, te lo lleves o no).
Fuente: Expansion.com
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