Mecanismo de capacidad francés: nuevas normas simplificadas

A consecuencia de las grandes orientaciones estratégicas establecidas para el clima y la energía, el mix energético – y el mercado en su conjunto – están experimentando un proceso de reconfiguración.

Las fuentes de incertidumbre no son pocas, desde las nuevas infraestructuras o en proceso de creación (IFA2, Nordstream2, EPR) a un contexto económico impredecible, las contingencias de la epidemia y el consiguiente aluvión de ayudas y de inversiones anunciadas para las tecnologías alternativas (hidrógeno, baterías…) y, finalmente, los cambios regulatorios (Arenh, tarifas, taxonomía). A pesar de su contribución a la seguridad del sistema eléctrico, el mecanismo de capacidad creaba una fuente de incertidumbre adicional y tendrá que adaptarse a este contexto inestable para ser más comprensible y transparente para los actores del mercado.

En su informe publicado el pasado mes de agosto (así como en su último informe sobre adecuación de la generación), RTE destacaba el importante papel que el mecanismo de capacidad desempeñaba a la hora de garantizar la seguridad de aprovisionamiento del sistema eléctrico, aunque también algunos de sus fallos.  Tanto es que la CRE (Comisión de Regulación de la Energía en Francia) cuestiona “los objetivos […] del mecanismo, su relevancia en el contexto del mercado actual, y la capacidad del mecanismo en responder a ellos con el mejor coste para los consumidores.”

Antes de la gran reforma prevista en las reglas contempladas en la Versión 5 (que habrán de pasar por Bruselas), las reglas V4 del Mecanismo de Capacidad aportan algunas de las adaptaciones solicitadas por los actores del mercado.

¿Qué cambios introducen estas reglas de la V4 Mecapa, que ya son de aplicación para este año de entrega 2022?

Se lo contamos todo a continuación.

La crisis de la Covid-19, con sus consecuencias en el mercado francés de la energía – particularmente a nivel de la disponibilidad del parque nuclear –, ha puesto en boca de todos el aumento espectacular de los precios de la capacidad. Hasta entonces, el Mecanismo de Capacidad presentaba una cierta estabilidad (salvo para los que tienen que gestionarlo entre los productores y actores obligados y los participantes de los grupos de trabajo del mecanismo de capacidad de RTE – Red de Transporte Eléctrico francés), con garantías de capacidad intercambiadas a una media de aproximadamente 20 000 €/MW.

Ojo, los debates en torno a la revisión del mecanismo no tuvieron origen en el alza de los precios; ya estaba planificado de antemano. De hecho, en 2019, en su informe del 2018 sobre el funcionamiento de los mercados al por mayor de la electricidad y del gas natural, la CRE ya había planteado algunas preguntas sobre el diseño de mercado del mecanismo, indicando que “la estructuración del mecanismo no permite que la oferta y la demanda casen de forma eficiente, lo que lleva a algunos actores a no ofrecer  sus garantías de capacidad al nivel de los ingresos insuficientes (conocidos como “missing money”) de sus capacidades” y considerando, por tanto, que debía lanzarse una consulta para cambiar el diseño del mecanismo de capacidad.

Sin embargo, es cierto que este aumento de precios ha ayudado a acelerar el proceso, poniendo de manifiesto algunos fallos del mecanismo y resaltando la noción de coste para los consumidores (e, implícitamente, la noción de un precio estable y razonable) que es esencial para las autoridades.

En esta nueva versión de las reglas, publicada en el Boletín Oficial francés a finales de diciembre 2021, y que ha sido objecto de un intenso debate a la vez que recibido contribuciones por parte de 16 actores diversos y variados[1], de lo que se trata es de hacer ciertos cambios de las reglas, que introducirán únicamente algunos ajustes regulatorios, dejando igual la estructura del mecanismo. Estas reglas tienen como objetivo:

  • Simplificar el funcionamiento operacional del mecanismo
  • Mejorar algunas de las modalidades
  • Y asegurarse de la conformidad del mecanismo con el Reglamento Europeo sobre el funcionamiento interno del mercado de electricidad.

