Los gobiernos de España y Portugal enviaron a la Comisión Europea su propuesta de mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.
Se trata de un mecanismo de ajuste que tal y como ya se ha contado se aplicará a las tecnologías que utilizan combustibles fósiles en su generación, ciclos combinados, cogeneración y carbón. El precio para iniciar la negociación es de 30 €/MWh para el gas y se tratará de extenderlo hasta el 31 de diciembre de 2022.
Precio de ajuste
Lo primero es conocer cómo se obtiene el ajuste. La cuantía unitaria diaria del ajuste se expresará en €/MWh. Se cogerá el precio que fije el Mibgas para el día posterior, se le restará el precio acordado con Bruselas de tope para el gas y la cantidad resultante se dividirá entre 0,55.
De tal manera que si el precio en el Mibgas es 100 y se le aplica un tope al gas de 30 €/MWh, el precio del ajuste será de 127 €/MWh con el que se tendrá que compensar a las centrales de ciclos combinados, cogeneración y carbón que hayan participado.
Si el precio negociado con la Comisión sube por ejemplo a 50 €/MWh, el recorte es menor, de solo unos 90 €/MWh por lo que su efecto sería escaso. Por eso el Gobierno quiere los 30 €/MWh.
Un ajuste de 120-130 €/MWh dejaría el precio del pool en unos 120 €/MWh, más o menos a la mitad de lo que se está negociando estos últimos días.
Doble sesión
Para poder llevar a cabo este mecanismo de ajuste, el Gobierno propone que a partir de ahora se realice una doble sesión en el mercado diario de electricidad.
Una primera sesión que tendrá como “objetivo obtener los resultados de los flujos netos por la interconexión España-Francia y los precios marginales horarios de los sistemas español, portugués y francés, denominados precios frontera, que serán firmes. Estos precios serán utilizados para la liquidación de los derechos de capacidad a largo plazo adquiridos en las subastas de capacidad de largo plazo en la interconexión España-Francia” reza el documento.
Esta sesión será como hasta ahora, bajo las mismas reglas de funcionamiento del mercado diario. En ella participarán todas las tecnologías y a las que se les aplique el ajuste ofertarán sin internalizar el ajuste.
A continuación de la sesión de acoplamiento europeo de mercado diario, el operador del mercado celebrará una segunda sesión del mercado diario exclusiva para la zona MIBEL de forma desacoplada del resto de mercados europeos, manteniendo el flujo neto en la interconexión entre España y Francia resultado de la primera sesión.
Para el proceso de casación de la segunda sesión se tendrán en cuenta todas las ofertas recibidas en los períodos de recepción de ofertas de la primera y segunda sesión, que finalmente resulten válidas y no sustituidas.
A continuación se realizará un nuevo proceso de casación del mercado diario ibérico cuyo resultado será firme, en cuanto a los precios y las energías resultantes, y sobre el que se realizarán las liquidaciones oportunas.
Lo mismo sucederá con los mercados intradiarios y de servicios de ajuste. “Las ofertas presentadas por las instalaciones referidas en el artículo 2.1 en los mercados intradiarios y en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real y las enviadas a los mercados de servicios de energía de balance tendrán en cuenta el mecanismo de ajuste”, explica el borrador.
Cómo se hace la liquidación
El operador del mercado llevará a cabo la liquidación del ajuste sobre el programa de cada una de las ofertas de venta y de compra de energía eléctrica en los mercados diario e intradiarios, y por la energía declarada en contratos bilaterales, correspondientes a las instalaciones a las que se les aplica el ajuste.
Pero la clave de todo viene ahora. “Los operadores del sistema llevarán a cabo la liquidación del ajuste a cada instalación por la energía negociada en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real, así como en los mercados de servicios de energía de balance. Si la energía neta negociada en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real, así como en los mercados de servicios de energía de balance, supusiera una reducción de producción de la instalación, se liquidará una obligación de pago y si fuera un incremento de la producción, se liquidará un derecho de cobro”, dice el texto.
De tal manera, que “el coste o ingreso asociado a la liquidación del ajuste realizada por el operador del sistema en cada periodo de negociación a que se refiere el apartado anterior, supondrá una obligación de pago o un derecho de cobro, que serán distribuidos por el operador del sistema entre todas las unidades de adquisición de los participantes del mercado ibérico de la energía eléctrica de su zona respectiva, en proporción a su energía medida en barras de central para ese periodo”.
Eso sí, hay alguna excepción. “Quedarán excluidas de los repartos indicados las unidades de oferta de almacenamiento, tanto baterías como de consumo de bombeo, así como las unidades de oferta de servicios auxiliares de generación”.
