Las eléctricas ya rompen contratos con las empresas y ponen en jaque sus planes

Los máximos históricos en la tarifa eléctrica están golpeando los presupuestos de las familias y, cada vez más, los planes estratégicos de las empresas. Las comercializadoras, tanto de los grandes grupos como las independientes, están rompiendo cada vez más contratos después del verano por ser insostenibles, según fuentes del mercado.

Las empresas especializadas en la comercialización de electricidad están alterando las previsiones de costes de las empresas, que contaban con tener atado este presupuesto a medio plazo. La casuística es múltiple, según explican consultoras, comercializadoras y varios despachos de abogados que ya trabajan en algunas rupturas por posibles litigios, según fuentes jurídicas. Por una parte, está habiendo renegociaciones de términos, especialmente en plazo, pero también se está registrando tras el verano una oleada de rupturas que obliga a las empresas a acudir al mercado con los precios a niveles récord, con el megavatio hora (MWh) en casi 190 euros.

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“La subida de costes afecta a muchas empresas, con un incremento medio del 35%. Estamos viendo casos en que un consumo de dos millones de euros antes de este repunte de precios pasa a ser 3,3 millones, con alzas de hasta el 60%, por eso está siendo un quebradero de cabeza la ruptura de contratos que están sufriendo muchas empresas. Además, notifican que dejarán de suministrar en 10 o 30 días”, explica Javier Díaz, responsable del área de Consultoría de Energía de Ayming.

En la consultora creen que los precios del megavatio hora podrán sobrepasar la barrera de los 200 euros este año, y que no se empezará a normalizar la situación hasta la primavera de 2022. “Hubo runrún en julio y agosto sobre posibles cambios en los contratos, y en septiembre se han disparado las renegociaciones y las rupturas”, comenta un consultor. En Ayming, por su parte, agregan que estos cambios o finalizaciones de contratos los habían visto solo en un par de casos en la última década, y ahora se acercan al 10% de las empresas que asesoran energéticamente. Suponen una alteración significativa de los presupuestos con que trabajan las empresas, especialmente en sectores que consumen altos niveles de electricidad, como fabricantes del sector del automóvil, químicas, papeleras o grupos privados hospitalarios.

La problemática surge porque hay contratos para periodos de entre dos y cuatro años que se firmaron cuando el megavatio hora estaba en 50 euros. Ahora, el coste es cuatro veces superior. Hay dos motivos que explican las cancelaciones. El primero es que las comercializadoras no siempre fijan el 100% del volumen comprometido (cubriéndose con electricidad comprada en el mercado de futuros por el volumen que ofrecen), sino que dejan un porcentaje a mercado con el que intentar extraer rentabilidad extra con el ‘timing’ de compra. Pero si no tenían fijado el 100%, se encuentran con que pueden tener que comprar a 180 euros para suministrarlo a 50 euros.

Por otro lado, también hay comercializadoras que tenían fijado el 100% o que son de un grupo que tiene la rama de generación y, por lo tanto, la subida debería ser casi neutral, pero que tienen la tentación de romper contratos para sacar más beneficio. Precisamente, porque tienen volúmenes fijados a 50 euros y pueden ofrecerlos ahora a precios casi cuatro veces más altos.

En las rupturas, además, la penalización no siempre es evidente en el contrato, principalmente porque cuando se firmaron los contratos un escenario como el actual quedaba muy lejos. Así, arguyen varios abogados que están trabajando en ello, a menudo “las cláusulas no son claras”. Si no lo son, las comercializadoras están aludiendo a la cláusula 'rebus sic stantibus', que hace referencia a alteraciones extraordinarias de las circunstancias que afectan al contrato. Esta cláusula ha sido muy utilizada con el coronavirus.

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Las comercializadoras descuentan que un porcentaje importante de las empresas que son clientes y con las que cesan unilateralmente el contrato no iniciarán ningún litigio. Para las que sí lo hagan, hay dos procedimientos. Hay contratos sometidos a arbitraje nacional, como la Cámara de Comercio o un colegio de abogados. Muchos otros acabarán en juzgados civiles de primera instancia. Los pasos siguientes serían Audiencia Provincial y Tribunal Supremo, donde fuentes jurídicas consultadas apuntan a que acabarán algunos casos en los próximos años.

Mientras, eso sí, las comercializadoras con mayores problemas de sostenibilidad por la subida de costes ganan tiempo para evitar que estos superen los ingresos en los contratos de medio y largo plazo. Esto ocurre especialmente en las comercializadoras que han sido más agresivas para captar clientes. El sector tiende a la concentración, pero sigue atomizado. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) tiene un registro de 671 comercializadoras de luz y 306 de gas, si bien en los grandes grupos hay varias empresas subsidiarias, pero en total hay más de 300.

