10 de las grandes patronales del sector eléctrico ibérico, Aeléc, Armie, Aprie, Afbel, Entra, APPA, AEE, Aedive y Aepibal, más la lusa Elecpor han elaborado un documento titulado Un diseño del mercado eléctrico alineado con los objetivos de descarbonización 2050 en el que exponen su parecer sobre lo que debe ser el futuro mercado eléctrico.
Se trata de una postura muy alejada de la propuesta que envió el Gobierno a Bruselas, aunque en todo el texto no menciona dicha propuesta ni critica directamente al Ejecutivo.
Una de las patronales UNEF ha decidido finalmente no estar entre los firmantes ya que ellos no están en contra de la propuesta del Gobierno ya que no les afecta directamente ninguna de las medidas.
Pero ya entre los primeros párrafos deja claro uno de los puntos clave de la propuesta del Gobierno, el que dedica a establecer precio fijo y fijado por el Estado para las centrales nucleares e hidroeléctricas.
"Un modelo de mercado eléctrico basado en compras centralizadas de la mayor parte de la energía inframarginal (renovables, nuclear e hidráulica) con contratos de energía a precio fijo, que podrían ser impuestos por los Estados miembros de manera unilateral, podría afectar el mercado y las actividades de comercialización, fragmentando el mercado interior y desalentando el desarrollo de la flexibilidad en el sistema", afirman las asociaciones el texto.
Este sería el gran choque frente a la propuesta que realizó la catedrática y consejera de Enagás, Natalia Fabra, junto a su equipo, para el Ministerio para la Transición Ecológica.
Fuentes de alguna de las asociaciones que estubvieron partícipes este miércoles en la sede ministerial en la gran cumbre energética asegura a El Periódico de la Energía que "ese es el principal escollo. En el resto de cosas, de los CfDs etc hay bastante más consenso", explican.
Aunque también advierten lo siguiente. "La reforma del mercado eléctrico debe preservar la seguridad jurídica de inversores y consumidores sin permitir cambios retroactivos que alteren los flujos económicos ya acordados o el marco legal existente, de manera de preservar un clima de confianza en los mercados financieros".
Aun así, las 11 patronales eléctricas entre las que están las de las eléctricas, renovables, representantes de mercados o las de vehículo eléctrico o baterías han elaborado un texto con nueve puntos que deben ser incluidos en el futuro diseño del mercado eléctrico que se discute ahora en Europa.
Estos son los nueve puntos clave:
1.- Impulsar el despliegue de la generación renovable.
Asegurar que todos los agentes puedan elegir libremente y sin limitaciones u obligaciones entre invertir bajo esquemas de apoyo CfDs o vender energía al mercado, incluyendo ventas en mercados mayoristas, a proveedores o directamente a clientes (PPA). El éxito del nuevo modelo dependerá de proporcionar entornos atractivos para los inversores haciendo coexistir todas las posibilidades de operar en el mercado. Cada país tiene su propia trayectoria y enfoque, y las diversas herramientas han ido calando de manera diferente en cada uno.
PPA: Acuerdos de compra de energía a largo plazo, generalmente entre productores renovables y grandes consumidores.
CfDs: A los efectos de esta nota, contratos por diferencia en los que es el regulador quien celebra un contrato de precio fijo a largo plazo.
Reconociendo que los PPAs incentivan eficientemente la inversión en renovables, al mismo tiempo que permiten a los consumidores reducir la volatilidad de los precios de la electricidad, por lo que es necesario promover su desarrollo eliminando las barreras existentes.
Para ello proponen:
Fomentar mecanismos de agregación y puesta en común de compradores y vendedores en línea con la regulación sobre consumidores electrointensivos.
Considerar facilitar la demanda para establecer coberturas de largo plazo, así como esquemas que den soporte a la cobertura de riesgos para financiar garantías.
Mantener mecanismos, como los CfD, que han demostrado ser efectivos para a) promover la inversión, b) asegurar que los Estados cumplan metas energéticas y climáticas y c), desarrollar tecnologías que aún no están maduras.
Los CfD deben asignarse a los generadores a través de mecanismos competitivos y deben diseñarse para minimizar las distorsiones. Su diseño puede incorporar elementos para aumentar la liquidez en los mercados a plazo.
Los CfD deben ser voluntarios tanto para la generación como para la demanda. De lo contrario, una asignación de los costos o pagos creados por los CfD a toda la demanda puede distorsionar el mercado, el despliegue de PPA y la actividad comercial.
2.- Mantener los mercados de corto plazo, basados en precios marginales.
Se trata del mejor instrumento para garantizar la optimización del despacho de generación y los flujos transfronterizos de energía, y completar así el desarrollo normativo necesario para la participación en el almacenamiento y la gestión eficiente de la demanda.
3.- No penalizar la actividad de los proveedores,
Hay que evitar que las intervenciones en el mercado reduzcan la liquidez, que la distorsión de las señales de precios acabe afectando a la competitividad de los proveedores y que la configuración de garantías de operación excesivamente gravosas en el mercado se convierta en una barrera.