Una vez celebradas las dos sesiones para la fijación de los precios de la energía, el operador del mercado definirá el precio aplicable a las unidades de adquisición. El precio de adquisición será para cada periodo de programación la suma del precio expresado en €/MWh resultante de la segunda sesión, más la parte proporcional que corresponda del ajuste a los consumidores.
Con todo ello, el ajuste se tendrá en cuenta para todos los consumidores que estén sujetos a la tarifa regulada o PVPC.
Límite a la exportación
Para poder llevar a cabo todo esto sin que perjudique al resto de socios europeos, la propuesta de los gobiernos de España y Portugal maneja que se limite la exportación de energía eléctrica hacia Francia en algunos casos y/o momentos.
Así, “la interconexión entre España y Francia no quedará afectada en sentido importador”, pero “En el caso de la plataforma europea de mercado intradiario continuo, el operador del sistema eléctrico español deberá enviar un valor nulo de capacidad de intercambio en la interconexión con Francia en el sentido exportador”. Lo mismo sucede con las plataformas europeas de servicios de balance.
Por tanto, se penalizará la generación barata, es decir renovable, ya que no se podrá exportar a través de esas plataformas.
Garantías y multas
Por último y no menos importante, el documento refleja que OMIE, como operador del mercado, requerirá a las empresas titulares de las centrales una serie de garantías para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del mecanismo de ajuste.
“La falta de aportación de dichas garantías impedirá la participación de estas unidades en los diferentes mercados de producción de energía eléctrica”.
Asimismo, el Gobierno pretende multar a las compañías que intenten la manipulación, alteración o desviación injustificada de las ofertas de venta presentadas así como las ofertas de compra por las adquirientes. La multa podría ascender a unos 60 millones de euros ya que se trata de una infracción muy grave según el régimen de la Ley del Sector Eléctrico.
Están siendo más duras de lo previsto las negociaciones entre los gobiernos de España y Portugal con la Comisión Europea. Aprobar la intervención del mercado eléctrico a través de un precio límite del precio del gas en las ofertas que realicen las centrales de ciclo combinado y cogeneración no es tan fácil como podría parecer.
El principal escollo se encuentra en el ajuste en frontera. Es decir, en el mecanismo que España y Portugal elevaron a la Comisión para que hubiese dos precios en el mercado ibérico, uno para la interconexión con Francia y otro con el precio intervenido.
De esa manera, ambos países esperaban poder no interferir en el mercado único de la energía y así respetar la máxima de la Directiva de Mercado de la UE.
Pero en la Dirección General de Competencia han pedido más información al respecto de este mecanismo porque no las tienen todas consigo.
Un mecanismo de esta índole afecta directamente no sólo al mercado mayorista diario de la electricidad sino que también a otros mercados como el intradiario o el de futuros.
Muchas dudas
Además, el mecanismo de ajuste en frontera sí contaría con la energía procedente de las centrales de combustibles fósiles. Entonces, atendiendo a las reglas de mercado es difícil que su precio afecte a tan poca energía como es la que transcurre por la interconexión.
Es por todo ello que Bruselas está tardando en adoptar su posición frente a la propuesta ibérica de intervenir el precio en el mercado mayorista de la electricidad.
Dónde sí parece que hay un acuerdo es en el otro mecanismo de reducción del precio. La propuesta de 30 €/MWh generó cierta negociación pero todo indica que por esa parte hay acuerdo, pero a un precio algo superior.
A pesar de ello, el Gobierno español está convencido de que finalmente podrá convencer a la Comisión Europea y tener el visto bueno de todo el paquete para el mes de mayo.
Es entonces cuando el Gobierno lo aprobaría de manera urgente a través de un nuevo RDL para que se llevara a cabo cuanto antes. La medida se extendería hasta finales de año.
Otras presiones
Fuentes del mercado aseguran que tal mecanismo que se ha propuesto en Bruselas tardaría en implantarse en el mercado eléctrico. Tanto cambio requiere de una serie de pruebas que podrían traer nuevos retrasos a la verdadera y real imposición de un mercado eléctrico intervenido.
Por otro lado, tal y como han contado otros medios y ha podido confirmar este diario, la excepción ibérica tiene sus detractores en los pasillos de Rue de la Loi. El sector eléctrico, o mejor dicho, las grandes eléctricas están presionando para que no se intervenga el mercado.
Además, otros países, encabezados por Alemania y Países Bajos no quieren que se apruebe tal medida que distorsiona el buen funcionamiento del mercado.
Fuente: El Periódico de la Energía. Autor: Ramón Roca.