Europa quiere forzar a España a permitir precios negativos en el mercado eléctrico: pagar para producir energía
La Unión Europea quiere obligar a España a permitir los precios negativos en su mercado mayorista de electricidad, el conocido como ‘pool’: que en momentos muy determinados, los generadores de electricidad paguen por verter al sistema la energía que compran las comercializadoras en esa bolsa.
El artículo 10 del nuevo reglamento europeo sobre el mercado interior de la electricidad dice que“no habrá un límite máximo ni un límite mínimo para los precios al por mayor de la electricidad”, si bien los operadores de los respectivos mercados (OMIE, en el caso de España) “podrán aplicar límites armonizados a los precios de casación máximos y mínimos” en los mercados diario e intradiario.
El límite máximo, como avanzó Cinco Días, pasará en España y Portugal (que operan en el mercado ibérico MIBEL) de los actuales 180 euros por megavatio hora (herencia del límite de 30.000 pesetas que se impuso en época previa al euro) hasta un tope de 3.000 euros. El mínimo, que actualmente es de cero euros, pasaría a -500 euros, según explica a eldiario.es la presidenta de OMIE, Carmen Becerril.
La nueva horquilla de precios, que en teoría debería estar en vigor el próximo 1 de enero, es la misma que la de la mayoría de países europeos y, según fuentes del sector, es la propuesta por la ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators), a la que pertenece la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) española.
Becerril recuerda que la normativa europea prevé contadas “excepciones” en esta materia, pero subraya que en cualquier caso esta no es una competencia de OMIE, sino del regulador. Preguntada por este asunto, María Jesús Martín, directora general de Energía y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica, lleva la pelota al tejado de la CNMC, que, indicó, es la que tendría que abordar esta cuestión en el marco de las nuevas competencias que ha asumido recientemente.
El organismo, que debe tener en consideración las orientaciones de política energética establecidas por el Gobierno, señala que el cambio de los límites de precio, que según reveló la semana pasada Expresso tiene en guardia al supervisor del mercado eléctrico portugués, ERSE, se va a abordar “con cautela”, una vez estén en marcha los profundos cambios que ha propuesto la CNMC en una serie de circulares publicadas el pasado viernes en las que confirma su propuesta de recortar de forma profunda los ingresos regulados del sector eléctrico y gasista.
Según las empresas, ese recorte va a poner “en riesgo” las inversiones previstas en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima que ha presentado el Gobierno español para alcanzar los objetivos de transición ecológica comprometidos con la UE. La CNMC defiende que, en el caso de los consumidores domésticos, supondrán un recorte de la factura final del gas del 10% y del 3% en el de la electricidad. Para los industriales, el recorte sería del 20% y el 6%, respectivamente.
Precios negativos: una realidad habitual
Los precios negativos en el mercado mayorista son relativamente habituales desde hace años en muchos mercados europeos, como Alemania, Francia, Bélgica, Suiza o Dinamarca. También existen en Estados Unidos y Australia. Ahora, España y Portugal parecen abocados a implantarlos en el proceso de progresiva armonización hacia un mercado único comunitario.
Estos precios tienen su explicación cuando en horas puntuales (por ejemplo, baja demanda y elevada producción de renovables), para algunas centrales “no tiene sentido parar la generación” porque el coste de hacerlo “es mayor que pagar dinero para que te consuman la energía”, resume Pedro Fresco, especialista en el mercado eléctrico y gasista. “En California, por ejemplo, son bastante habituales para exportar la energía a los estados vecinos, porque la red se colapsa por exceso de energía solar”, añade.
¿Qué generadores pueden estar dispuestos a pagar por producir energía? Jorge Morales de Labra, director de GeoAtlanter y miembro de la Fundación Renovables, apunta dos supuestos: centrales nucleares, cuya parada y arranque tiene un alto coste, y las plantas de energía renovable más antiguas en España, que son las que tienen garantizada una prima que cobran aparte del precio de mercado.
Kim Keats, director de la consultora Ekon, añade otra posibilidad: plantas de renovables que firmen contratos de suministro de energía a largo plazo (conocidos como PPAs) a un precio garantizado de antemano. Esto incluiría instalaciones de futura construcción que vendan su producción a precio de mercado (sin prima).
Según el operador del mercado centroeuropeo, Epex, los precios negativos “no son un concepto teórico” sino una realidad relativamente frecuente que en Alemania se registró en 146 horas de 24 días a lo largo de 2017. Uno de los últimos episodios se dio el pasado 8 de junio, cuando un incidente en la casación de los mercados europeos por un fallo informático de Epex afectó a 17 interconexiones de Europa.
El episodio, que en España obligó a Omie a cerrar la negociación de electricidad con Francia (la Península Ibérica funcionó durante la mayor parte de ese día como una verdadera isla energética), provocó alteraciones en los precios en varios mercados del centro del continente. En Bélgica se llegaron a marcar 133 euros negativos por MWh.
El efecto en el PVPC
En España, se abre la incógnita de cómo afectará los precios negativos, en caso de que acaben implantándose, a la tarifa semirregulada del Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC), la opción más recomendada por los expertos para los consumidores domésticos. En esta tarifa, el coste de la energía, que supone en torno a un 30% del total (a eso se suma la parte fija que retribuye los costes regulados de redes, renovables, impuestos…) está indexado al precio horario del 'pool'.
“Entiendo que debería trasponerse tal cual, es decir, que el término de energía de esa hora ”restase“ al precio final del resto de términos en vez de sumar”, dice Pedro Fresco, que tiene dudas sobre el futuro del PVPC en el marco de la liberalización del sector que impone la UE. Teme su eliminación pese a que, en su opinión, “no es una tarifa subvencionada, que es lo que les preocupa, sino una tarifa de mercado pero con márgenes limitados”, señala.
Para Morales de Labra, “el problema de liberar los precios es la escasísisma competencia del mercado español”, que “puede dar lugar a muchos más abusos que en otros mercados”. El nuevo reglamento europeo permite también, entre otras cosas, “la fijación de precios en situaciones de escasez sin límites de precios en el mercado mayorista”.
Esos “precios de escasez”, dice un directivo del sector que pide el anonimato, solo tienen sentido en un mercado de “competencia perfecta”, pero no en el eléctrico, que “está lleno de fallos”. Pueden dar lugar “a disparates económicos, como llegar a los 2.000 euros; a ver qué Gobierno aguanta eso durante una semana”, dice.
El consultor Francisco Valverde duda también que, en caso de que se acaben permitiendo precios negativos en España, se acaben dando en la práctica. Alude a lo que en el sector se denomina “ofertas complejas”: “En teoría, tenemos el mismo algoritmo de formación de precios para toda Europa” [se llama Euphemia], pero OMIE tiene esas “ofertas complejas” que “no usa nadie más” en Europa y que se pueden incorporar en la casación bajo determinadas condiciones (indivisibilidad, de ingresos mínimos, de parada programada, de capacidad de producción o gradiente de carga…).
“En teoría abaratan el global del día, pero dudo que eso se haya comprobado”, dice Valverde, que cree que esa complejidad es una de las razones de que España tenga un diferencial de precios al alza tan elevado con respecto a otros países europeos.