“Hemos tenido que aceptar clientes a los que otras comercializadoras han decidido rescindir su contrato de electricidad antes de la finalización del periodo de permanencia, porque no han fijado sus coberturas de futuro para garantizar el suministro a esos clientes. Al acudir al mercado, tienen que comprar al precio del momento. Esto se traduce en que si a estos clientes se les siguen manteniendo sus condiciones contractuales, la comercializadora tiene que asumir la diferencia (€/mWh actual - €/mWh contrato)”, apuntan en una comercializadora independiente de los grandes grupos energéticos.

Entre los cambios contractuales, también están aumentando las renegociaciones de contratos. Luis Mingo Benedicto, socio del área mercantil de KPMG Abogados, indica que, en su experiencia, “las relaciones entre comercializadoras de electricidad y clientes giran más en el ámbito de la renegociación que en el del litigio, todo ello en un mercado sofisticado donde la práctica habitual de las comercializadoras es coberturar sus obligaciones de suministro en el medio plazo”.

La afectación en el negocio de las comercializadoras varía en función de la previsión con que estas acudan al mercado para hacerse con la energía que después venden a sus clientes. Habitualmente, las más grandes acuden a las subastas con más tiempo, lo que les permite estar mejor cubiertas ante la volatilidad de los precios, mientras que algunas de las pequeñas actúan con menos margen y, por tanto, son más sensibles a las alteraciones del mercado. Solo en el Reino Unido, un mercado totalmente desregulado y que está siendo especialmente golpeado por la crisis energética, nueve comercializadoras independientes han quebrado desde principios de año, con 1,9 millones de clientes afectados.

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Fuentes del sector apuntan a problemas para algunas empresas británicas que operan en España, como Ovo o Bulb. La primera ha cerrado el grifo de nuevos clientes en el Reino Unido, mientras que la segunda estaría buscando nuevos recursos financieros para afrontar la situación actual, según ha publicado el diario londinense ‘Financial Times’. Sin embargo, fuentes de Bulb consultadas por El Confidencial remarcan que la situación financiera de la compañía es sólida y que el escenario actual no afecta al corazón de su negocio en España, basado en comprar energía a medio y largo plazo y vendérsela a consumidores residenciales. De hecho, remarcan que ya han trasladado a sus clientes los ahorros relacionados con los recientes cambios regulatorios (como las bajadas de impuestos), aunque no descartan subidas en el futuro “si no queda más remedio” debido a la situación del mercado.

Grandes comercializadoras

Como Bulb, las grandes compañías actúan con previsión debido al mayor músculo financiero, que les permite adelantar el gasto, y a los importantes volúmenes que manejan. El instrumento que suelen utilizar es el de los llamados ‘ppa’, contratos de compraventa a largo plazo a un precio tasado, mediante los cuales las comercializadoras se aseguran sus costes de aprovisionamiento durante el tiempo en que estén vigentes. La alternativa es acudir directamente al mercado mayorista, que va de récord en récord y ha encarecido de forma muy notable la compra de energía. Como resume una fuente de una de las comercializadoras más importantes del país: “Tenemos todo cerrado para el año que viene y los vaivenes del mercado no nos afectan. Todo depende de las prácticas de cada uno”.

La compra a plazo limita el impacto de la subida de precios —al menos mientras no caducan los ‘ppa’ firmados en un contexto más favorable—, pero esto no significa que las principales eléctricas estén exentas de problemas para afrontar algunos contratos. Iberdrola, Endesa, EDP o Naturgy no solo son comercializadoras, sino también productoras, por lo que están afectadas por las nuevas regulaciones del Gobierno que limitan los ‘beneficios caídos del cielo’. Y ese es el pretexto que esgrimen para justificar las revisiones de sus compromisos. “Es una causa de fuerza mayor por un cambio legislativo”, argumenta la fuente.

En muchas ocasiones, estas empresas utilizan ‘ppa’ para vender directamente la energía que producen a los grandes clientes industriales, sin que intervenga una tercera parte. La misma fuente se queja de que la devolución de los 2.600 millones de euros que provocaría la medida del Gobierno significaría un coste extra para su empresa de entre 70 y 80 euros el megavatio hora, que en muchos casos es superior al propio contrato firmado con las industrias consumidoras. “Estamos en pérdidas”, asume.

