“El mercado (eléctrico) está roto”, aseguraba Teresa Ribera hace un año. Y este martes ha explicado su propuesta a Bruselas para arreglarlo. Su primera solución, de nuevo, como sucedió con el mecanismo ibérico, es independizar el precio mayorista de la luz del gas y, en segundo lugar, su receta apunta a crear contratos a largo plazo para protegerse de la volatilidad a la que está expuesta este mercado por situaciones coyunturales como se ha visto con la crisis de Ucrania o en climatologías adversas.
El diseño actual del mercado establece los ingresos que reciben los generadores de electricidad y el precio que paga la demanda o consumidores de luz. Esta relación se establece a través de un sistema marginalista, en la que el precio lo determina la oferta más cara de los generadores necesaria para satisfacer a la demanda. El mercado eléctrico europeo estaba “roto” porque esa oferta cara estaba descontrolada por el gas y la falta de recursos para compensar que un gran proveedor, como Rusia, había cerrado el grifo.
Ribera y su equipo resumen esta situación a que el diseño del mercado eléctrico no está preparado para situaciones de alta volatilidad ni para la penetración masiva de las energías renovables. Tampoco ven al actual modelo de casar oferta y demanda de electricidad preparado para nuevas tecnologías que ofrecen firmeza y flexibilidad al sistema en los próximos años, como el almacenamiento de electricidad o gestión de la demanda.
Y todos estos factores son los que marcan los grandes cambios de ese precio de la luz que protagoniza desde 2021 los telediarios y que castiga a los consumidores acogidos a la tarifa regulada. La medida que presenta España a la Comisión Europea, en este caso de forma unitaria y sin Portugal, se fundamenta en instrumentos a plazo.
Por un lado, contratos a plazo de electricidad que proporcionen ingresos estables para los generadores de electricidad con renovables, hidráulicas y nucleares. Un modelo que pretende dar ingresos estables a los generadores de estas tecnologías, denominadas “inframarginales”, durante la vida útil de sus plantas y menor volatilidad para los consumidores.
El otro frente son los contratos a plazo de capacidad, que consiste en pagar a una planta de generación por estar disponible para cuando se le necesite y dar seguridad de suministro al sistema. Una vía que tienen como objetivo tecnologías como las plantas de ciclos combinados de gas o las baterías de almacenamiento.
El regulador contrata con las centrales inframarginales energía a largo plazo, mediante contratos por diferencias (CfDs), a precio fijo y orientado a costes, e introduce mercados de capacidad para las centrales que ofrecen capacidad firme o flexible. Su reforma pretende contribuir al despliegue de renovables, seguridad de suministro y precios asequibles.
Ribera ve un efecto gradual
Ribera señala que el impacto de la reforma en los precios será gradual. A medida que se incremente el volumen de energía contratada a plazo, la volatilidad del precio se reducirá. Si los precios del gas siguen elevados, el nivel de precio medio también se reducirá. Por último, apuntan que los mercados a corto plazo (diario, intradiario…) no desaparecerán, será una referencia más para los contratos a plazo de energía.
Esta propuesta que España envía a Bruselas para un debate que se iniciará en primavera. El plan debe ser aprobado por todos los países miembros para ponerse en marcha. Un respaldo complejo y tardío para el que Ribera se guarda un ‘plan b’: “En tanto se lleva a cabo la reforma se solicitará la prórroga del mecanismo ibérico para continuar protegiendo a los consumidores ante los elevados precios del gas natural”, recoge su reforma.
