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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Each month, one of our experts publishes an article describing his view on a specific topic of the constant changes taking place in the energy market, with special focus on the French market.

Profesional Experience

Céline, a young and dynamic person, had a first experience in the tourism sector as a community manager at Loups du Gévaudan, in Lozère. She joined HES team in November 2021 to diversify her knowledge: learning about the energy sector, specialising in marketing strategies in order to improve the company’s customer relations and, at the same time, developing her skills in coordination and project management.

Education

Céline graduated in Spanish and English Language, Literature and Civilisation at La Sorbonne IV (2018). She also holds a master’s degree II in cultural projects and establishments management, with a special focus on international tourism. She also studied abroad at the University of London (England) and Universidad de Morón (Argentina).

Céline Haya Sauvage

Marketing Responsible

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“Decarbonization of the Energy and Transport sectors is arguably today’s main economic driver for the industry.”

Profesional Experience

His career started in civil engineering as a Project Manager in France, Martinique and Australia. Afterwards, he became the General Manager of a subsidiary in Venezuela. In 1992, he established Dalkia in Germany (district heating, cogeneration, and partnerships) and represented Véolia in Thailand. In 2000, he opened the commercial office of Endesa in France to take advantage of the liberalized retail market. From 2006, as a development Manager at Endesa France, he led Endesa’s plan for Combined Cycle generation in France and developed the wind and PV portfolio of Snet at the same time. Philippe Boulanger worked for 3 years at E.ON’s headquarters coordinating the company´s activities in France. He was strongly involved in the French hydro concession renewal project. As a Senior Vice President – Project Director at Solvay Energy Services from April 2012 to February 2014 he was in charge of the H2/Power to gas and European direct market access deployment projects. Philippe has been an HES expert since 2014.

Education

Philippe Boulanger holds engineering degrees both from the Ecole Polytechnique and the Ecole Nationale des Ponts & Chaussées (France) and has a combined experience of more than 25 years in energy and infrastructure. In addition to English, Mr. Boulanger is fluent in French, German & Spanish.

Philippe Boulanger

Electricity Expert

HES-Philippe-Boulanger

“The world is changing. New investors pay particular attention to the energy sector while historical actors adapt their position to the market.”

Profesional Experience

Antonio started his career in the electricity sector in 1991 working as a member of staff for the General Manager of Sevillana de Electricidad (Spain). In 1997, he was in charge of the commercial regulation at Endesa Distribution. In 2000, he joined Endesa’s European M&A department. He was appointed CEO of Endesa Power Trading Ltd in 2003. He became Head of Energy Management for SNET, France, in 2004 and was appointed CEO of this company in 2008. In 2009, he held the position of Head of Corporate Development for E.ON France. In 2011, he founded Haya Energy Solutions (HES), a consulting firm which assists companies in optimizing their value chain: from strategy definition to day-to-day operations, based on a strong experience and understanding of the energy industry. From 2015 to 2018, Antonio was Chairman and CEO of 2 French CCGTs (2x410MW), owned by KKR. At the end of 2018, he joined Asterion Industrial Partners, a dedicated infrastructure investment fund, as an Operating Partner.

Education

Antonio graduated from the Escuela Técnica Superior de Ingenieros of Seville (Spain) and holds an MBA degree from Deusto University (Spain).

Antonio Haya

CEO