Impulsar los mercados a plazo y reducir el peso del mercado spot daría más estabilidad a los precios de la electricidad y garantizaría la inversión necesaria en renovables para cumplir los objetivos a 2030

El fomento del mercado a plazo, apoyado por la celebración de subastas, es necesario para conseguir una señal de precio estable en el tiempo que beneficie tanto a los promotores de proyectos de renovables como a los consumidores. Es una de las conclusiones del informe ‘Los mercados mayoristas eléctricos y su adaptación a la transición energética’, elaborado por PwC y publicado por Fundación Naturgy. El documento realiza propuestas para acometer la reforma de los mercados mayoristas de electricidad, ante el reto de la integración masiva de renovables vinculada a la transición energética.

El informe parte de la premisa de que, “para que todos los consumidores dispongamos de un suministro de calidad y que se ajuste a nuestro nivel de demanda, el sistema eléctrico necesita garantizar tres elementos indispensables: energía; potencia, para que la cantidad de energía que nos llega en cada instante sea la que esperamos; y servicios, para que la electricidad nos llegue con seguridad y calidad”, explica Oscar Barrero, socio líder del sector Energía de PwC y uno de los autores del informe.

El mercado eléctrico español actual está diseñado, fundamentalmente, en base la generación térmica convencional, que puede aportar estos tres elementos (energía, potencia y servicios). Por el contrario, no todas las nuevas tecnologías renovables son capaces de suministrarlos de manera simultánea, por lo que deberían generarse mercados diferenciados que los garanticen, generando señales de precio eficientes para asegurar firmeza, flexibilidad y seguridad. “Esta reforma permitiría hacer frente a los retos de la transición energética y a la intermitencia de la generación renovable, además de converger con el resto de Europa”, según Barrero.

Más mercados plazo y menos mercado spot

Según PwC, “España necesita disponer de un mercado a plazo líquido y profundo, ya sea mediante la negociación de contratos de compraventa a largo plazo o fomentando los actuales mercados”. En este sentido, consideran que el mercado spot debería adquirir “el rol de un mercado de ajuste”, dejando así de ser “el elemento primordial en la fijación del precio”.

En la mayoría de los países europeos, a diferencia de España, la electricidad se negocia principalmente en mercados a plazo, lo que permite conseguir una mayor estabilización de precios. En Francia, Alemania y Reino Unido, el volumen negociado en el mercado spot supuso solo el 24%, 39% y 55% de la demanda total eléctrica en 2019. “En España se debería eliminar la obligatoriedad de paso de la electricidad por el mercado spot, algo que resta liquidez al mercado a plazo”, explica Barrero.

Asimismo, el estudio aboga por establecer un equilibrio entre el mercado de PPA’s (acuerdos de compra venta) y las subastas de capacidad renovable. “Las subastas permiten controlar la capacidad máxima renovable instalada, estabiliza su remuneración, y reduce los riesgos asociados a estas plantas”, explica Barrero. “Sin embargo, un diseño desproporcionado de las subastas puede dificultar el desarrollo de los mercados a plazo, lo que impediría el desarrollo creciente de PPA’s”, prosigue Barrero, que afirma que “las subastas sólo serían recomendables en momentos de bajos precios de la electricidad e inestabilidad”.

Los autores consideran que España podría adoptar una serie de tendencias europeas y que todavía impulsarían más el papel de los mercados de ajuste, dando cabida a nuevos participantes como “los generadores renovables a gran escala o las soluciones de almacenamiento en baterías, así como recursos energéticos distribuidos como la gestión de la demanda, el almacenamiento de baterías a pequeña escala y la generación renovable distribuida”.

Asimismo, es necesaria también la aprobación de un mercado que asegure una capacidad firme y flexible para cubrir las puntas de demanda y asegure el suministro eléctrico ante la variabilidad de la generación renovable.

Países como Reino Unido, Francia, Alemania e Italia ya tienen sus mercados de capacidad operativos, que están permitiendo participar a tecnologías como las renovables, el almacenamiento y la demanda, según recoge el informe. España ya ha empezado a dar pasos para que también sea una realidad, con la reciente audiencia pública del Ministerio para la Transición Ecológica para crear un mercado de capacidad que incentive la inversión en almacenamiento y la firmeza del sistema eléctrico.

Los expertos apuestan por los mercados a plazo

Tras la presentación del informe, que tuvo lugar esta mañana, se realizó una mesa redonda en la que participaron representantes del Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO), OMEL REE y CNMC, que coincidieron en la necesidad de fomentar los mercados a plazo, y de desarrollar más los mercados de capacidad y los mercados de ajuste para integrar las energías renovables que se están incorporando al sistema.

El director general de Política Energética y Minas del MITECO, Manuel García Hernández, aseguró que el regulador se enfrenta al reto del principio de neutralidad de tecnológica, “pero ninguna tecnología es general y comparable”, y en ese sentido destacó la importancia de guiarse por criterios de eficiencia y eficacia. García Hernández afirmó que es necesario “regular nuevos modelos de negocio innovadores, pero la realidad siempre va por delante, y por eso necesitamos modelos de regulación más flexibles”.

Por su parte, la presidenta de OMEL, Carmen Becerril, recordó que el concepto del mercado marginalista fue uno de los grandes protagonistas del proceso de liberalización. “Ha evolucionado, pero también es una de las herramientas básicas del proceso de transición energética, con cambios como la regulación cuarto horaria del mercado y la celebración de subastas paneuropeas”, añadió. En relación a la volatilidad de los precios, Becerril aseguró que “pone de manifiesto la transparente formación de precios que existe en el mercado; otro debate es en qué medida el consumidor puede asumir esa volatilidad”, y apuntó que “contra la volatilidad, el antídoto serían las soluciones del mercado a plazo”.

Tomás Domínguez, director de Operación de REE, destacó como uno de los retos del sistema que, a futuro, “posiblemente las nuevas energías renovables que vayan entrando tengan que seguir participando con más intensidad en los servicios de balance, y una pieza fundamental son los mecanismos de capacidad”. “Debemos tener una herramienta potente que permita ajustar esa potencia firme y flexible que siempre necesita el sistema, con garantías de sostenibilidad económica que permita que el sistema funcione de manera segura”, como lo ha hecho hasta ahora, afirmó Domínguez.

Por otra parte, Esther Espeja, subdirectora de Mercados Derivados de la CNMC, en su rol de supervisor del mercado, afirmó que, al igual que la regulación, “la supervisión también tiene que ser flexible para adaptarnos al nuevo diseño de los mercados. Es un gran reto. Hemos pasado, por ejemplo, de un mercado local intradiario con subastas a un mercado continuo con el resto de Europa, y la inteligencia artificial se está incorporando a la gestión de los mercados”.