España se adelanta a Bruselas y propone una reforma integral del mercado eléctrico de la UE

El Gobierno español toma la delantera en la UE ante la próxima reforma del mercado eléctrico común, y lo hace con una propuesta de cambio integral en las reglas hoy vigentes. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha esbozado este martes las líneas básicas de la propuesta que remitirá a la Comisión Europea, con la que busca tanto limitar de forma permanente el impacto del gas en la factura de la luz como establecer un precio fijo y regulado para las centrales nucleares e hidroeléctricas —en general, amortizadas y con unos costes de operación mínimos—, al margen de lo que ocurra en el mercado mayorista. Todo supervisado por el organismo regulador que decida cada país de la UE, que podrá determinar el grado de intervención en el mercado.

El documento del Ejecutivo español, que ya ha pasado la criba del Consejo de Ministros, propone un giro prácticamente total sobre las bases del sistema actual de formación de precios para arrinconar al gas —el principal responsable de la escalada en el recibo eléctrico del último año y medio— y garantizar ingresos estables para las energías renovables. Que el mercado mayorista, en fin, quede mucho más embridado y regulado, y que sea mucho más previsible para consumidores y empresas generadoras.

La retribución que reciben los propietarios de granjas solares y parques eólicos quedaría fijada, de forma muy mayoritaria, por las subastas renovables. Un mecanismo que ya existe, pero que pasaría de ser una opción más —completamente voluntaria— para los desarrolladores a abarcar la práctica totalidad de la energía verde que se vende.

Por su parte, los ciclos combinados (gas), la hidroeléctrica de bombeo y las baterías pasarían a estar regidas por otro tipo de concursos: las llamadas “subastas de capacidad”. Ese esquema no solo fijaría una retribución no solo por el volumen de energía que se vende, sino por su importancia como el respaldo de todo el sistema eléctrico. Sería una manera de asegurarse de que estas centrales estarán cuando se requiere su presencia: se les exigiría aportar energía cuando la demanda sube y la generación renovable es baja; es decir, cuando hay escasez de electricidad barata. A diferencia de lo que ocurre hoy, cuando reciben el precio de mercado en cada franja horaria, ingresarían una cantidad previamente fijado por el volumen de energía que vendan y una prima por estar disponible en ese momento en el que hacen falta.

¿Adiós al sistema marginalista?

De cuajar esta propuesta, el actual esquema marginalista —en el que el precio de la luz queda fijado por la tecnología más cara de generación en cada tramo horario— se vería, así, superado por otro en el que prevalecen los costes medios de cada tecnología. “El mercado de corto plazo no dejaría de ser marginalista, pero pasaría a ser completamente secundario, mucho menos importante”, explica Luis Atienza, expresidente de Red Eléctrica de España (REE) y una de las voces más respetadas en el panorama energético español. “Se convertiría poco más que en un elemento de ajuste del coste de la energía: el grueso del coste de la energía quedaría fijado por contratos a largo plazo”.

En este sentido, Natalia Fabra, catedrática en el Departamento de Economía de la Universidad Carlos III de Madrid y asesora del Gobierno en la reforma del mercado eléctrico, defiende que la propuesta española conseguirá que los consumidores se beneficien del mayor peso de las renovables gracias a su menor coste y a la reducción del impacto del gas. “El mercado diario a corto plazo va a seguir siendo importante para asegurar la eficiencia en la producción, pero ya no va a ser el único determinante del precio que al final acaba pagando el consumidor o recibiendo las empresas”, explica.

Mientras, la proliferación de contratos de compra de energía a plazo, “preferiblemente subastados por el regulador”, dará estabilidad y previsibilidad a hogares y compañías generadoras. La economista considera que esta fórmula será cada vez más atractiva para un nuevo creciente de empresas de renovables que “se beneficiarán de no tener incertidumbre en el precio, lo que les dificulta el acceso y coste de la financiación”, añade. Una ventaja, a su juicio, fundamental.