4.- Fomentar la contratación de energía a plazo, eliminando las barreras existentes para su despliegue.
Los mercados organizados y la contratación bilateral permiten a generadores y consumidores obtener flujos de caja estables en los horizontes de contratación que ellos decidan. Deben promoverse mecanismos que permitan a todos los proveedores acceder a la energía en condiciones de mercado.
Eliminar barreras a su desarrollo, como las derivadas de las limitaciones a la duración de los contratos en el caso de determinados consumidores (residenciales y pymes en el caso de España), exceso de regulación o falta de estabilidad regulatoria.
Flexibilizar el régimen de garantías para operar en el mercado de modo que no se convierta en una barrera para las operaciones de mercado.
La creación de una cámara de compensación estatal o europea para hacer asequible este tipo de contratos, de forma que sea accesible a un mayor número de jugadores y permita a vendedores y compradores competir en igualdad de condiciones.
Las subastas de capacidad renovable permitirían una mayor competencia si parte de esta capacidad se pusiera a disposición de la demanda directamente como tomadores de demanda.
Los contratos a largo plazo deben seguir siendo voluntarios para los participantes del mercado, respetando la legislación mercantil europea y, por tanto, sin generar limitaciones al libre mercado interior de la electricidad.
5.- Mantener la seguridad de suministro a través de mercados de capacidad para garantizar un sistema robusto y flexible.
Los mercados de capacidad deben ser una parte integral del diseño del mercado, proporcionando una compensación eficiente por la firmeza y flexibilidad necesarias para garantizar un despliegue más rápido y acelerado de las energías renovables. Los incentivos para lograr la inversión necesaria en recursos de generación, almacenamiento y gestión de la demanda proporcionarán al mismo tiempo una mayor seguridad de suministro.
Los mercados de capacidad deben diseñarse bajo el principio de neutralidad tecnológica. Por tanto, deberían incluir un umbral de emisiones, retribuir toda la capacidad en función de su firmeza, armonizarse a nivel europeo y dejar de considerarse soluciones temporales.
6.- Dotar de flexibilidad al mercado eléctrico.
Facilitar el acceso a los mercados de flexibilidad para todos los recursos del sistema, alentar modelos de agregación de recursos distribuidos, simplificar los procesos habilitadores y eliminar las barreras de entrada (p. ej., zona reglamentaria de tamaño mínimo).
Incentivar la inversión en recursos que doten de flexibilidad al sistema eléctrico, desarrollar mercados locales y creación de un mercado primario de servicios auxiliares.
7.- Impulsar la electrificación y nuevos modelos de negocio asociados a la transición energética.
Para incentivar de forma eficiente nuevos modelos de negocio, como el hidrógeno renovable, la respuesta a la demanda o la inversión en baterías por parte del consumidor, es necesario que el consumidor pueda estar expuesto al precio marginal de la electricidad. Para mantener la coherencia en la transición energética, el diseño del mercado no debe afectar negativamente a un vector energético que es necesario para avanzar en la transición.
Es necesario que esta demanda module su consumo de acuerdo con el precio marginal de la electricidad. Por otro lado, si todos los consumidores estuvieran sujetos a los CfD, su curva de precios se aplanaría artificialmente y se desincentivaría la inversión en opciones que brinden manejabilidad al sistema.
Debe maximizarse la participación de la demanda en los servicios de balance.
8.- La adecuación del sistema debe evaluarse periódicamente.
Con el fin de dar visibilidad a los participantes del mercado y operadores de red, se propone realizar evaluaciones periódicas para analizar:
Las necesidades en términos de firmeza y flexibilidad para garantizar la seguridad de suministro del sistema eléctrico.
El avance de la electrificación, el desarrollo renovable y la evolución de la demanda.
El camino para lograr cero emisiones netas (potencialmente a más largo plazo que los planes actuales de 10 años) incorporando una perspectiva intersectorial, incluido el desarrollo de nuevos vectores de energía, como el hidrógeno renovable.
Reevaluación de las necesidades de desarrollo de las redes de transmisión y distribución con una periodicidad máxima de 2 años.
9.- Consolidación del Mercado Interior de la Energía.
El mercado europeo se basa en las reglas del mercado y la libre competencia en las inversiones y el comercio energético, lo que está permitiendo invertir en energías limpias y una mayor eficiencia en el suministro.
Los consumidores deben seguir beneficiándose de un mercado interior de la energía que garantice precios competitivos de la electricidad. Para ello, se debe implementar la reducción progresiva del espectro de clientes con derecho a tarifas reguladas.
Cualquier regulación de emergencia del mercado debe ser verdaderamente excepcional y no aplicarse por un período prolongado de tiempo. La inversión requiere estabilidad regulatoria.
Para mantener el mercado interior, la UE debe esforzarse por implementar de forma homogénea tanto el diseño del mercado como las posibles medidas excepcionales. A nivel de EM, deben evitarse solicitudes dispares, para no alterar la unidad del mercado único europeo.
pepe
24/02/2023