Podemos clasificar los cambios aportados según los objetivos apuntados:

  • Adherirse progresivamente al Reglamento Europeo sobre el límite de emisiones de CO2 de los activos para beneficiarse del pago por capacidad:
    • Con un criterio específico de emisiones inferior a 550g/kWh y un criterio anual de emisiones inferior a 350kg/kW. Se aplica la presunción de cumplimiento de los umbrales de emisión a las capacidades de generación que no utilizan combustibles fósiles.
  • Aportar más visibilidad al proceso de utilización de los días de consumo en pico (días PP1) utilizado para evaluar las obligaciones de capacidad:
    • 11 días en el 1er trimestre del año y 4 días en el cuarto trimestre
    • Anulación del criterio de uso relativo al precio spot
    • Sin embargo, la regla para el uso de días PP2 sigue permitiendo
      • Entre 15 y 25 días, con libertad para elegir de 0 a 10 días PP2 que no sean días PP1
      • Y un máximo del 25% de días PP2 repartidos entre marzo y noviembre;
    • Por tanto, la incertidumbre permanece para los productores y RTE aporta visibilidad esencialmente a los actores obligados (proveedores)
  • Reforzar el control sobre los actores certificados para asegurar una mejor cumplimiento y seguimiento de la fiabilidad del conjunto de las capacidades certificadas:
    • Los activos serán objeto de una comprobación al menos una vez al año a fin de garantizar que todas las capacidades sean sometidas a una prueba de carga
    • Las pruebas de activación se verán reflejadas en el cálculo de la Capacidad Efectiva Neta de los actores.
  • Relajar ciertas modalidades consideradas restrictivas para los actores y algunas otras que no han producidos los resultados esperados por RTE:
    • Para los actores más pequeños (capacidad inferior a 1GW) que, en la práctica, no disponen de ningún poder de mercado, el proceso de exención de la certificación se simplifica aceptando implícitamente las solicitudes de exención que envíen
    • Se anulan los múltiples “pagos por incentivos” de segundo orden como, p.ej., los costes por no conformidad de los emplazamientos y los costes por no certificación de los emplazamientos
    • También se incluye la posibilidad de que un distribuidor local modifique, a posteriori, el perímetro de su certificación para un año AL hasta el 31 de marzo de AL+1.
  • Pero también, más tiempo para los actores certificados para reequilibrarse:
    • Quienes tenían hasta el 15 de enero del año posterior a la entrega (AL+1)
    • Y que ahora podrán reequilibrarse hasta el 30 de septiembre del año AL+1
    • Esto debería crear un nuevo interés para la subasta de junio de AL+1 (e introducir un precio mínimo para algunos actores, es decir, la remuneración teórica de las desviaciones positivas en AL+3).
  • Y una publicación periódica del balance del sistema que debería:
    • Evitar los repentinos efectos derivados de los anuncios excepcionales y unidireccionales de RTE relativos al periodo de invierno
    • Proporcionar visibilidad sobre el riesgo de tensión del sistema (que resulta en la aplicación de un precio máximo estipulado), especialmente en el transcurso del año de entrega.
    • Evitar una situación similar a la que se produjo en 2020, cuando el mercado reaccionó de forma exagerada (57 000 €/MW para AL 2020) sólo para que, 15 meses más tarde, bajara a 5 000 €/MW después de que RTE anunciara que AL 2020 ya no se consideraba tenso.

Así pues, esta nueva versión debería aportar parte de la visibilidad esperada por los actores con relación a los volúmenes disponibles y el equilibrio del sistema, pero no en lo que respecta a los precios. La temporalidad difusa de los intercambios no permite la aparición de una señal de precios fiable, lo que lleva a algunos operadores de capacidad a integrar los precios de reserva en sus ofertas en las subastas, como señala la CRE.

Para esto último es importante acelerar la reforma prevista con objeto de simplificar el mecanismo a partir del 2023 y 2024 como ya se hiciera con estas normas V4. La Comisión planea, junto con RTE y las autoridades, llevar a cabo un análisis en 2022 en la que participen todos los agentes del mercado de cara a estas reglas V5 del mecanismo de capacidad, que entrarían en vigor para el año de entrega 2025 y que posiblemente incluirán cambios estructurales en el marco jurídico del mecanismo de capacidad, lo que requerirá la reapertura de un debate con la DG de Competencia de la Comisión Europea.

Para poder presentarla a la Comisión Europea para su examen (previa a su aplicación a AL 2025), la normativa V5 deberá estar terminada a principios de 2023.

Por lo tanto, esta reforma será llevada a cabo junto con la implementación del mecanismo post-Arenh, lo que definitivamente resultará ser de una naturaleza de reestructuración para el sistema eléctrico francés y para el futuro de los medios de producción en pico.

