Fuente: Cinco Días
Los precios del mercado mayorista de la electricidad (pool) tienen en España un límite de casación: 180 euros MWh. Otro tanto ocurre en Portugal, ya que ambos países comparten el Mercado Ibérico de la Electriciad (Mibel). Este tope contrasta sobremanera con el que rige en los principales países de la Unión Europea, que se sitúa en 3.000 euros MWh. Tal es el caso de Bélgica, Dinamarca, Francia, Alemania, Italia, Suecia Croacia, según datos de la Comisión Europea.
En el marco de la creación del mercado único de la energía, que tiende a homogeneizar los sistemas, la UE exige que, a partir de enero de 2020, los límites que aplican todos los países se armonicen. Teniendo en cuenta que la inmensa mayoría lo topa en 3.000 euros MWh, el armonizado se situará en ese nivel o similar, según los expertos. Irlanda, que tenía el techo en 1.000 euros MWh, se ha comprometido a llegar a los 3.000 euros.
La medida figura en el Reglamento recién aprobado por el Parlamento Europeo, el Consejo y la Comisión Europea sobre mercado único de la electricidad, el último de los desarrollos del conjunto de directivas sobre energía que componen el llamado paquete de invierno. En su artículo 10, el relativo a los límites técnicos de las ofertas, el citado reglamento indica que no habrá límites máximos o mínimos para los precios al por mayor de la electricidad. “Esta disposición se aplicará, entre otras cosas, a las ofertas y casaciones en todos los horizontes temporales”, e incluirá los mercados de ajustes.
No obstante, los operadores de los mercados (Omie en el caso español), “sí podrán aplicar límites armonizados a los precios de casación máximos y mínimos para los horizontes temporales diarios e intradiarios”. Esto es, el mercado ordinario que representa la inmensa mayoría de las ofertas.
Según añade el texto, “esos límites serán lo suficientemente altos para no restringir innecesariamente el comercio, se armonizará en la zona del mercado interior y tendrán en cuenta el valor máximo de cada pérdida”. Esto hace referencia al valor de la energía no suministrada o lo que hay que pagar cuando es la demanda la que fija el precio (el denominado VOLL).
En los países en que no hay pagos por capacidad (incentivos por tener disponibles las centrales de gas o las de carbón, que tienen potencia firme) o, si los hay, no resultan suficientes para cubrir los costes fijos de estas plantas, un mecanismo de cotizaciones elevadas esporádicas es el adecuado: las empresas aprovechan las horas de extrema necesidad del sistema para pedir precios muy altos y cubrir de golpe los costes fijos, por ejemplo, de un año.
Hasta que se armonice el techo de precios para todos los países, los precios más altos (esto es, los 3.000 euros MWh) se seguirán aplicando, según el reglamento.
Sobre las consecuencias que la medida podrá tener para España, hay distintas opiniones. Hay quien considera peligroso dejar abierta la puerta a límites tan altos en el pool, dado que es el mismo que el PVPC o precio regulado al que están acogidos más de 10 millones de pequeños consumidores. Un mecanismo ideado por el exsecretario de Estado de Energía Alberto Nadal que no se existe en ningún país europeo, cuyas tarifas domésticas no están ligadas directamente al devenir de sus mercados mayoristas.
En este sentido, los más pesimistas recuerdan que desde hace un año las centrales españolas no reciben pagos por capacidad (estas últimas solo en parte), por lo que podrían intentar cubrir sus costes fijos aprovechando el cambio regulatorio.
Tampoco falta quien considera que, en tanto exista oferta suficiente, este no tendrá efectos en el precio medio del mercado español (de hecho, este se viene situando entre el 50 y 70 euros MWh, lejos del límite actual de 180 euros). Otra cuestión es que las empresas pidan (y se les permita) hibernar ciclos combinados por razones económicas, y se recorte de forma sustancial la oferta.
Los cambios, en 2020
A más tardar el 5 de enero de 2020, los Estados miembros de la UE deben presentar un informe a la Comisión Europea detallando las medidas y actuaciones que han llevado o tienen intención de llevar a cabo para evitar restringir los precios mayoristas de la electricidad.
En el caso del mercado ordinario se armonizarán unos precios elevados. Fuentes del sector ironizan con que será el precio que aplica Alemania (3.000 euros MWh). Con todo, en este país la cotización en lo que va de año ha sido de 121,46 euros MWh en un día, lejos de ese techo.
El Reglamento que desarrolla la directiva sobre mercado interior de la energía establece también las nuevas subastas de capacidad a las que, además de las eléctricas con potencia firme (centrales de carbón y ciclos combinados) podrán acudir los grandes consumidores industriales. Se subastará el menor precio al que las plantas están dispuestas a estar preparadas para producir (caso de las generadoras) o para dejar de consumir (caso de las industrias) si el operador del sistema las requiere.
El Reglamento también fija la posibilidad de contar con capacidad de reserva a un precio regulado. Un sistema para garantizar la seguridad del suministro que ahora no existe en España.