La reforma del mercado eléctrico es uno de los grandes retos inmediatos de la UE, que ha visto cómo la crisis energética ha tenido un efecto devastador para la economía. Tras varios retrasos, Bruselas tiene previsto difundir sus propuestas antes de finales de marzo. Una suerte de aperitivo para el debate entre capitales, del que saldrá el texto definitivo y que tendrá lugar en primavera.

La discusión promete ser intrincada, con un centro y norte de la Unión —capitaneado por Alemania y Holanda— siempre renuentes a introducir muchos cambios, y un sur —con España y Francia al frente— mucho más favorable a aplicar algo más que un simple lavado de cara y que se siente respaldado por la reciente crisis de precios, que ha dado alas a quienes abogan por un nuevo sistema de precios. Si no hay un acuerdo en el primer semestre del año, el Gobierno de coalición marcará este tema como prioritario durante la presidencia española de la UE, en el segundo semestre de 2023. En ese periodo, confían, sus tesis tendrán más predicamento entre los Veintisiete.

Objetivo: fijar posición en el debate europeo

En ese contexto se enmarca la propuesta española dada a conocer este martes, con la que pretende fijar posición antes incluso de que se pronuncie el Ejecutivo comunitario. En paralelo, y para garantizarse una protección hasta el momento en que entre en vigor las nuevas reglas de funcionamiento de los mercados eléctricos europeos, el Gobierno pedirá a Bruselas que le permita mantener hasta finales de 2024 la llamada excepción ibérica, una medida excepcional que entró en vigor en junio y que trata de evitar que el alto precio del gas contagie a la electricidad. Este sistema, temporal y extraordinario, ha permitido una importante rebaja en la factura de la luz en comparación con lo que habría ocurrido sin su entrada en vigor. El problema es que expira en menos de cuatro meses: el próximo 31 de mayo.

Una de las claves del diseño esbozado por el Ministerio de Transición Ecológica está en evitar que el precio del gas se contagie al resto de la energía y empezar a remunerar a cada fuente en función de sus costes de generación. El sistema actual de formación de precios, sin embargo, es marginalista y hace que la última tecnología que se incorpora en el mercado para generar electricidad a diario marque el precio del 100% de la energía. Cuando esa tecnología es el gas, algo muy habitual, éste impacta de forma extraordinaria en el conjunto del mercado.

“El problema fundamental del sistema actual no es que sea o no marginalista: el problema es que apenas hay un mercado de largo plazo desarrollado y que el mercado mayorista de corto plazo es el que fija el precio, con muchísima volatilidad”, explica un experto en regulación del mercado eléctrico bajo condición de anonimato. “No sé si esta es la vía, pero lo que tengo claro es que hay que conseguir como sea que los desarrolladores firmen contratos a largo plazo y que vendan mucha menos energía directamente a mercado, por el bien de los consumidores”.

Mayor peso de las renovables

“El modelo actual no está en condiciones de aguantar un estrés como el de ahora ni, probablemente, sirva como modelo de futuro”, ha dicho la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, en la rueda de prensa posterior al Consejo de Ministros de este martes. La última referencia es clave: a medida que las renovables van ganando peso en la matriz de generación, crecen también las voces del sector que abogan por un sistema de retribución más estable, en el que se evite la enorme oscilación entre precios prácticamente cero y máximos históricos. Una volatilidad que ha quedado especialmente patente en los últimos tiempos y que a largo plazo no beneficia a nadie: ni a los consumidores, que se ven sometidos a picos y valles de precios; ni a los generadores, que buscan, ante todo, ingresos predecibles a largo plazo y no constantes dientes de sierra en su retribución.

El mercado eléctrico actual se diseñó hace dos décadas y ha quedado obsoleto, según el Gobierno, porque no recoge de forma adecuada la profunda transformación acontecida desde entonces. La solar, la eólica y el resto de fuentes renovables sumaban apenas el 10% de la producción eléctrica en 1998. Hoy rondan el 50%, y las previsiones oficiales apuntan a un 74% en 2030. Una meta que, salvo giro inesperado, se cumplirá bastante antes.