La cantidad para subastar ascenderá a 6.387 megavatios (MW) de potencia, de los que 5.981 corresponderán al producto base, y los 406 MW restantes, al producto punta.

La resolución de la Secretaría de Estado de Energía publicada determina también el volumen máximo de energía que podrán comprar las empresas comercializadoras de la tarifa de último recurso (TUR), la única que fija el Gobierno desde julio de 2009 y a la que pueden acogerse los consumidores con una potencia inferior o igual a 10 kilovatios.

Endesa es la eléctrica a la que mayor cantidad de potencia le corresponde, un total de 2.738 MW entre el producto punta y base; seguida de Iberdrola, con 2.447 MW; Gas Natural, con 986 MW en total; E.On, con 118 MW y Hc Energía, con 986 MW.

Del resultado de esta subasta dependerá cerca de la mitad de la tarifa eléctrica que deberán pagar los consumidores a partir de abril.

El otro componente para el cálculo de la tarifa son los peajes eléctricos, que pagan todos los usuarios y que remuneran los costes regulados del sistema eléctrico, como las primas a las renovables, el transporte o la distribución.

En la pasada subasta, que ahora se realizan con carácter trimestral, el coste de la electricidad se encareció entre un 1,86 %, en el caso de la carga punta, hasta los 53,99 euros el megavatio hora (MWh) y un 4,3%, en la carga base, hasta 49,07 euros (MWh).

No obstante, y a pesar de que los peajes de acceso se congelaron para el primer trimestre, la luz se encareció cerca de un 10% en enero.

De estos 2.000 millones de euros, la mitad, unos 1.040 millones de euros volverán a corresponder previsiblemente a Endesa, mientras que Iberdrola obtendrá alrededor 602 millones y Gas Natural, unos 224 millones.

Serían, si no se alteran los porcentajes de distribución fijados para la anterior emisión, las mismas cantidades que cobraron estas compañías con la colocación de los primeros 2.000 millones de esta deuda, que se ha ido acumulando por resultar los ingresos vía recibo de la luz insuficientes para cubrir todos los costes que soporta la tarifa eléctrica.

Entre el resto de grandes compañías que operan en España, HC Energía y E.On España, y Elcogás, participada también por las eléctricas, se reparten la cantidad restantes.

El Tesoro, a través del Fondo de Amortización del Déficit Eléctrico (FADE), creado para sacar al mercado los derechos de cobro de esta deuda, colocó el pasado 11 de enero 2.000 millones de euros en una primera emisión y el 15 de febrero, otros 2.000 millones.

De esta primera colocación, a Endesa le correspondieron derechos de cobro por el 52,15 %; a Iberdrola, por el 30,19 %; y a Gas Natural Unión Fenosa, por el 11,23 %.

Estos porcentajes, los mismos que previsiblemente se aplicarán para el reparto de la segunda emisión, tienen en cuenta el déficit acumulado en los sistemas extrapeninsulares (Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla) y que corresponde a Endesa.

En total, y según datos de la Comisión Nacional de la Energía (CNE), de los 16.694 millones de euros de deuda que se colocarán hasta julio, a Endesa le corresponden 8.467 millones; a Iberdrola, 5.183 millones y a Gas Natural, 1.949 millones de euros.

La colocación de los derechos de cobro de esta deuda, convertida en bonos para poder sacarla al mercado, es clave para la calificación crediticia de las eléctricas que han intentando que se fijara un calendario.

De acuerdo con la normativa, el Tesoro deberá emitir esta deuda antes de la primera semana de julio. Quedarían, por tanto, casi 13.000 millones pendientes de colocar y cuatro meses para hacerlo, lo que apunta a la necesidad de realizar, al menos, una nueva emisión cada mes.

Ante este calendario, fuentes del sector señalan que el Tesoro podría buscar agilizar los trámites de la colocación aunque siempre en función de la situación del mercado.

El texto de la iniciativa sostiene que en este mecanismo el precio final de la electricidad en el mercado mayorista se determina según el precio de la última oferta en ser aceptada, de forma que las tecnologías que producen a unos costes muy inferiores al resto obtienen beneficios «anormal y exageradamente elevados».

Sería el caso de tecnologías «casi o totalmente amortizadas», como la hidroeléctrica o la nuclear, mientras se habla de la existencia de déficit tarifario porque el precio de la electricidad no cubre sus costes de producción.

Para el BNG, el «problema» está precisamente en la metodología empleada para el cálculo del coste de producción a través de las subastas en el «pool» eléctrico.

A su juicio, esto lleva a la «paradoja» de que los beneficios de las grandes eléctricas sean «mucho mayores» con este sistema que los beneficios que obtenían «antes de la liberalización del negocio de la producción», cuando se ligaba el precio de la energía al coste real de producción de cada una de las tecnologías.

Asimismo, el BNG reclama que mientras que el Gobierno no pueda garantizar que los comercializadores realicen ofertas a los usuarios más vulnerables por debajo de la Tarifa de Último Recurso (TUR), se mantenga el actual umbral de 10 kilovatios de potencia contratada para determinarla.

Además, pide modificar el «bono social», de forma que puedan acogerse a él los clientes con potencia contratada de 3,3 kilovatios, descentralizando su gestión para dejarla en manos de las comunidades autónomas.