Fuente: El Economista
El Gobierno ha enviado a la Comisión Europea su propuesta de reforma del mercado mayorista de electricidad. El departamento de Teresa Ribera ha planteado que un organismo regulador sea el que fije la retribución a percibir por parte de las centrales nucleares, hidráulicas, y renovables tal y como adelantó elEconomista.es el pasado 10 de diciembre, para evitar que puedan recibir los llamados ‘windfall profits’.
El Ministerio, tal y como han coincidido tanto la Comisión Europea como las eléctricas, apuesta por la implantación de contratos a plazo de energía y de contratos a plazo de capacidad con la intención de dar respuesta a los problemas que se han identificado en el actual diseño del mercado mayorista.
España plantea la creación de contratos a plazo de energía que proporcionen ingresos estables para los productores inframarginales (nuclear, hidráulica y renovables) así como la creación de contratos de capacidad para las plantas -como los ciclos combinados o el almacenamiento- que necesitan de incentivos económicos para garantizar su disponibilidad.
Con esta reforma, el mercado diario seguiría como hasta ahora. Las centrales de gas seguirán acudiendo al actual mercado mayorista que será marginalista en su funcionamiento diario e intradiario, lo que en la práctica supone que podrán seguir marcando el precio de la electricidad, aunque una parte importante de la energía dejará de percibir los ingresos que marque este mercado para pasar a percibir la diferencia existente entre los mismos y su retribución regulada, los llamados contratos por diferencias (CFD).
La propuesta que ha presentado hoy el Ministerio de Transición Ecológica busca un acuerdo en Europa, tal y como indicaron fuentes de este departamento, que son conocedores de que el modelo planteado no cuenta con un respaldo unánime en la parte correspondiente a la fijación de una retribución regulada para las inframarginales.
El planteamiento de España, reconocen fuentes del Ministerio de Transición Ecológica, bebe del documento elaborado por la profesora Natalia Fabra, tal y como adelantó elEconomista.es que había sido contratada por el Gobierno para elaborar una propuesta y que también ha sido requerida por el Ejecutivo francés para participar en el debate de la reforma de mercado en dicho país.
Para el Gobierno, el actual diseño del mercado marginalista no resultaba adecuado para afrontar los retos de la descarbonización, ni la creciente volatilidad de los mercados de materias primas. Un extremo en el que también coinciden las empresas eléctricas. Las compañías consideran que una mayor presencia de energías renovables provocará una fuerte caída de los precios en el mercado mayoristas y supondría un desincentivo para la inversión tanto en renovables como en tecnologías que permitan garantizar el suministro de energía.
En la propuesta de Fabra, se considera la posibilidad de crear un Operador Independiente de Baja Emisión de Carbono si el poder del mercado amenaza con distorsionar el despacho eficiente de las centrales hidráulicas y nucleares. El operador del sistema, en este caso REE, sería responsable de programar la producción hidroeléctrica y el mantenimiento nuclear para minimizar los costes del sistema y maximizar la seguridad.
Para centrales de gas y carbón, el regulador puede decidir mantener una reserva estratégica que puede ser activada siempre que el operador lo considere necesario. Los pagos a las centrales de la reserva se determinarían mediante subastas. Para las renovables, los inversores pueden entrar en el mercado libremente o mediante un sistema de subastas de pago por oferta.
En opinión del Gobierno, la propuesta planteada tendrá un impacto en los precios que será gradual. A medida que se incremente el volumen de energía contratada a plazo, la volatilidad del precio se reducirá. Si los precios del gas siguen elevados, el nivel del precio medio también se reducirá. No obstante, el Ejecutivo no ha querido poner cifras sobre la reducción de precios que podría suponer la puesta en funcionamiento de esta reforma, aunque si que adelantó que podría ser de forma rápida.