Algunos de estos cambios tienen consecuencias directas e inmediatas sobre el aprovisionamiento y la valorización para los protagonistas del mecanismo. Haya Energy Solutions asesora a muchos actores en esta problemática y queda a su disposición para ayudarle a adaptar su estrategia de aprovisionamiento y/o valorización de capacidades en el mecanismo de capacidad francés.

Ibrahima Baldé

[1] Dos asociaciones de distribuidores/distribuidores Locales, tres asociaciones de actores de mercado, cuatro productores, y cinco actores obligados/productores

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Experiencia profesional

Céline, una persona joven y dinámica, tuvo una primera experiencia profesional en el sector turístico como Community Manager en Les Loups du Gévaudan, en Lozère (Francia). Se incorporó al equipo de HES en noviembre del 2021 para diversificar sus conocimientos: familiarizarse con el sector energético, especializarse en estrategias de marketing para optimizar la relación con los clientes de la empresa y, al mismo tiempo, desarrollar sus habilidades de coordinación y gestión de proyectos.

Educación

Céline obtuvo una licenciatura en Filología Española e Inglesa en La Sorbona (2018). También tiene un Máster II en Gestión de Proyectos y Turismo Cultural. Durante sus estudios estuvo en el extranjero en la Universidad de Londres (Inglaterra) y en la Universidad de Morón (Argentina).

Céline Haya Sauvage

Responsable de Marketing

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«La descarbonización de los sectores de la energía y el transporte es sin duda el motor económico principal de la industria en la actualidad».

Experiencia profesional

Su carrera empezó en la ingeniería civil como Director de Proyectos en Francia, Martinica y Australia. Posteriormente, fue Director General de una filial en Venezuela. En 1992, creó Dalkia en Alemania (calefacción urbana, cogeneración y asociaciones) y representó a Véolia en Tailandia. En 2000, abrió las oficinas comerciales de Endesa en Francia para sacar provecho de la liberalización del mercado minorista. A partir de 2006, como responsable de Desarrollo de Endesa Francia, dirigió el plan de generación de Ciclos Combinados y desarrolló al mismo tiempo el porfolio eólico y fotovoltaico de SNET. Philippe Boulanger trabajó durante 3 años para E.ON coordinando las actividades de la empresa en Francia. Estuvo muy involucrado en el proyecto de renovación de la concesión hidroeléctrica francesa. Como Senior Vice President – Director de Proyecto en Solvay Energy Services (abril 2012 – febrero 2014) estuvo a cargo de los proyectos de desarrollo de H2/Power-to-Gas y de acceso directo al mercado europeo. Philippe es experto de HES desde 2014.

Educación

Philippe Boulanger estudió Ingeniería en l’Ecole Polytechnique y en l’Ecole Nationale des Ponts & Chaussées (Francia). Tiene más de 25 años de experiencia en energía e infraestructuras. Además de inglés, Philippe Boulanger habla francés, alemán y español con fluidez.

Philippe Boulanger

Experto en Electricidad

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«El mundo está cambiando. Los nuevos inversores prestan especial atención al sector energético mientras los actores históricos adaptan su posición al mercado.»

Experiencia profesional

Antonio empezó su carrera en el sector eléctrico en 1991 trabajando como miembro del equipo del Director General de Sevillana de Electricidad (España). En 1997, estaba a cargo de la regulación comercial en Endesa Distribución. En el 2000, se incorporó al departamento de M&As de Endesa en Europa. Fue nombrado Director General de Endesa Power Trading Ltd en 2003. Un año después, pasó a ser responsable de la gestión de la energía de la SNET, Francia, y fue nombrado Director General de esta empresa en 2008. En 2009, ocupó el cargo de Director de Desarrollo Corporativo de E.ON Francia. En 2011, fundó Haya Energy Solutions (HES), una consultoría que ayuda a las empresas a optimizar su cadena de valor: desde la definición de la estrategia hasta las operaciones del día a día, basándose en una gran experiencia y comprensión del sector energético. De 2015 a 2018, Antonio fue Presidente y Consejero delegado de 2 CCGTs francesas (2x410MW), propiedad de KKR. A finales de 2018, se unió a Asterion Industrial Partners, un fondo de inversión en infraestructura, en calidad de socio operativo.

Educación

Antonio se graduó en la Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Sevilla (España) y tiene un MBA en la Universidad de Deusto (España).

Antonio Haya

Presidente