Reforma del mercado eléctrico (Parte 3): propuesta de la Comisión – El bando liberal se apunta el primer tanto

Tras la consulta pública celebrada del 23 de enero al 13 de febrero, durante la cual los Estados miembros se posicionaron en dos bandos con puntos de vista radicalmente opuestos (ver Newsletter de marzo: Reforma del mercado eléctrico (Parte 2) : los liberales contraatacan), el 14 de marzo, la Comisión Europea publicó su propuesta inicial para la reforma del mercado eléctrico[1]. A la vista de este primer documento, parece que el bando liberal sale victorioso. La propuesta de la Comisión, que describimos a continuación, rechaza un profundo cambio estructural del mercado y se limita a proponer algunas mejoras con el objetivo de reducir la volatilidad de los precios soportados por los consumidores finales y promover el despliegue de las energías renovables.

En respuesta a la crisis energética de estos dos últimos años, la Unión Europea ha ido implementando medidas transitorias como:

  1. En octubre de 2021, un paquete de medidas para luchar contra los altos precios de la energía, con apoyo a los ingresos, exenciones fiscales…
  2. En marzo de 2022, regímenes temporales de ayudas estatales para permitir ciertos subsidios a los consumidores.
  3. En mayo de 2022, el REPowerEU, con un conjunto de medidas con el fin de reducir nuestra dependencia de los combustibles fósiles rusos mediante la mejora de la eficiencia energética y la aceleración del despliegue de energías renovables (ver Newsletter de junio 2022: REPowerEU: ¿están el coste ‘verde’ y el económico en juego?)

La crisis ha mostrado claramente las deficiencias de la estructura de mercado eléctrico actual. La Comisión Europea, las resume en las siguiente lista: (i) influencia extrema de los precios de los combustibles fósiles en los precios de la electricidad; (ii) una baja presencia de los precios de energía renovable de bajo coste en las facturas; (iii) falta de protección de los consumidores finales contra la volatilidad de los precios, (iv) distorsión en las inversiones generada por la alta volatilidad y las intervenciones en el mercado; (v) falta de flexibilidad no fósil; (vi) poca variedad de opciones de contratos de suministro para los clientes, (vii) limitado acceso al uso de energía compartida y (viii) supervisión deficiente del mercado (en contra de potenciales abusos).

Para hacer frente a algunas de estas deficiencias del diseño actual del mercado, la Comisión de la UE, en su recién publicado documento “Revisión del diseño del mercado de la electricidad: propuesta para modificar las normas de diseño del mercado de la electricidad (COD: 2023/0077)” propone lo siguiente:

  1. Para reducir la influencia de los precios de los combustibles fósiles en las facturas:
  • En el mercado intradiario, la hora de cierre debe establecerse más cerca del momento del suministro para aumentar la liquidez e integrar mejor las energías renovables variables.
  • En los mercados de electricidad a corto plazo, reducir el tamaño mínimo de la oferta para permitir la participación de proveedores de servicios de flexibilidad a pequeña escala.
  • Permitir que los Gestores de Redes de Transporte (GRT) adquieran productos de nivelación de picos para maximizar la integración de la respuesta del lado de la demanda.
  • Implementación de centros virtuales regionales, cada uno con su propio índice de precios de referencia que asegure una adecuada correlación de precios entre diferentes zonas de oferta, para incrementar la liquidez y limitar la fragmentación del mercado.
  • Ofrecer derechos de transmisión a largo plazo, asignar capacidad interzonal de forma regular y proponer transacciones de los derechos de transmisión financiera con vencimientos frecuentes (desde un mes hasta al menos 3 años como mínimo).
  • Permitir que los operadores del mercado ofrezcan productos de cobertura a futuro accesibles a los participantes del mercado.
  • Conferir prioridad a la eólica marina para recibir compensación por congestión.
  1. Para mejorar la protección de los consumidores finales contra la volatilidad de los precios:
  • Permitir a los consumidores tener más de un contrato simultáneamente (fijo y/o dinámico), ampliar las opciones de los consumidores y aumentar la claridad en los contratos.
  • Fomentar el acceso al uso compartido de energía entre los consumidores (consumo colectivo de electricidad autogenerada o almacenada inyectada en la red por más de un cliente activo).
  • Asegurar que los comercializadores implementen estrategias de cobertura adecuadas para limitar los riesgos de volatilidad en sus contratos y así proteger a los consumidores finales.
  • Obligar a los Estados miembros a designar a un proveedor de último recurso para los consumidores.
  • Permitir intervenciones públicas en la fijación de precios durante períodos de crisis. La Comisión Europea debe definir unas condiciones para la existencia de tal crisis. Las medidas de intervención tendrán restricciones o condiciones específicas.
  1. Para mejorar las señales económicas en las inversiones a largo plazo:
  • Mejorar el acceso a PPAs a largo plazo para clientes más pequeños, protegiéndolos contra los riesgos financieros asociados a este tipo de contratos.
  • Para nuevas inversiones[2] en energía eólica, solar, geotérmica, hidroeléctrica con embalse y nuclear, implementar contratos bidireccionales por diferencias financiados con fondos públicos, donde los excedentes se distribuyan entre los clientes finales en función de su participación en el consumo.
  1. A fin de reforzar la flexibilidad no fósil:
  • En ausencia de sistemas de medición inteligentes, los GRT deben utilizar datos de dispositivos de medición dedicados para la observabilidad e instalación de servicios de flexibilidad y respuesta a la demanda, incluidos los de los sistemas de almacenamiento.
  • Añadir funciones extras a los mecanismos de capacidad para mejorar la participación de la flexibilidad no fósil. Cuando no exista un mecanismo de capacidad, implementar pagos por la capacidad disponible de flexibilidad no fósil.

Sin duda, esta reforma del mercado eléctrico responde a una necesidad urgente. Aunque la propuesta inicial está lejos de ser la solución definitiva, se centra en algunos puntos clave que el mercado debía considerar tarde o temprano.

Nuestro mercado eléctrico tal como lo conocemos hoy en día se diseñó en un entorno muy diferente al actual, en un contexto de exceso de capacidad, que requería señales adecuadas a corto plazo, con precios estables y tecnologías de bajo coste fijo. La situación actual dista mucho de la de diseño. El mix energético cambia a toda velocidad hacia una generación renovable con coste marginal bajo, mientras los márgenes de reserva desaparecen. La crisis actual ha permitido mostrar una instantánea de la volatilidad extrema del mercado eléctrico. En un futuro, con mayor cuota de renovables, pasaremos constantemente de precios nulos, incluso negativos, a valores muy elevados. Para evitar este estrés tanto en consumidores como en productores, se deberían implementar mecanismos eficientes de largo plazo sin afectar las señales de precios a corto plazo, que por otro lado funcionan correctamente. Esto mismo es lo que busca la Comisión con su propuesta.

El siguiente paso es la concertación entre los Estados miembros el Parlamento Europeo y la propia Comisión. Las discusiones ya han comenzado y, tal como cabía esperar, lograr que los diferentes países lleguen a un consenso no será pan comido.

Durante una reunión celebrada el 29 de marzo entre los ministros de energía de los Estados miembros, algunos países ya han expresado su desacuerdo con la propuesta de la Comisión de incentivar los Contratos por Diferencias (CfDs) bidireccionales financiados por las entidades públicas. Por una parte, España, los Países Bajos, Bélgica, Dinamarca y Luxemburgo ven una problemática en soportar los déficits cuando los precios del mercado no alcancen los niveles de referencia de los CfDs, sobre todo considerando que, cuando los precios son mayores, el excedente se redirige a los consumidores finales. Por su parte, Alemania cree que la conclusión de estos CfDs podría agregar rigidez al mercado. Finalmente, Austria, en oposición a los intereses franceses, se muestra en contra de la posibilidad de que la generación nuclear participe en este tipo de esquema retributivo. A la luz de estas primeras impresiones, parece que la Comisión debería permitir más libertad a las entidades públicas en la aplicación de medidas de apoyo a las inversiones en renovables.