El diagnóstico que ha llevado a cabo el Gobierno, en línea con los realizados también por Bruselas y las propias eléctricas, coinciden en que el mercado no ofrece en estos momentos la visibilidad de ingresos necesaria para los productores durante la vida útil de la instalación renovables y será necesario para alcanzar el objetivo de un 74% de producción renovable en el año 2030 que se ha marcado España.
La Comisión Europea ha comenzado ya a recibir las propuestas por parte de diversos Gobiernos y sectores afectados. La patronal eléctrica europea, Eurelectric ha plantedo tres pilares básicos que se centran en introducir un marco de contratación a largo plazo, un marco de inversión compatible con las renovables (mecanismos de respuesta a la demanda, almacenamiento) y un marco que mantenga la adecuación y la seguridad del suministro y que responda a la evolución de los requisitos del sistema eléctrico, en particular debido a la descentralización y a las crecientes necesidades de flexibilidad y firmeza del sistema.
La propuesta de las eléctricas pasaría por introducir un sistema de contratación a largo plazo con diversos tipos de contrato para satisfacer tanto las necesidades de los generadores como las de los consumidores de 2-4 a 10-15 años o incluso más allá del horizonte temporal actual de los mercados a plazo para permitir -una vez eliminadas las barreras normativas- que los consumidores puedan lograr unos precios menos volátiles.
Las eléctricas quieren también que se fomente la participación activa de la demanda en los mercados a corto plazo. Los diferentes consumidores tienen características, capacidades, o perfiles de riesgo variable por lo que consideran que no existe una solución única para todos y deberían poder elegir libremente para garantizar un diseño de mercado eficiente.
Para los grandes consumidores, que pueden estar interesados en la cobertura y la contratación a largo plazo, les resulta difícil en este momento poder cerrar contratos por los requisitos de riesgo de crédito o la falta de productos disponibles que se ajusten a sus necesidades. Por ello, las eléctricas piden que se promuevan mecanismos de agregación y puesta en común o garantías suscritas o proporcionadas por organismos públicos.
En cuanto a los pequeños consumidores, que actualmente no tienen interés en la cobertura y la contratación a largo plazo o incluso a veces se les impide legalmente, así como a las comercializadoras que los atienden, la cuestión que debe abordarse en opinión de Eurelectric es cómo deben apoyarse o incentivar la cobertura y la contratación a largo plazo para trasladar los beneficios de las renovables.
El impacto de estos incentivos puede plantear problemas por la exposición al riesgo de las comercializadoras y la recuperación de costes en caso de rescisión anticipada del contrato.
La patronal de las eléctricas europeas recomienda también fomentar la participación activa de los consumidores en los mercados a corto plazo y apoyar la flexibilidad de la demanda. Las estructuras de precios al por menor deberán ofrecer incentivos más fuertes pero diferenciados, que reflejen las expectativas y características de los consumidores.
Por otro lado, Bruselas cuenta también con la llamada propuesta griega, a la que tuvo acceso elEconomista.es, que considera que en el mercado actual se produce “un fallo sistemático” porque “los costes marginales se mantienen persistentemente por encima de los costes medios totales y no hay forma de hacerlos converger, que es exactamente lo que debe hacer un mercado que funcione bien”.
Por este motivo, proponen que las energías renovables marquen alrededor de dos tercios del precio -en función de su producción- y el resto corresponda a las que utilizan el gas. La primera etapa realiza la aceptación y agregación de las ofertas basadas en el volumen por parte de los recursos que operan cuando están disponibles. La segunda etapa realiza la compensación de mercado de la carga neta utilizando las ofertas de los recursos bajo demanda.
Así, si la primera etapa corresponde, como hoy, aproximadamente a dos tercios del consumo de electricidad y, por ejemplo, tiene un coste medio de 80 euros/ MWh y la segunda fase se liquida a 250 euros/ MWh reflejando el coste de generación de gas, el consumidor pagaría 137 euros/ MWh, lo que supone un 45% por debajo del coste del diseño actual.
