El 25 de febrero de este año se creó la Unión de la Energía europea: una estrategia marco enfocada a reforzar la seguridad del suministro eléctrico y reducir las emisiones de gases contaminantes en la UE. Uno de los puntos más importantes de esta estrategia para España es que al menos el 10% de la capacidad de producción eléctrica instalada pueda "cruzar las fronteras". Por ahora, doce Estados Miembros de la UE no cumplen el objetivo mínimo de interconexión, entre ellos España o Portugal.
Que por fin la Comisión Europea se ofrezca a financiar proyectos para que España (y Portugal) puedan vender excedentes mayores de electricidad a Francia y por lo tanto a Centroeuropa es una muy buena noticia, teniendo en cuenta que la frontera natural de los Pirineos y la falta de colaboración francesa ha hecho de la península ibérica una isla eléctrica, siendo esta una de las razones por las que pagamos una factura de electricidad más alta que la media de la UE.
Este año todas las buenas noticias llegan juntas; en febrero se inauguró la primera línea de interconexión España-Francia en más de 30 años, que duplicará la capacidad de intercambio eléctrico (hasta los 2.800 MW) y el 15 de junio se firmó un Memorándum de Entendimiento para la creación de un grupo de negociación entre el presidente de la Comisión Europea Jean-Claude Juncker, y los presidentes de Francia, España y Portugal, así que la cosa va en serio. España podrá efectivamente aumentar sus ventas de electricidad renovable esos días en que el sol brilla y el viento sopla.
Sin embargo hay que mirar detenidamente a los nuevos diseños de los mercados eléctricos y como estos influirán en el futuro del comercio energético entre los Estados miembros. Hace unos años que los reguladores nacionales empezaron a crear los mercados de capacidad eléctricos (la mayoría siendo mecanismos de capacidad, que se basan en establecer una cierta remuneración por la capacidad futura para incentivar la inversión y así garantizar el suministro). Estos mecanismos incentivan la generación de capacidad a nivel nacional y de alguna manera contradicen la idea del mercado único de la energía, que es la idea de la Comisión Europea de como el mercado debe funcionar. Conseguir esto es cada vez más difícil ya que la Comisión todavía no tiene ninguna legislación a nivel europeo para regular los mercados de capacidad y muchos países van mucho más avanzados en su legislación nacional. Llegados a este punto, la Comisión parece que se contentará con poder organizar los diferentes mercados europeos y tratar de integrarlos de manera cuantitativa y no cualitativa, evitando que se formen así mini uniones de la energía europeas como la que está intentando crear Alemania con sus países vecinos.
Que los Estados miembros tengan diferentes mecanismos de capacidad puede crear distorsiones en el mercado, lo que precisamente quiere evitar la Comisión Europea y no sabemos si lo logrará. Pongamos el ejemplo de Gran Bretaña e Irlanda. Las dos islas funcionan como dos mercados eléctricos independientes unidos por interconexiones. Irlanda del Norte, energéticamente, forma parte de la República de Irlanda. Un escenario posible podría ser que empresas irlandesas construyan instalaciones eléctricas en Gran Bretaña para obtener los créditos en subastas que otorgue el Estado británico para luego mandar esa electricidad nuevamente a Irlanda a través de las interconexiones.
El sistema británico de capacidad también permitirá otros movimientos interesantes. La construcción de un cable interconectando Islandia y el Reino Unido (IceLink) tendrá unos 1.000 km de distancia y permitirá intercambiar electricidad entre los dos países. Islandia produce exceso de electricidad mayormente debido a su riqueza geotérmica y la crisis que asoló al país en 2008. Esta circunstancia podría ser aprovechada por Islandia ya que sus plantas se considerarían plantas “off-shore” británicas y de este modo entrarían en el sistema británico de subasta energética. El Reino Unido tiene un déficit de generación energético por lo que tiene que importar energía y pese a estar situada a 1.000 km de distancia, la electricidad geotérmica islandesa sería más barata que la producida en Gran Bretaña.
¿Y que ocurre con Francia y España? No nos podemos imaginar que Francia vaya a crear (y de hecho no es el caso) un sistema por el que las plantas españolas sean consideradas “off-shore” y formen parte del sistema francés en caso de vender su electricidad a Francia. Todo lo contrario: ¿podría el sistema francés de capacidad perjudicar las interconexiones que se van a empezar a construir entre Francia y España? Con esos mecanismos Francia construiría más capacidad para suministrar energía en horas pico sin tener en cuenta la posible venta de energía desde España los días que se produzcan grandes cantidades de electricidad renovable. Las interconexiones podrían permitir aumentar la eficiencia y reducir la necesidad de expandir la red de distribución de energía a nivel nacional. El problema es el gobierno francés podría estar protegiendo su industria nuclear y el diseño del mercado de capacidad francés parece que va orientado en esa dirección. Francia nunca ha sido partidaria de construir esas interconexiones hasta ahora, que es un objetivo primordial para la Unión de la Energía europea como una manera de asegurar el suministro de energía en la UE y la integración del mercado único.
Aida González Palomino es advisor en Eurelectric.
Este artículo, como todos los de las sección Opinión, son textos a título personal y no de las instituciones a las que representan.
Eduardo
22/06/2015