Electricity Market Reform, un nuevo modelo para el Reino Unido

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Maite Costa.
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La reforma que se está llevando a cabo en el mercado eléctrico británico nace de la necesidad de solucionar un grave problema de seguridad de suministro que se presenta a corto plazo. Un cuarto de la capacidad existente en el Reino Unido se cerrará durante esta década, ya sea por cuestiones medioambientales (normativa europea que obliga a cerrar aquellas plantas que superen un determinado límite de emisiones antes del final de 2015[1]), ya sea por motivos de cierre económico. A esta situación, hay que unirle la expectativa de crecimiento de la demanda eléctrica que presiona aún más las dudas sobre la seguridad de subministro del sistema.

La reforma supone un nuevo enfoque de la regulación y del modelo energético. La regulación market oriented ha cedido espacio a la intervención, directa o indirecta, del Gobierno. Se justifica este cambio por la incapacidad del mercado de conseguir por si solo la ingente cantidad de inversiones necesarias para cumplir con los  nuevos objetivos.  La inversión estimada en generación eléctrica y transmisión que debe realizarse en esta década asciende a 110.000 millones de libras [2].  Para atraer dicho volumen inversor se diseñan un amplio conjunto de incentivos.

La reforma persigue un cambio en el mix energético hacia tecnologías que permitan cumplir los objetivos de reducción de emisiones[3] y generación renovable[4]. Se persigue fortalecer la seguridad de suministro favoreciendo  la inversión en nueva capacidad, cumplir con los objetivos de reducción de emisiones y fomentar las energías renovables afrontando el problema de la intermitencia. Formalmente, la EMR pretende alcanzar dichos objetivos  minimizando el coste de la energía.

La reforma  (EMR,  Electricity Market Reform) se ha dotado de distintos instrumentos para conseguir los objetivos fijados. A continuación se detallan los principales elementos que la componen:

  1. Establecimiento de un esquema Feed-in Tariffs con Contracts for Difference (CfDs), que es un mecanismo de apoyo a la inversión en tecnologías de generación baja en emisiones tales como renovables (solar, eólica,…), nuclear y captura y almacenamiento de carbono (CCS). Estos contratos proveen un precio estable a largo plazo para las plantas de generación bajas en emisiones, permitiendo al inversor conseguir una reducción de la incertidumbre por lo que obtiene unos menores costes de capital para la inversión repercutiendo en un menor coste final para el consumidor.
  2. Creación de  Mercados de Capacidad, que es un mecanismo de apoyo a la seguridad de subministro consistente en asegurar pagos regulares por adelantado para aquella capacidad (ya sea por el lado de la oferta o de la demanda) que se comprometa a estar disponible en momentos de estrés del sistema. En definitiva, el mercado de capacidad permitirá evitar interrupciones del subministro en momentos de intenso frío cuando la demanda es más elevada o de falta de viento cuando se pierde la disponibilidad de la capacidad eólica. Se pretende que también se pueda participar en este mercado desde el lado de la demanda (Electricity Demand Reduction) a través de la instalación de equipo que permita reducciones del consumo duraderos.

    Maite Costa.
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  3. Estos mecanismos recibirán el apoyo de otros instrumentos que recoge también la EMR como: el Carbon Price Floor, que funcionará como un impuesto que aumente el precio de las emisiones de carbono en el esquema de comercio de emisiones de la UE (ETS), y el Emission Performance Standard, que es una medida regulatoria que limita las emisiones para nuevas plantas de generación con combustibles fósiles. Paralelamente se establecen medidas para mejorar la liquidez y el acceso al mercado para generadores independientes.
  4. Todos los mecanismos que plantea la reforma que requieran financiación por parte de los consumidores sufrirán la supervisión gubernamental a través del denominado Levy Control Framework (LCF) que permite al Gobierno el control del gasto realizado a través de las facturas energéticas de los consumidores para la financiación de los nuevos mecanismos. El límite establecido por el LFC válido para 2020/21 es de 7.600 millones de libras que debe ser suficiente para financiar los distintos mecanismos y conseguir cumplir los objetivos de reducción de emisiones y aumento de renovables.

El gobierno de coalición británico, principal impulsor de la medida está convencido que esta reforma permitirá construir un sistema eléctrico preparado para el futuro, a través de la obtención de ingentes inversiones en los próximos años. Este nuevo modelo debería permitir recuperar la inversión necesaria para alejar la amenaza de incapacidad de cobertura de la demanda, con nueva capacidad más limpia que permita reducir las emisiones y minorar la dependencia energética, sin olvidarse de poner solución a los problemas de intermitencia.

Sin duda, lo más complicado será controlar los costes del nuevo modelo, que no olvidemos traslada el riesgo de precio al gobierno y consumidores, y que a pesar de establecer límites sobre estos costes se hace muy difícil prever cual será el comportamiento de los precios del mercado mayorista, y por tanto, el coste final del sistema de apoyo a nueva capacidad baja en emisiones y mercados de capacidad.

No todos los analistas están de acuerdo con la reforma planteada por el gobierno. En un reciente artículo académico M. Pollit y A. Brophy[5] se plantean la efectividad de la reforma. En este sentido consideran, que el impacto macroeconómico y sobre los consumidores de la reforma es probable que sea negativo por los elevados costes que puede comportar. Además cuestionan la mayor intervención gubernamental que comporta la reforma en un mercado competitivo que funciona como el británico. Los autores apuntan que los problemas existentes por los cuales se toman estas nuevas medidas se derivan de la falta de acuerdo político para hacer más estricto el Sistema de Comercio de Derechos de Emisión de la UE (EU ETS) que podría bastar para conseguir una mayor capacidad en tecnologías bajas en emisiones sin alterar el funcionamiento del mercado competitivo como la reforma apunta.

María Teresa Costa Campi dirige la Cátedra de Sostenibilidad Energética de la Universidad de Barcelona, la Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental (Funseam), ex presidenta de la CNE (2005-2011) y miembro del Consejo Editorial de El Periódico de la Energía.


[1] Large Combustion Plant Directive: La UE requiere a las compañías eléctricas que añadan equipamiento adicional para reducir las emisiones de sus plantas de carbón o cerrarlas antes del 2023 o cuando hayan funcionada más de 17.500 horas.

[2] DECC (Deparment of Energy and Climate Change). 2014. Planning our electric future: a White Paper for secure, affordable and low-carbon electricity.

[3] Reducción del 80% en GEI para 2050, con una reducción acordada de un 34% sobre los niveles de 1990 para 2020

[4] El objetivo UE del 20% de energía a través de fuentes renovables supone para el Reino Unido como mínimo que el 30% de la energía eléctrica se genere a través de energías renovables.

[5] Pollitt, M. G., & Haney, A. B. (2013). Dismantling a Competitive Electricity Sector: The UK’s Electricity Market Reform. The Electricity Journal, 26(10), 8-15.

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