La reforma del mercado eléctrico europeo: algunas consideraciones

Los PPA tienen un rol cada vez más importante en la descarbonización de las empresas.

Como consecuencia del progresivo y significativo incremento de la participación de las energías renovables en los sistemas eléctricos europeos y de los impactos de la crisis energética sobre los precios, se ha abierto el debate sobre la necesidad de reformar el mercado eléctrico en la Unión Europea.

Por ello, y en respuesta a la petición del Consejo de la UE, la Comisión ya está trabajando en una propuesta de reforma del mercado, que podría traducirse en cambios regulatorios.

A mi entender, esta reforma podría tener un impacto directo sobre los tres pilares de la política energética (precios asequibles, seguridad de suministro y sostenibilidad), por lo que, antes de aprobar cualquier medida, sería necesario hacer un buen análisis económico, financiero y social de los posibles impactos, con la participación de todos los agentes implicados.

Además, convendría tener en cuenta diversas consideraciones.

Primero, que el diseño actual del mercado de la electricidad (“single day ahead e intraday coupling”) ha proporcionado un mercado relativamente bien integrado, como ha manifestado el regulador europeo (ACER) en su informe de abril de 2022 (Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design), aportando más de 34.000 millones de euros de beneficios anuales en los últimos 10 años si se comparase con un sistema sin interconexiones. Además, los mercados a corto plazo (diarios, intradiarios y de ajuste) son elementos esenciales para asegurar una gestión eficiente y flexible de los recursos (escasos) y, por tanto, deberían preservarse. Sin embargo, nadie duda de que deberían complementarse con un mayor desarrollo de los mercados a plazo.

En este sentido, los contratos por diferencias basados en esquemas competitivos voluntarios (subastas), en los que el sistema eléctrico asegura el precio ofertado al participante para la energía comprometida, podrían jugar un papel para reducir riesgos de los inversores, mejorando su financiación, pero no deberían desplazar ni los PPAs (acuerdos de compra a plazo de energía) privados, ni los mercados a plazo, ni los contratos a precio fijo a los que que hoy en día pueden acceder los consumidores en el mercado libre.

Los PPAs desempeñan un rol cada vez más importante en los procesos de descarbonización de las empresas y en la cobertura de los riesgos de precio, y serán también esenciales para el despliegue del hidrógeno renovable y el cumplimiento de los objetivos de “Net Zero” de los países. En España, dada nuestra abundancia relativa en fuentes renovables, nos hemos convertido en líder mundial en el mercado de PPAs corporativos, según el índice EY RECAI (Renewable Energy Country Attractiveness Index) , de modo que no sería deseable perder este liderazgo como consecuencia de la reforma.

Por su parte, es necesario profundizar en el desarrollo de los mercados a plazo, aumentando su liquidez y abaratando el coste de la cobertura.

Con los PPAs privados y los mercados a plazo se daría una señal de precio a medio plazo, cuestión esencial para promover las inversiones en tecnologías renovables y almacenamiento, esenciales para la transición energética. En este sentido, es preciso considerar que las inversiones en estas tecnologías nos permitirán independizarnos de las fuentes fósiles importadas, por lo que cualquier reforma tendrá que ser extremadamente cuidadosa para evitar un efecto negativo sobre las mismas.

En segundo lugar, y ligado a lo anterior, será necesario promover los mecanismos de capacidad a largo plazo, como complemento de los mercados de energía, ya que, en algunos países nos enfrentamos a posibles problemas de potencia firme, tal como recoge el informe preliminar European Resource Adequacy Assessment 2022 de ENTSO-E.

Estos mecanismos deberían ser neutrales tecnológicamente, permitiendo contar con generación de respaldo, almacenamiento (baterías y bombeos) y flexibilidad de la demanda. En el caso de los bombeos, convendría valorar una extensión del plazo de 10 años que actualmente contempla el reglamento europeo.

En tercer lugar, la reforma debería promover la armonización de los precios en la UE, evitando la segmentación de precios, que tendrían consecuencias negativas en el proceso de integración y en el cumplimiento de los objetivos climáticos europeos.

En cuarto lugar, el diseño del mercado deberá asegurar un uso óptimo de las infraestructuras, teniendo en cuenta los desafíos de las redes para hacer frente a los retos que se derivan de la cada vez mayor descentralización, digitalización y descarbonización de los sistemas energéticos.

En quinto lugar, la reforma deberá considerar las necesidades de los ciudadanos, asegurando que éstos están adecuadamente protegidos, acceden a una energía asequible (especialmente, los consumidores vulnerables) y estén empoderados para participar en el mercado y beneficiarse de la transición energética.

En sexto lugar, la reforma debería profundizar en aumentar la competencia en el ámbito de la comercialización, evitando que un intervencionismo excesivo pudiera traducirse en menores elecciones para los consumidores.

Por último, la reforma deberá evitar que se altere la confianza legítima de los inversores, lo que conllevaría la judicialización del sector, con un impacto muy negativo sobre las necesarias inversiones en transición energética, calculadas en casi medio billón de euros anuales en la UE para cumplir los compromisos a 2030.

En definitiva, nos encontramos en un momento decisivo para el mercado eléctrico, pero dados los significativos impactos que una reforma del mismo pudiera generar resulta esencial el debate técnico y el análisis en profundidad de los diferentes impactos que pudieran derivarse de la misma.

Publicado en El Economista