Desde las energías fósiles a las renovables: Propuestas regulatorias para una Transición Energética eficiente
Los elevados costes de la electricidad y el cambio de Gobierno, han escenificado la fuerte complementariedad existente entre descarbonización, electrificación y eficiencia económica.
El Sector Eléctrico es un sector económico sistémico. Nada puede hacerse sin consumir electricidad. El coste de la electricidad para el conjunto de los consumidores españoles se sitúa en torno a los 35.000 M€ anuales y las inversiones en centrales renovables y en otras instalaciones eléctricas, necesarias para la consecución de los objetivos de descarbonización, alcanzarían, en la próxima década, entre 70.000 y 100.000 M€ adicionales a los que se verificarían en una senda inercial. Frente a las actuales centrales en funcionamiento, se trataría de inversiones competitivas que harían bajar de modo estructural el precio de la electricidad. Estas inversiones pondrían en marcha proyectos rentables que no tendrían dificultades de financiación si el marco regulatorio les suministra estabilidad y seguridad jurídica. Por consiguiente, la Transición Energética contiene el mayor potencial, hasta ahora identificado, para transformar en el corto y medio plazo el modelo productivo de nuestro país.
El Sector Eléctrico deberá adquirir la “capacidad” necesaria para poder abastecer la demanda existente y la nueva generada por la expansión de la electrificación sobre otras actividades contaminantes. Pero esa “capacidad” no sólo habría que entenderla en términos de inversión en nuevas centrales, también en términos de la composición tecnológica de la generación y de la “operación” del Sistema Eléctrico. Sin duda, la gestión de un Sistema Eléctrico de mayor dimensión y basado en energías renovables, presentaría una nueva complejidad que sólo una adecuada regulación del Sector Eléctrico podría resolver. La planificación energética, la reforma del mercado, y la operación del Sistema Eléctrico estarían entre los instrumentos básicos imprescindibles a los que tendría que recurrir la regulación del Sector Eléctrico para que la Transición Energética pudiera cumplir con eficiencia sus objetivos.
La planificación energética y el diseño del mercado no podrían estar basados “sólo en la energía” como si todo kWh prestara al Sistema un mismo y sólo servicio. Ambos, el mercado y la planificación, deberian sentar sus fundamentos, por una parte, en las externalidades positivas y negativas de las diferentes tecnologías de generación -que por su propia naturaleza el mercado no valora porque escapan a su percepción-, y por otra, en los costes medios de generación que incorporan, a los costes de la energía, los de la potencia cuyas características marcan las extremas diferencias entre unos y otros kWh’s. En consecuencia, para que los precios remuneren los costes medios, el mercado de la electricidad debería organizar la competencia a largo plazo entre tecnologías que presten un mismo servicio al Sistema. Es decir, un mercado de subastas por tecnologías que sí tendría capacidad para revelar los costes medios de los kWh’s producidos por cada central… y todo ello con total independencia de que el mantenimiento del actual mercado horario determine el orden de acoplamiento de las centrales a la red, no su retribución.
De esta manera, sería el mercado -un mercado diseñado específicamente para la electricidad que contemple todos los segmentos tecnológicos susceptibles de someterse a la competencia– el que establecería la retribución de cada tipo de central durante su vida de diseño. Sucesivas subastas en el tiempo irían capturando para los consumidores los beneficios del progreso técnico en forma de menores precios de la electricidad. Así, el coste para los consumidores podría ser desde el primer momento inferior al actual y decreciente con el tiempo. Sería, en definitiva, el coste medio del mix tecnológico de la generación, y no el coste de la electricidad de la central que cubriera la última unidad eléctrica demandada – como así ocurre bajo el modelo regulatorio actual-. Una reforma de este tipo es urgente. Los precios de la electricidad son insostenibles para la economía y para los ciudadanos.
Los siguientes 11 puntos resumen una propuesta de reforma de la regulación para una Transición Energética eficiente:
La Planificación Energética
1- Correspondería al regulador el establecimiento y control del índice de cobertura de la demanda de electricidad y, por tanto, determinar la potencia firme de generación que, en su caso, sería necesario incorporar al Sistema Eléctrico. Se trataría de asegurar el abastecimiento de electricidad sin dejar abandonada semejante responsabilidad a las ciclotímicas fuerzas de un mercado incapaz de trasmitir en el Sector Eléctrico señales adecuadas para la inversión.
2- Correspondería al regulador, igualmente, determinar la composición del mix tecnológico de la generación que abastecería en el corto y largo plazo la demanda eléctrica. Las externalidades positivas y negativas económicas, sociales y medioambientales de las diferentes tecnologías de generación, no debieran escapar a la Política Energética bajo la responsabilidad del regulador. Al regulador compete diseñar el camino que debe recorrer la Transición Energética desde las energías fósiles a las renovables.
