Lejos de las luchas de Gran Bretaña con la Unión Europea por el Brexit, hay otro conflicto con el bloque que amenaza el suministro eléctrico del país: el fallo inesperado del Tribunal General de la Unión Europea que ha suspendido los pagos por capacidad (la ayuda estatal de la UE para un mecanismo que paga a los generadores para mantener sus centrales eléctricas disponibles) en el mercado británico. El mercado de capacidad anual de 1.000 millones de libras está paralizado mientras se lleva a cabo una investigación que puede tardar entre 12 y 18 meses.
"Fue un gran shock", dijo Phil Hewitt, director de Enappsys, una consultora de comercio de energía británica. Ahora parece que se "ha encendido una luz roja sobre la industria que indica que no es seguro invertir".
El fallo se suma al panorama más sombrío de las compañías eléctricas británicas, incluido el límite del gobierno en las facturas de energía y la competencia más dura que está drenando a los clientes de los seis grandes proveedores. La paralización de la fusión entre las unidades minoristas de SSE Plc y Npower de Innogy SE en el Reino Unido a principios de esta semana subrayó la dificultad de hacer negocios en la industria energética del Reino Unido.
Los generadores han sido notablemente silenciosos a la hora contar cómo les afectará el colapso del mercado de capacidad en sus cuentas de resultados. Se enfrentan a una brecha de 300 millones de libras este año y 1.100 millones de libras en 2019 si la decisión es apelada sin éxito o compensada por un nuevo programa, según Moody's Corp.
El gobierno británico ha tratado de tranquilizar a los inversores de que él y la Comisión Europea están trabajando estrechamente y, como prueba de su confianza, seguirá adelante y llevará a cabo una subasta en el verano de 2019, cuyos pagos se realizarán después que se conozca la resolución de la Comisión Europea.
Esta subasta solo cubrirá 4,6 gigavatios de capacidad y es probable que se libere a un "precio bajo", según Bloomberg NEF. La investigación de la CE, que aún no ha comenzado, debe completarse antes de octubre, cuando comienzan los contratos.
Ese es el escenario optimista impulsado por el gobierno. También hay otros menos atractivos, donde 20 gigavatios de carbón y gas natural se caen de la red eléctrica y "crean serios problemas de seguridad de suministro", según Jefferies Group. Eso supone aproximadamente el 29% de la demanda máxima de Gran Bretaña.
¿Qué puede pasar? Según informa Bloomberg, en el peor de los casos, la investigación de la CE podría concluir que el esquema es intrínsecamente injusto y considerar que las subastas anteriores no cumplieron con las normas sobre ayudas estatales. En este escenario, aunque improbable, los generadores tendrían que devolver 463 millones de libras al gobierno y perder los 5.000 millones de libras de pagos acordados para los próximos 18 años. Las centrales eléctricas más antiguas comenzarían a cerrarse, dejando una brecha de suministro y aumentando el riesgo de cortes de energía.
Una situación ligeramente mejor para las compañías eléctricas se produciría si la CE concluyera que las subastas pasadas han sido injustas, que los contratos ya no son válidos, que todos deben volver a ejecutarse y que se han cambiado las reglas para futuras subastas. Esto podría suponer el cierre de centrales eléctricas antes de lo esperado.
El escenario más probable, según Richard Howard, director de investigación de Aurora Energy Research, es que la CE considere que los mercados de capacidad en general y los del Reino Unido en particular son justos, pero precisan algunos cambios regulatorios para nivelar el campo de juego entre las tecnologías. El matiz importante es si las nuevas reglas se aplicarán solo a subastas futuras o anteriores.
El mecanismo, instalado en 2014, estaba destinado a garantizar que se construya suficiente capacidad nueva para reemplazar las centrales eléctricas antiguas a medida que se cierran. Los generadores necesitan más certeza sobre cómo se les pagará para justificar nuevas inversiones, dijo Lawrence Slade, director ejecutivo de Energy UK, el grupo de presión de la industria. "Los inversores necesitan claridad sobre lo que está sucediendo y cuándo", dijo Slade. “Se ha puesto en riesgo la inversión y los empleos”.
Dejar una interrogante sobre el mercado reaviva el debate sobre si un mercado de capacidad es compatible con objetivos más amplios para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Los críticos han censurado el mecanismo porque permite que las plantas de combustibles fósiles sigan funcionando. Con contratos de hasta 15 años para nuevas instalaciones, el desafío al mercado realizado por Tempus Energy se basó en que estos acuerdos no estaban disponibles para todos los tipos de generación.
Una posibilidad es que el mercado de capacidad se restituya y los pagos se retrasen, según analistas de Sanford C. Bernstein & Co. . Pero la incertidumbre ya está causando dolores de cabeza. Drax modificó un acuerdo que tiene para comprar activos de generación a **Scottish Power, propiedad **de Iberdrola, para incluir un mecanismo de riesgo compartido para cubrir los pagos atrasados durante 2019. Una demora adicional tiene el potencial de desentrañar otros proyectos.
El factor Brexit
La salida programada de Gran Bretaña de la Unión Europea en marzo puede complicar esta disputa. Si Gran Bretaña deja la UE sin un acuerdo, el gobierno ha manifestado su intención de utilizar la Autoridad de Competencia y Mercados (CMA) para decidir sobre la imparcialidad de la ayuda estatal en la forma en que lo hacen ahora los funcionarios de Bruselas. Por lo tanto, es probable que Gran Bretaña aún tenga que defender la decisión del Tribunal de la UE sobre el mercado de capacidad y continuar con la investigación de la CE.
Tener al CMA al mando podría dar a Gran Bretaña más flexibilidad en el calendario de la investigación. Sin embargo, es probable que la CE no entregue el papeleo relacionado con el caso rápidamente en el caso de un Brexit "sin acuerdo". La salida de Gran Bretaña sin un acuerdo, que ahora parece una posibilidad real, complicará el comercio de energía con el continente, pero no es en sí misma una amenaza para los suministros.
Hasta ahora, los precios de la energía no se han movido mucho como resultado de la suspensión del mecanismo. Pero pueden hacerlo en los próximos meses.
Sin pagos de capacidad, las empresas perderán dinero con las centrales de carbón y gas este invierno, según Rob Lalor, analista senior de Enappsys. Estas centrales eléctricas suelen estar exprimidas por niveles más altos de generación eólica en noviembre y diciembre y no generan mucho o incluso nada. "Se les está pidiendo a los generadores que permanezcan en el mercado y mantengan las luces encendidas mientras reciben un gran golpe financiero", dijo Lalor.
National Grid ha asegurado al gobierno y al mercado que no hay riesgos de suministro para este invierno. Parte de la razón es que no es fácil cerrar una central eléctrica rápidamente, incluso cuando no son rentables. Un operador debe notificar a National Grid antes de apagarse.
Si el mecanismo de capacidad no se puede restaurar, las centrales antiguas probablemente se revisarán al cierre del año financiero a finales de marzo de 2019, dijo Lalor. "Tomará meses cerrar una estación, por lo que será el próximo invierno cuando haya menos capacidad". Eso coincide con la fecha en que el Reino Unido tiene que abandonar la Unión Europea.
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