En 2021, el regreso de la normalidad postpandemia comenzó a disparar la factura eléctrica en Europa. Ya durante el verano del 2021, España inició su batalla particular para que la UE revisase el diseño de mercado vigente, rechazado desde Bruselas alegando que generaría distorsiones en los mercados. España defendía que el mercado marginalista no era el adecuado ni para situaciones de alta volatilidad ni para la penetración masiva de las energías renovables. Desde Bruselas se defendía que el mercado se autorregularía sin necesidad de intervención.  La invasión de Ucrania, llevo la crisis energética a nivel de crisis social y la Comisión acometió la intervención inmediata del mercado de la electricidad (ver NWSL: Subida de precios de la energía: medidas nacionales para proteger a los consumidores finales europeos). A la vez que abría el debate de la nueva estructura del mercado.

El martes 17 de enero se puso en marcha el Grupo de Trabajo de Energía de la Unión Europea en el que se ha comenzado a discutir sobre la futura reforma del mercado eléctrico. Con este fin, el Consejo Europeo envió un documento a los estados miembro presentes en dicho grupo de trabajo con los siguientes objetivos principales:

• Proteger a los consumidores y la industria de la excesiva volatilidad de los precios para garantizar una energía asequible y competitiva para los consumidores de la UE.
• Aumentar la seguridad del suministro energético de la UE y la preparación en caso de emergencias.
• Mejorar los incentivos a la inversión para acelerar la transición hacia la energía limpia para cumplir los objetivos de descarbonización.

La Comisión ya ha anunciado su intención de presentar una revisión del diseño del mercado eléctrico a finales del primer trimestre de 2023. Algunos países como Grecia o España ya han presentado su propuesta. En este artículo, se analiza la propuesta española.

¿Cuáles son los males endémicos del mercado actual según el Reino de España?

Siguiendo el “Non-paper by Spain”[1] inspirado en la propuesta de reforma de los mercados europeos de la electricidad que redactó la Catedrática de economía de la Universidad Carlos III de Madrid, Natalia Fabra Portela[2], estas son, de forma resumida, las principales deficiencias de la actual estructura de mercado y su impacto en el futuro energético:

1. Dificulta la entrada de nuevos competidores las barreras de entrada dificultan la llegada de nuevos competidores y, en todo caso, el ritmo es suficientemente lento para consolidar rentas excesivas de los competidores existentes. Por lo que, con el diseño actual, no se lograrán precios de la electricidad asequibles y estables.
2. Impide el desarrollo de las coberturas a largo plazo siendo ilíquidas en el mejor de los casos
3. Dificulta las inversiones necesarias en renovables: la bajada de los precios consecuencia del aumento de la producción de renovables hace menos atractiva la inversión en estas tecnologías a medida que su despliegue es más masivo
4. No garantiza la seguridad de suministro. La no integración de las externalidades positivas[3] en los precios del mercado o la existencia de precios máximos implícitos[4] impiden una retribución suficiente de la capacidad de generación firme y flexible. La seguridad del suministro no puede darse por sentada como nos ha enseñado reciente crisis del gas natural.

¿Qué propone el Reino de España?

Para adecuar el mercado actual a afrontar los retos de la descarbonización y la creciente volatilidad de los mercados, España propone un diseño basado en tres pilares:

1. Mercado de corto plazo (diario e intradiario) muy líquido y transparente, basado en precios marginales. Este mercado seria obligatorio para productores y consumidores (a través de sus comercializadores)
2. Mercado de energía a Largo plazo en el que el Regulador contrata con las centrales inframarginales (Nuclear, renovables) energía a largo plazo, mediante contratos por diferencias (CfD), a precio fijo indexados al mercado diario; y
3. Mercados de capacidad a Largo plazo para centrales que ofrecen capacidad firme o flexible (CCGTs, peakers, baterías, etc.), adaptados a las necesidades particulares de cada mercado nacional regional.

Fuente: PPT Presentación Reforma Mercado Eléctrico Consejo Ministros[5]

Mercado de corto plazo: seguiría funcionando de forma marginalista estableciendo el orden de mérito natural como hasta ahora, proporcionando las señales de precios necesarias a corto plazo y garantizando la eficiencia del despacho. Sin embargo, los ingresos de los generadores no dependerán de las señales de precios a corto plazo, ya que se regirán por los contratos a largo plazo que reflejen el coste medio del suministro.