El mercado de la electricidad
3- Para poder garantizar la ejecución de la planificación energética y al mismo tiempo garantizar también, que el mercado despliega toda su eficacia, el regulador convocaría (a lo largo del periodo contemplado en la planificación) subastas por tecnología de generación con objeto de que la competencia entre tecnologías, iguales o semejantes, revele el coste medio de generación a largo plazo. Se trataría de garantizar tanto que las inversiones obtienen rentabilidades de mercado como de evitar sobre retribuciones injustificadas. El diseño de estas subastas, además de tomar en consideración los beneficios sociales y medioambientales de las distintas ofertas, diferenciaría entre las convocadas para dar entrada a tecnologías renovables y las convocadas para dar entrada a aquellas tecnologías térmicas que, en su caso, pudieran resultar necesarias para garantizar firmeza en la cobertura de la demanda. Las primeras, con costes variables muy bajos, ofertarían su coste medio a largo plazo por unidad de energía (MWh). Las centrales térmicas lo harían por su coste fijo por unidad de potencia (MW) que sería equivalente a un “pago por capacidad”, y completarían la recuperación de su coste medio de generación en un mercado horario en el que competirían sobre sus costes variables. En cualquier caso, el diseño de las subastas y del mercado horario así como la concreta instrumentación de las retribuciones, requerirían estudios de detalle que exceden a los principios generales que aquí se enuncian.
4- La convocatoria de las subastas garantizaría espacios a la inversión en la generación de energía eléctrica de medianas y pequeñas empresas. Se trataría de crear un tejido industrial y empresarial complejo alejado del tradicional esquema oligopolístico que caracteriza al Sector Eléctrico.
5- Los espacios para que los ciudadanos y las pequeñas empresas participen en la generación de su propia energía quedarían garantizados a través de una regulación no discriminatoria del autoconsumo.
6- Las centrales eléctricas con tecnologías inaccesibles para nuevos entrantes, como son las hidroeléctricas y nucleares, serían retribuidas por precios fijos determinados por el regulador de acuerdo con las correspondientes auditorías regulatorias. El objeto de estas auditorías sería la determinación de los costes de inversión pendientes de recuperar después de analizar los recuperados a través del balance que presente cada empresa eléctrica entre los costes y los diferentes ingresos percibidos por sus centrales a lo largo del periodo transcurrido de su explotación. En tanto no se concluyan las auditorias, los precios fijos que se establecieran serían provisionales hasta su regularización contra el precio que finalmente se determinara. En este punto, es necesario no confundir auditorías regulatorias con auditorías contables. Las primeras tienen por objeto el análisis de la compatibilidad del destino dado por las empresas a los ingresos percibidos con la regulación vigente en cada periodo. Las segundas, limitan su objeto a comprobaciones contables que a las políticas retributivas desarrolladas por el regulador no le incumben.
7- Con objeto de optimizar el coste para los consumidores y el consumo de recursos energéticos en la generación de electricidad, la regulación mantendría el mercado horario de la electricidad. Éste determinaría el orden de acoplamiento a la red de las centrales, así como la retribución del combustible (coste variable) de las centrales térmicas acopladas. Todo ello, con independencia de que la retribución de cada central se verificara de acuerdo con su específico marco regulatorio retributivo, que mantendría la regulación retributiva actual de las centrales térmicas existentes.
La Operación del Sistema Eléctrico
8- Sería responsabilidad del Operador del Sistema la programación horaria, diaria, semanal y a medio plazo (de naturaleza estacional) de la disponibilidad y funcionamiento del parque de generación que, en cualquier caso, casaría las centrales térmicas de acuerdo con sus ofertas horarias en el correspondiente mercado eléctrico. Por su parte, el orden de acoplamiento de las centrales renovables, en caso de que se presentaran situaciones de vertidos, se establecería con criterios técnicos objetivos, comprobables y transparentes.
9- Con independencia de otras consideraciones de igual o mayor importancia relacionadas con la gestión eficiente del sistema eléctrico y con la minoración del poder de mercado que puedan ejercer los generadores, la retribución de la hidroelectricidad por un precio fijado por el regulador exigiría que la explotación de las centrales hidroeléctricas fuera responsabilidad del Operador del Sistema que, a tal fin, debería recuperar las competencias que tuvo y desarrolló durante 12 años, desde 1985 hasta 1997. Complementariamente, también correspondería al Operador del Sistema la coordinación de las paradas por mantenimiento y recarga de las centrales que aportan potencia firme, así como la programación de la interrumpibilidad. Todo ello permitiría al Operador del Sistema contribuir eficazmente a gestión del Sistema desde el lado de la demanda.
10- La gestión de los intercambios de electricidad internacionales entre Sistemas para cubrir los huecos de producción renovable y minimizar vertidos, correspondería al Operador del Sistema, como también la programación del bombeo y de todo otro instrumento de almacenamiento útil para la gestión óptima de los equilibrios entre oferta y demanda de electricidad.
La sustitución de energías fósiles
11- La maximización de la generación de electricidad por Energías Renovables, estaría acompañada por la sustitución progresiva de carburantes y combustibles petrolíferos por electricidad en los sectores de la Movilidad, el Transporte y la Climatización. Tal cuestión exigiría la promoción y el desarrollo de las infraestructuras eléctricas correspondientes necesarias para acelerar la transformación del parque de vehículos contaminantes en vehículos eléctricos, contribuyendo así a eliminar las consecuencias negativas sobre la salud y clima.
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