En esencia, la forma en que se estructura la integración de este nuevo régimen económico de energía renovable en el sistema global es con objeto de que reciban como remuneración un valor lo más próximo a sus costes de generación.
Además, se prioriza la integración de las instalaciones más competitivas desde el momento que se establece un mecanismo competitivo como son las subastas descendentes.
Se cita con acierto que el desarrollo tecnológico ha permitido que ciertas tecnologías generen energía eléctrica con costes inferiores al precio de mercado. Con un sistema de liquidaciones por diferencias (exceso/déficit) el operador del mercado (OMIE) será quien reparta estos beneficios entre los consumidores para trasladarles los ahorros.
“El desarrollo tecnológico ha permitido que ciertas tecnologías generen energía eléctrica con costes inferiores al precio de mercado
En mi opinión, esta aproximación resulta adecuada para el fin que se propone. Sin embargo, hay algunas 'filigranas' que entran con calzador y que resultan contraproducentes para trasladar adecuadamente estos ahorros:
la posibilidad de establecer un precio mínimo,
la posibilidad de establecer un precio de exención de cobro y
el componente de ajuste del precio en función del precio del mercado.
Todos los participantes son libres de ofertar el precio más reducido y que consideren más adecuado para su propósito. Establecer **un precio mínimo **resultaría completamente arbitrario e impediría que cada agente revele su propio precio mínimo.
Por otro lado, establecer un precio de exención de cobro, en todo caso, debería ir acompañado de impedir que las mismas instalaciones oferten por encima del precio adjudicado en la subasta.
Finalmente, el componente corrector del precio no hace más que añadir incertidumbre al resultado que pueda obtenerse (fin último de este mecanismo) puesto que los agentes se verán obligados a ofertar con primas añadidas para cubrir el posible impacto en su contra de este componente.
Además, la pretensión de trasladar al consumidor el ahorro tampoco sería completo puesto que la probabilidad de que el precio del mercado resulte superior al de asignación es mucho más alta que viceversa, como se indica en el propio borrador debido al desarrollo tecnológico y como destaco en el tercer párrafo de este artículo.
En cualquier caso, para integrar efectivamente estos precios que deberían resultar tan atractivos para los consumidores, serán muy relevantes las características y el diseño específico de las subastas (artículo sobre la importancia de un buen diseño).
“En las subastas de renovables en Portugal se alcanzaron los 20 €/MWh con un valor mínimo de 14.70 €/MWh.
A modo de ejemplo en cuanto al diseño, cabe destacar los resultados obtenidos en unas subastas similares celebradas en Portugal en 2019 y a los que hace referencia la propia memoria del análisis de impacto normativo de este Real Decreto al final de su página 20. En las subastas de renovables en Portugal se alcanzaron los 20 €/MWh con un valor mínimo de 14.70 €/MWh.
Como suele ser habitual con cualquier propuesta novedosa, e independientemente del sesudo y, en mi opinión, riguroso y bienintencionado trabajo realizado por el gabinete de la Secretaria de Estado de Energía (SEE), Sara Aagesen, parece que no fue del agrado de todo el mundo.
Entre las críticas generadas, me gustaría destacar aquélla por la que algunas fuentes opinan que el nuevo régimen distorsionaría el mercado teniendo en cuenta que el Operador del Mercado liquidará por diferencias todas y cada una de las horas entre el precio asignado en la subasta y el precio del mercado mayorista. Indican, en consecuencia, que los consumidores no podrían reaccionar adecuadamente a las señales de precio y se anularía de este modo la gestión de la demanda.
“Indican, en consecuencia, que los consumidores no podrían reaccionar adecuadamente a las señales de precio y se anularía de este modo la gestión de la demanda.
Pues bien, los elementos de la solución o la manera de adaptar este sesudo trabajo del Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico y avanzar en la línea propuesta de facilitar la integración de las tecnologías renovables en el sistema eléctrico no parecen muy complicados.
En efecto, si el nuevo mecanismo parece no haber contentado a todos los agentes y ha generado críticas explícitas, lo más razonable parece ser segmentar entre los propios agentes. Es decir, debería considerarse la posibilidad por la cual se celebren las nuevas subastas propuestas de renovables para aquéllos consumidores finales que así lo deseen.