Mercado de energía a largo plazo: los contratos por diferencia (CfD) serán establecidos entre los generadores inframarginales y una entidad regulada (que ejerce como comprador único). Para la liquidación de los CfD, los generadores presentan sus ofertas en el mercado de corto plazo y si se despachan, los CfD se liquidan contra los precios del pool en cada hora. Así, en una determinada hora los generadores obtienen una compensación (si el precio del pool es inferior al precio de ejercicio) o una obligación de pago (si el precio del pool es superior al precio de ejercicio).

La asignación de estos contratos para nuevos entrantes se realiza mediante subastas competitivas en las que el regulador fija la cantidad a adquirirse y la duración, en tanto que los productores ponen un precio adecuado a sus expectativas de rentabilidad.

Para la capacidad existente, la propuesta distingue dos casos: (i) subastas voluntarias para las centrales renovables existentes; y (ii) precios regulados para las denominadas “non-contestable technologies” (nuclear e hidráulica).

Mercado de capacidad a largo plazo: retribuye a las instalaciones de generación despachables con fuerte inestabilidad de ingresos (es decir, las tecnologías marginales o de almacenamiento o soporte a la gestión de la demanda). Éstas continuarán yendo a los mercados diarios a vender energía sin perjuicio de que puedan establecer contratos a plazo con comercializadoras o consumidores finales. La propuesta no precisa el diseño, que podría hacerse en modo de reservas estratégicas, subastas de capacidad, opciones de confiabilidad y/o obligaciones descentralizadas, en función de las peculiaridades de cada Estado miembro.

Aunque nada tiene que ver con el objetivo de reforma del mercado, la propuesta no olvida solicitar la extensión del Mecanismo Ibérico (ver NWSL: Singularidad Ibérica… Parte 2) al menos hasta finales de 2024 para “seguir protegiendo a los consumidores ante los elevados precios del gas natural”.

En definitiva, la propuesta muestra unas líneas de acción básicas sin entrar en detalles ni abarcar todo el ámbito regulatorio. Por ejemplo, no queda claro el role que confiere a los comercializadores parecen confinados a un papel de servicios de balance para sus clientes. Lo que si esta claro es que la propuesta española tiende a la sobrerregulación. Donde destaca el papel central que se le da a la entidad reguladora (comprador único) que parece atribuido de los roles de planificador, licitador de nueva generación o cámara de compensación. Escalofríos deben tener los propietarios de activos nucleares e hidráulicos ante la amenaza de una tarifa regulada de su producción…

Hasta el momento, la propuesta no ha sido mal acogida; incluso países históricamente escépticos como Alemania han expresado su interés (¿condescendencia?) por ella. «España ha hecho una propuesta muy interesante […] ofrece una buena base para la discusión”, decía el ministro de Economía de Alemania Robert Habeck en una conferencia hace unas semanas.   No obstante, en esencia, volvemos a una lucha entre estados amantes de la planificación centralizada y liberales. Donde los primeros buscan una tarifa estable que soporte las políticas energéticas, mientras que los segundos prefieren establecer las políticas y que los precios los fije el mercado. Por lo que, sí, las discusiones entre ambas posturas serán largas y complicadas… Ya iremos contando.

Paloma Hepburn Jiménez

[1] https://table.media/europe/wp-content/uploads/sites/9/2023/01/230110_Strommarktreform_Non-Paper_ES.pdf

[2] http://nfabra.uc3m.es/wp-content/uploads/2022/12/Electricity_Reform-REV.pdf

[3] Las externalidades positivas son aquellas que no son internalizadas por los consumidores de electricidad. Como puede ser el ejemplo que la falta de producción de un bien esencial y el coste social que eso implica.

[4] Los ingresos que las centrales de punta obtienen de los mercados a corto plazo sólo cubren sus costes variables; lo que no ocurre en las épocas de escasez. Sin embargo, el riesgo de ser sancionado por la autoridad de competencia en estas épocas constituye un tope de precios implícito, que impide que los ingresos alcancen los valores VOLL.

[5] https://www.miteco.gob.es/es/prensa/230110_pptreformamercadoelectricoconsejoministros_tcm30-550166.pdf