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La patronal eléctrica ha denunciado en los últimos días lo que considera que es un escenario de inseguridad jurídica y las empresas del sector contactadas aseguran contemplar la posibilidad de utilizar vías legales para paralizar una decisión que, denuncian, las ha convertido en las cabezas de turco del problema energético. “Si el Gobierno decide cambiar esta ley o los tribunales así lo estiman, nosotros devolveríamos el dinero a nuestros clientes”, añade la fuente, en referencia al dinero de más que tendrían que pagar los consumidores si se avienen a renegociar los contratos al alza.

Sin embargo, también pueden oponerse y demandar a las compañías, dando lugar a litigios. La intención de las energéticas es evitarlos a toda costa. Es común que los acuerdos entre las eléctricas y los grandes clientes industriales contemplen cláusulas de salida, normalmente ligadas a situaciones excepcionales, pero las compañías del sector prefieren renegociar el contrato al alza antes que enfrentarse a posibles demandas por marcharse unilateralmente.

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Entre el jueves y el viernes de la semana pasada, Iberdrola se puso en contacto con los clientes institucionales para comunicarles su intención de revisar los acuerdos de compraventa. La empresa presidida por Ignacio Sánchez Galán ya replanteó el pasado verano sus compromisos con una veitena de empresas, entre las que se encuentran la cadena francesa de ropa deportiva Decathlon o Cirsa, el gigante del juego que la familia Lao ha vendido a Blackstone, según adelantó El Confidencial. Fuentes de Endesa reconocen que también están considerando la renegociación de contratos, así como otras alternativas para mitigar los efectos de la situación actual, que, a su juicio, “no ha sido provocada por tensiones competitivas del mercado, sino por el regulador”.

El problema se agrava en el caso de que la demanda comprometida supere la producción disponible, ya que en ese caso no queda otra que colmar lo pactado con los clientes acudiendo a los prohibitivos mercados mayoristas. Y a esto, consideran las mismas fuentes, es a lo que aboca el real decreto aprobado por el Gobierno, ya que obliga a las eléctricas a subastar una parte de su generación, detrayéndola de sus compromisos con las industrias.

Récords de precios

El precio de la electricidad ha batido todos los récords en los últimos dos meses, el más reciente este mismo miércoles, cuando ha llegado a un máximo histórico de 189,9 euros el megavatio hora en el mercado mayorista de la península Ibérica. El contexto inflacionista actual, marcado por el alza de las materias primas —en un escenario de políticas monetarias expansivas y restricciones al comercio internacional como consecuencia de la pandemia—, ayuda a entender la situación, que según el mayor ‘trader’ de electricidad en Europa se podría prolongar hasta 2024.

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Hay dos factores que inciden directamente en el descontrol de los precios a lo largo y ancho del continente: el encarecimiento de los derechos de emisión de CO₂, que han generado un mercado secundario fuertemente especulativo durante los últimos años al calor de la transición energética, y, sobre todo, el ‘rally’ de los precios del gas, muy condicionado por el espectacular aumento de la demanda procedente de China y la dependencia de proveedores poco fiables, como Rusia o los países del norte de África.

La alarma social causada por esta situación, que afecta especialmente a los nueve millones de hogares acogidos a la tarifa regulada de la luz, ha llevado al Gobierno a aprobar un paquete de medidas que intentan limitar el impacto de la subida de los precios mayoristas en la factura que pagan los consumidores, que ya es la más alta de la última década.

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Además de diferentes rebajas fiscales, destaca la limitación de los llamados ‘beneficios caídos del cielo’, que supondrán un hachazo de 2.600 millones en las cuentas de las empresas productoras de energía hidráulica y nuclear, que hasta ahora aprovechaban el sistema de negociación marginalista y el entorno de precios altos para vender la electricidad mucho más cara que lo que les costaba generarla. Las grandes eléctricas, como Iberdrola o Endesa, son las más afectadas por este cambio regulatorio, mientras que la mayor parte del negocio renovable quedará a salvo, al contar con un régimen propio de remuneración.

En medio de esta tormenta de precios que sufren las empresas, cada vez hay más interés por establecer una estrategia de suministro, según consultoras especializadas. Todas coinciden en evitar ahora contratos de largo plazo. “El mercado cotiza a 100 euros en 2022 y en 2023 no llega a 70 euros. Estamos apostando por contratos de corto plazo con el mercado diario, para comprar a más plazo cuando haya caídas. Ya hemos empezado a comprar volúmenes en 2025, con posiciones conservadoras para clientes que necesitan estabilidad de presupuestos. Hasta ahora no había liquidez para adquirir volúmenes a 2025”, resume Javier Díaz, de Ayming.