El martes 10 de diciembre, la conferencia organizada por la Unión Francesa de la Energía (UFE) fue escenario de una escena cuanto menos sorprendente. Invitado a una mesa redonda titulada “La electricidad, el motor de nuestra vida diaria”Patrick Pouyanné, director general de TotalEnergies, se mostró a favor de la prórroga “durante dos o tres años” de Acceso Regulado a la Electricidad Nuclear Histórica (Arenh), acrónimo bárbaro que designa un mecanismo de regulación de los precios de la electricidad. Objetivo : “Dar visibilidad (…) y tranquilizar a todos”.
Electricidad: las opciones del gobierno para gravar a EDF
Enfrente, Luc Rémont, director general de EDF, cuyo capital pertenece al 100% al Estado, descartó por enésima vez cualquier nueva regulación de precios. Según él, tal prórroga llevaría a EDF a “detener las inversiones” lo que reduciría los volúmenes “electricidad del futuro”.
“Me sorprendes, Patrick, porque en general no te escucho pedir sistemas regulados”incluso dividió al líder.
inversión de roles
¿Cómo explicar que un actor privado defienda un mecanismo regulatorio y, por el contrario, una empresa pública lo rechace? “ En realidad, Patrick Pouyanné no es estrictamente partidario de un mecanismo regulador, pero considera que su ampliación, con ajustes, sería un mal menor dada la imprecisión actual. », matiza Nicolas Goldberg, experto en energía de Colombus Consulting, señalando que no es la primera vez que el director general de TotalEnergies ocupa este cargo.
Para comprender tal inversión de roles, debemos volver al contexto actual del mercado eléctrico en Francia. Desde 2011, Arenh ha obligado a EDF a vender parte de su producción (100 teravatios hora) a 42 euros el megavatio hora, un precio muy por debajo de sus costes de producción. Pero este sistema desaparecerá a finales de 2025.
¿Con qué reemplazarlo? Hace un año, tras duras negociaciones, Bruno Le Maire, entonces ministro de Economía, desveló a bombo y platillo el nuevo acuerdo alcanzado con EDF. En términos generales, el ejecutivo abandonó la idea de regular los precios de la electricidad nuclear a un nivel cercano a los costes de producción, es decir, alrededor de 60 euros/MWh, prefiriendo un sistema “todo mercado”.
Un acuerdo criticado por todos lados
En otras palabras, las autoridades públicas no regularán la venta de electricidad nuclear en el mercado mayorista (donde los proveedores negocian y compran la electricidad a los productores, antes de comercializarla en el mercado minorista y luego distribuirla a través de la red de distribución). o precios mínimos. Este enfoque sólo se complementará con un sistema de límites máximos, que permitirá compartir las rentas de las ventas de electricidad nuclear por encima de ciertos umbrales.
A cambio de este mecanismo mucho menos restrictivo para EDF, el grupo liderado por Luc Rémont tuvo que desarrollar nuevas ofertas comerciales a medio plazo para que sus competidores, proveedores alternativos, pudieran abastecerse. El electricista también tuvo que negociar contratos de suministro con clientes profesionales. A este respecto, EDF se vio especialmente obligada a celebrar contratos específicos con los industriales más intensivos en energía, llamados “electrointensivos”, los CAPN, para los contratos de asignación de producción nuclear. El principio: reservar una parte de la producción del parque atómico para estas fábricas durante largos períodos a precios supuestamente atractivos a cambio de una “ventaja inicial” y de compartir riesgos.
Pero, un año después de su entrada en órbita, sólo se firmaron seis cartas de intención (no vinculantes) para aproximadamente 10,5 teravatios hora (TWh) de consumo. Un nivel insuficiente según el Gobierno saliente, que el jueves pasado lanzó un ultimátum a EDF: alcanzar al menos 20 TWh antes de finales de enero. De lo contrario, según nuestras informaciones, habrá que reconsiderar el modo de regulación de los precios del EDF por parte del Estado. Lo que EDF niega.
Sin embargo, el acuerdo sigue siendo muy criticado tanto por proveedores como por fabricantes alternativos. Sin embargo, TotalEnergies desempeña dos funciones: es un gran consumidor de electrones, en particular para impulsar los procesos de sus refinerías. Es también, y sobre todo, uno de los principales competidores de EDF en el mercado del suministro de electricidad. La mayor cuenta con 5 millones de clientes de gas y electricidad en Francia. Y es principalmente por eso que la multinacional está preocupada.
Proveedores alternativos preocupados
“Todavía no tenemos un nuevo sistema” y “Esta falta de visibilidad no inspira confianza”señaló Patrick Pouyanné. “Estoy un poco preocupado (…). Necesitamos saber urgentemente hacia dónde vamos”subrayó además. Un contexto que le empuja a preferir la conservación del Arenh “corrigiendo los defectos”con un precio superior a los 60 euros por MWh, es decir, el coste de producción nuclear estimado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE)
Desde hace varios meses, proveedores alternativos, pero se supone que son los primeros promotores de una lógica de todo mercado, señalan el riesgo de disfunción del mercado y, en particular, de falta de liquidez en un contexto en el que las reglas del juego no están niveladas.
“Nuestro punto de atención es garantizar que EDF no corra el riesgo de secar el mercado. Hoy nos encontramos en una situación con un productor muy dominante. [EDF, ndlr]donde no hay separación entre el productor de EDF y el proveedor de EDF y donde tampoco hay recomendaciones sobre qué volúmenes de electricidad debe comercializar EDF y cuándo”, resumió, hace unos meses, La tribuna un proveedor.
Mercado eléctrico posterior a 2025: los proveedores alternativos están preocupados por la competencia desleal con EDF
« El óptimo económico sería que el productor de EDF colocara todas sus capacidades nucleares en el mercado mayorista y que el proveedor de EDF se abasteciera en este mercado del mismo modo que otros proveedores. », explica esta misma empresa. Para limitar el riesgo de distorsión de la competencia, la empresa en cuestión pide el establecimiento de salvaguardias ex ante “ Garantizar que se puedan comercializar volúmenes de electricidad nuclear de forma predecible. “, explica.
« No hay liquidez »
De lo contrario, aseguramos que la falta de liquidez y visibilidad podría llevar a proveedores alternativos a abastecerse de mercados vecinos. “ Lo que provocaría un aumento de nuestros costes, porque tendríamos que pagar sobre todo los diferenciales. [la différence entre une valeur constatée et une valeur de référence, ndlr] y el costo del transporte », desarrolla este competidor de EDF. Suficiente para provocar un aumento mecánico de la cuota de mercado del electricista histórico, ofreciendo precios más competitivos.
La liquidez del mercado no está ahí. », añade otro competidor de EDF. “ Esto puede hacer que perdamos clientes porque no somos capaces de satisfacer sus necesidades. », explica este mismo proveedor, que señala “ falta de profundidad » sobre los plazos de 2028, 2029 «. Desde el momento en que el mercado no es líquido, no se puede cubrir [un fournisseur se couvre en achetant des produits à terme négociés bien avant leur date de livraison pour éviter de s’exposer à la volatilité des prix de l’électricité sur le marché spot, ndlr]en condiciones óptimas, lo que genera por tanto una prima de riesgo, que contribuye a incrementar el precio de la electricidad. A su vez, te posicionas en relación a un actor capaz de cubrirse perfectamente. », explica.
Consciente de estas cuestiones, el regulador energético recientemente reorientó a EDF hacia estas cuestiones de liquidez y transparencia.
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