“Si el nuevo mecanismo parece no haber contentado a todos los agentes y ha generado críticas explícitas, lo más razonable parece ser segmentar entre los propios agentes.
Tratando de concretar en esta posible solución, en la convocatoria de las subastas de renovables que publicaría la Secretaría de Estado de Energía para un volumen objetivo (equivalente a unos 5 000 MW anuales) debería darse la posibilidad a los consumidores finales que cumplan los criterios establecidos (consumidores elegibles) de acogerse libremente a su volumen de energía deseado y al precio promedio y plazo resultantes de las subastas. En otras palabras, las subastas darían lugar a contratos bilaterales a largo plazo, conocidos como **PPA **(Power Purchasing Agreements).
“Debería darse la posibilidad a los consumidores finales que cumplan los criterios establecidos (consumidores elegibles) de acogerse libremente a su volumen de energía deseado y al precio promedio resultantes de las subastas.
A modo ilustrativo, el esquema propuesto quedaría del siguiente modo (elaboración propia):
Ahondando un poco más, se observa en el esquema cómo la SEE convocaría la celebración de subastas (una anual o varias en un calendario programado) para un volumen determinado. A continuación, aquéllos consumidores finales que cumplan los criterios y las obligaciones previamente establecidos se habilitarían para tener la posibilidad de acogerse al precio promedio resultante de las subastas para un volumen también previamente solicitado.
El siguiente paso consistiría en la celebración de las subastas descendentes de energía para un plazo determinado y de las cuales resultaría un precio fijo (pongamos como ejemplo **20 €/MWh como **ocurrío el año pasado en nuestra vecina Portugal).
Con posterioridad, los consumidores elegibles se comprometerían al consumo de la energía asignada adhiriéndose a un contrato a plazo de la naturaleza de los PPAs.
Cabe destacar, llegados a este punto, dos cuestiones relevantes para combinar todos los elementos de actualidad en la reforma eléctrica actual de la Ministra Teresa Ribera:
Con este mecanismo, los **consumidores electrointensivos cumplirían con uno de los mecanismos de posible mejora de competitividad **que se incluye en el borrador del estatuto de consumidor electrointensivo (ECEI) en cuanto a la contratación de energía a plazo para un mínimo del 10% de sus necesidades y, para el cual, también se ha diseñado el siguiente elemento del punto 2.
Precisamente de cara a implementar de forma eficiente el fondo FERGEI, cabe la posibilidad de integrar a una entidad independiente e intermediaria entra sendas contrapartes (promotores renovables, por un lado, y consumidores finales elegibles, por el otro).
Esta figura de engranage no es completamente novedosa, puesto que en Reino Unido se emplea una entidad de este tipo (LCCC como acrónimo de Low Carbon Contract Company) precisamente para integrar los contratos por diferencias (CFDs) de la energía baja en carbono en el sistema eléctrico general.
Finalmente, me gustaría finalizar haciendo referencia a dos mecanismos 'similares' que existen desde hace muchos años en Europa por los cuales cada uno de ellos ha tratado de explotar sus fortalezas y de cubrir sus debilidades. Ambos sirven para homologar ante la EC-DGCOM Europea cualquier duda sobre su viabilidad en nuestro país:
Francia: el mecanismo ARENH permite a los consumidores finales, de forma voluntaria, asignarse energía a plazo en base a la generacion nuclear histórica (es decir, amortizada) a un precio competitivo de 42 €/MWh.
Italia: el mecanismo de Interconexión Virtual en Italia permite a los consumidores finales, de forma voluntaria, asignarse energía a plazo en base al precio que resulte en Alemania, en Francia, en Eslovenia o en Suiza a través de la capacidad de interconexión. Esta opcionalidad permite a los que se acogen, por un lado, acceder a unos precios más competitivos (atendiendo a la naturaleza de isla energética de la península italiana) y, por otro lado, optar al mismo precio que su mejor competidor Europeo para no verse desfavorecidos.
En definitiva, en mi opinión la Secretaría de Estado de Energía ha realizado un formidable e interesante trabajo sobre el cual sólo caben algunas modificaciones para que su aplicación se realice de forma segmentada según el apetito o la aversión al riesgo de cada agente por este tipo de contratos resultantes del nuevo régimen económico de energías renovables.
_Juan García-Marquina es Energy Director de Celsa Group. _
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