Madrid, 10 ene (.).- El Gobierno ha aprobado su propuesta para reformar el mercado eléctrico europeo, que busca reducir la volatilidad huyendo de la sobreexposición a unos mercados diarios e intradiarios que, aunque continuarían existiendo, reducirían su peso en la formación de los precios a favor de contratos a plazo.
En la rueda de prensa posterior al Consejo de Ministros de este martes, la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha admitido que una reforma así "es probable que no tuviera efectos inmediatos" en los precios, pero que "poco a poco" desplazaría la tendencia de contratar una "inmensa parte de la energía" en el mercado diario o en plazos relativamente cortos.
El diseño perfilado se basaría en un mercado de corto plazo- diario e intradiario- muy líquido y transparente, combinado con un mercado a plazo de energía y servicios de capacidad y flexibilidad, adaptable a las necesidades particulares de cada miembro.
La estructura prevé que el regulador contrate con las centrales inframarginales energía a largo plazo, mediante contratos por diferencias (CFD), a precio fijo y orientado a costes; e introduce mercados de capacidad para centrales que ofrecen capacidad firme o flexible.
Fuentes del Ministerio reiteran que no existe un plazo claro para la reforma, que se tramita por la vía ordinaria al ser una propuesta estructural, y añaden que, en este estadio, tampoco se puede hablar del posible impacto.
¿POR QUÉ SE PLANTEA LA REFORMA?
El Gobierno defiende que esta propuesta -que previsiblemente será enviada a Bruselas hoy mismo- es necesaria, ya que el mercado actual no está preparado ni para situaciones de alta volatilidad ni para la penetración masiva de las energías renovables y recursos como el almacenamiento o la gestión de la demanda.
En este sentido, insiste en la ineficiencia de este sistema, diseñado hace más de dos décadas, cuando el "mix" energético estaba compuesto en su práctica totalidad por tecnologías convencionales de altos costes variables, a diferencia de lo que ocurre en la actualidad, con una penetración de las renovables que roza el 50 %.
Ello, sumado a la invasión rusa de Ucrania, la volatilidad de los mercados, la percepción de que hay que acelerar la transición energética y la innovación en este campo han puesto de manifiesto la urgencia de acelerar la reforma del mercado.
Hasta ahora, el sistema está basado en una fijación de precios marginalista, en el que la última tecnología es aquella que determina el valor de la electricidad en cada hora.
Ello supone, en situaciones de alta volatilidad del precio del gas , como la vivida en el último año, un efecto contagio; no ofrece certidumbre a los inversores y evita un reparto equitativo entre los consumidores.
¿QUÉ SE PROPONE?
El nuevo modelo pretende aportar estabilidad en los precios a los consumidores, permitir las inversiones en nuevas centrales de energía renovable, repartir costes de forma equitativa entre usuarios y productores, y evitar beneficios extraordinarios.
A tenor de la propuesta, se requieren instrumentos a plazo que proporcionen ingresos estables para productores inframarginales y precios asequibles y poco volátiles a los consumidores.
España sugiere que se combine la existencia del mercado a corto plazo con contratos a plazo de energía -que actualmente presentan unos costes transaccionales elevados- y de capacidad -que son posibles por normativa-, pero siempre como algo excepcional, temporal y de último recurso para los Estados.
Se aspira así a aportar estabilidad durante toda la vida útil de las plantas de generación a precios asequibles, con mucha menor volatilidad.
El nuevo esquema se articularía a través de instrumentos que variarían en función de la tecnología.
En el caso de las renovables, en particular para las nuevas, sería mediante contratos por diferencias o CFD, un sistema -voluntario- similar al que ya se tiene implantado en España para las subastas de estas tecnologías.
Tales contratos los firma el regulador con cada uno de los adjudicatarios de las subastas y representan un compromiso por parte del promotor de suministrar cierta cantidad de energía durante un tiempo suficientemente largo.
A cambio, el sistema eléctrico, en nombre de los consumidores, se compromete a adquirirla, de modo que se cubre el riesgo de cantidad al productor a un precio fijo.
Esto se articula mediante la integración de esta energía en el mercado diario a través del CFD con un precio de ejercicio, que es el que resulta tras la adjudicación de la subasta.
Si el precio en el mercado diario es más alto que el de ejercicio, la instalación renovable devuelve el exceso a los consumidores reduciendo el valor medio de esa hora; por el contrario, si es más bajo, es el sistema el que compensaría al productor renovable para que tenga asegurado los ingresos mínimos.
Por su parte, para la nuclear e hidráulica ya existentes se propone CFD con un incentivo por disponibilidad, para que puedan captar parte del mayor ingreso en los momentos en los que el mercado diario es más caro, si están disponibles.
Al respecto, España propone que se permita a cada Estado miembro establecer una retribución regulada de forma obligatoria para estas dos tecnologías, una sugerencia que no encaja con la normativa comunitaria en vigor, por lo que habría que modernizarla.
En tanto que las tecnologías marginales -el gas, los mercados en los que siga existiendo carbón- continuarán yendo a los mercados diarios a vender energía sin perjuicio de que puedan establecer contratos a plazo con comercializadoras o consumidores finales.
MERCADOS DE CAPACIDAD
El planteamiento, que advierte de que un mercado "sólo energía" no es el adecuado, se completa con la contratación en los mercados de capacidad, permitidos por la normativa comunitaria pero sólo como último recurso, de ahí su compleja tramitación.
Este mecanismo contempla varios diseños, desde reservas estratégicas, subastas de capacidad, opciones de confiabilidad y obligaciones descentralizadas, en función de las peculiaridades de cada Estado miembro.
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