Si bien sólo nos queda esperar y ver cuál será el resultado final de la reforma del mercado, ya podemos concluir que, por ahora, la balanza se inclina más a favor de la facción liberal. La propuesta de la Comisión rechaza cruzar algunos límites, como la modificación de la estructura marginal del mercado eléctrico, que parece adecuada a corto plazo, y prefiere centrarse en mejorar la protección de los consumidores y el mercado a largo plazo para proporcionar mejores señales de inversión y reducir la volatilidad.

Será interesante ver cómo se desarrollan las discusiones futuras, cómo resultará la forma final de esta propuesta inicial y cómo los diferentes Estados miembros se adaptarán a ella. Desde Haya Energy Solutions, les mantendremos informados.

Guillermo Llanos Macias

[1] Proposal for a regulation of the European parliament and of the council

[2] Estas nuevas inversiones incluirían inversiones en nuevas instalaciones de generación de energía, repotenciando las existentes, extendiéndolas o prolongando su vida útil.

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Experiencia profesional & Educación

Diego se graduó en Economía Política en la Universidad de King’s College (Londres – 2021). Empezó su carrera profesional en un negocio familiar en Madrid como gerente de operaciones. Luego, Diego estudió un máster en Administración y Ciencias de la Computación en la IE Universidad (Madrid – 2022), durante el cual participó como becario de Tecnología de la Información (TI) en una startup. En mayo 2023, Diego se incorporó al equipo de HES como becario especializado en la programación de modelos. En su primer proyecto desarrolló una herramienta de software para el modelado de las indisponibilidades del parque nuclear francés. Luego, Diego ha participado, también, en el desarrollo de nuevas herramientas de software de modelado de curvas de precios, funcionamiento de activos de generación y demás tópicos relacionados al mercado energético. 

Diego Marroquín

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Céline se incorporó al equipo de Haya Energy Solutions en noviembre 2021 como responsable de marketing y de administración. Tuvo una primera experiencia profesional en el sector turístico como manager de redes sociales. En HES, sus actividades se centran en el desarrollo de la notoriedad y visibilidad de la empresa a nivel europeo a través de acciones comerciales, marketing de contenido y desarrollo de la estrategia de marca. A su vez, Céline participa en la gestión de la comunicación de la empresa: optimización de la página web (WordPress & Elementor), de LinkedIn, de la publicación mensual de la newsletter y de la organización de conferencias. Céline está implicada en los proyectos energéticos con los clientes y ejerce como coordinadora y manager de proyecto. Y por fin, está a cargo de la administración (contabilidad, gestión de gastos, facturación).    

 

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Céline se graduó en Filología Española e Inglesa en La Sorbonne (Francia – 2018) y tiene un máster en Gestión de Proyectos y Turismo Cultural (Clermont-Ferrand/ Buenos Aires – 2021). 

 

Céline Haya Sauvage

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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».

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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.

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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

HES-Philippe-Boulanger

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

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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, fue nombrado responsable de la regulación comercial en Endesa Distribución. En el 2000, se incorporó al departamento de fusiones y adquisiciones (M&A) de Endesa Europa. Fue nombrado director general de Endesa Power Trading Ltd (UK) en 2003. Un año después, pasó a ser responsable de la gestión de la energía de SNET (Francia). En 2008, fue nombrado director general de esta empresa. En 2009, ocupó el cargo de Director de Desarrollo Corporativo de E.ON Francia. En 2011, fundó Haya Energy Solutions (HES), consultoría focalizada en la optimización de la gestión de la energía de consumidores, productores y comercializadoras de gas y electricidad. De 2015 a 2018, Antonio compaginó la actividad de consultor en HES con la dirección general de 2 instalaciones de producción en Francia (2 CCGTs x 410MW), propiedad de KKR. A finales de 2018, se unió a Asterion Industrial Partners, fondo de inversión en infraestructura, en calidad de socio operativo. En la actualidad, Antonio dedica la mayor parte de sus esfuerzos al Portfolio de Asterion, mientras aconseja, a través de HES, empresas del sector energético en Francia, Italia, Alemania, Reino Unido y España 

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

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