El Ministerio de Industria ha elaborado una propuesta para reformar las normas del mercado mayorista de electricidad en las que faculta al director general de Energía, Jaime Suárez, para que pueda alterar los precios del mercado.
En concreto, el departamento que dirige José Manuel Soria envió una propuesta al Comité de Agentes del Mercado el pasado mes de enero que le otorga al director general la capacidad de alterar, mediante una resolución, el valor del precio máximo y el mínimo establecido en la bolsa mayorista de electricidad (pool) y el horario de la misma. Esta decisión supone, en la práctica, que el Gobierno podría influir en las tecnologías que finalmente lograsen vender su electricidad en el mercado mayorista.
Esta medida se ha encontrado con la oposición frontal del sector que la califica de intervencionista y pide su inmediata retirada.
Limitar los precios
Actualmente, España tiene fijado un tope en 180,3 euros por megavatio/hora sobre el que empiezan a ofertar las distribuidoras. Sin embargo, con la nueva norma se podrá sobrepasar este nivel y también se podría bajar el mínimo, que actualmente está fijado en 0 euros, por lo que la Dirección General de Energía tendría capacidad para determinar precios incluso negativos.
Estas medidas se corresponden con la Regla 5 (para los vendedores) y la Regla 6 (para los compradores) en el glosario de las nuevas Reglas del Mercado de OMIE -el Operador del Mercado Ibérico de Energía- remitidas a todo el sector para ejecutar el plazo correspondiente de consulta de cara a elevar el documento final a la Comisión Nacional de la Energía.
El problema con el que se ha encontrado el Ministerio es que este sistema, que marca la subastas de energía, ha alcanzado en varias ocasiones un precio demasiado alto. La razón de este encarecimiento estriba en que en este sistema se oferta y se demanda energía pero algunas tecnologías, como los ciclos combinados de gas, quedan sin casar, como consecuencia de la obligatoriedad iniciada el pasado año de dar prioridad en el mercado al carbón nacional, incluso a costa de desplazar a otras tecnologías.
Al quedar fuera el gas por el carbón y porque presentan unas elevadas ofertas que quedan sin casar una vez que ya está cerrado el mercado diario, Red Eléctrica redirige a estas plantas de gas al mercado secundario o de restricciones, siempre y cuando necesite más capacidad. Este mecanismo adicional retribuye a los generadores a un precio más alto porque este sistema busca cubrir la falta de suministro de ciertas zonas que en momentos determinados de alta demanda requieren un mayor potencial.
Reacciones encontradas
La medida ha confrontado a los generadores y a los clientes industriales. Los primeros creen conveniente elevar el precio máximo de cara a dar una mayor flexibilidad operativa del propio mercado porque el tope puede resultar una limitación para recuperar los costes reales de energía en horas concretas. Por contra, se oponen a reducir el mínimo e incurrir en precios negativos, lo que a su juicio carece de "sentido económico", según la mayoría de alegaciones presentadas por la patronal eléctrica Unesa, la eólica AEE y los comercializadores independientes Acie.
En el otro lado se encuentran los compradores, que estiman que el límite superior está suficientemente alejado de cualquier coste de generación, máxime en "un sistema con sobrecapacidad como el español y donde los generadores cobran un complemento por la potencia instalada", tal como se queja la Asociación de Empresas con gran Consumo de Energía (AEGE), quien además aboga por que se mantenga al comprador la certeza de que su demanda quedará casada si presentan las garantías exigidas para participar en el mercado.
La patronal eléctrica Unesa apuesta por elevar el precio máximo con el fin de facilitar la armonización de las reglas de oferta, pero al mismo tiempo apunta que esta habilitación supone una extralimitación en las competencias de la Dirección General de Energía. Además, añade que el precio mínimo es un factor básico para el funcionamiento del sistema y afecta a la prioridad de despacho de unas instalaciones frente a otras, por lo que no sería una modificación menor o puramente mecánica.
Muchas pegas
Por último, avisa que esta modificación afecta a las garantías de seguridad jurídica y control, rebajando el rango y el procedimiento administrativo para la aprobación de los llamados precios instrumentales. Por su parte, la Asociación Empresarial Eólica explica que si hay exceso de oferta el precio debe caer, pero no tiene sentido que sea inferior a cero.
Además, esta medida representaría un aumento de coste del sistema por apoyar a instalaciones de Red Eléctrica que tengan ingresos asegurados. En la misma línea, la Asociación de Comercializadores Independientes (ACIE) apunta que no se justifica la necesidad de cambiar los precios instrumentales del mercado porque se modificará también el precio marginal y se desconoce el impacto final del cambio. Por ello, pide que la eventual entrada en vigor de los cambios se anuncien con antelación suficiente.
La Asociación de Representantes en el Mercado Ibérico de Electricidad se opone a modificar la hora de cierre. En concreto, afirma que en el caso que se moviese el cierre del mercado diario sería necesario mover la hora de siguiente sesión del intradiario a suficiente distancia temporal para permitir la comprobación de resultados, la reclamación, etc.
Para evitar estos problemas, la asociación pide la implantación de ambos cambios, desplazamiento el cierre del mercado diario a las 12:00 y ampliación del número de mercados intradiarios a 8, a la vez y de forma conjunta, lo cual evitará los problemas asociados a tener temporalmente dos mercados muy cercanos, con los problemas que se han explicado anteriormente. No es la primera vez que un Ejecutivo interviene el mercado. En marzo de 2006 fijó un valor regulado del pool de 42,35 euros.
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