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D. José Salmerón

Fuente: El Sistema Eléctrico Español. Red Eléctrica de España.

El nuevo esquema de retribución hace que el objetivo del productor, mayoritariamente, no sea generar la mayor cantidad de electricidad posible, sino generar cuando el precio del mercado cubra, al menos, sus costes variables.

Las instalaciones de generación de electricidad a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos -el régimen especial- que no pertenecen a las compañías eléctricas tradicionales han confiado, mayoritariamente, la gestión de sus operaciones en el mercado de electricidad a empresas de servicios independientes, los denominados representantes en el mercado de electricidad. Juntos han afrontado todas las necesidades de la participación en el mercado mayorista de electricidad, como las operaciones 24x7, la puesta enmarcha de centros de control y la interlocución con los operadores y reguladores del mercado de electricidad. El nivel de calidad y coste del servicio no tiene igual en ningún otro mercado europeo.

El papel de los representantes es desconocido para cualquier persona que no esté involucrada directamente en el mercado de electricidad, pero su trabajo es imprescindible para el funcionamiento del mercado y de las instituciones que lo operan, lo regulan y supervisan. Sin ellos, sería imposible para los operadores del mercado, del sistema o para la CNMC interactuar directamente con los miles de productores de régimen especial en un ámbito tan complejo. También sería muy complicado y costoso para cada productor gestionar sus ventas en el mercado de manera individual.

La regulación positiva ha permitido la introducción de competencia en generación en el mercado español en los últimos 10 años, con aproximadamente un 25 por ciento de la generación gestionada por representantes por cuenta de productores independientes. La competencia en comercialización ha recorrido un camino mucho más difícil, con un grado de concentración más elevado.

El cambio del modelo retributivo ha traído una reducción media de las retribuciones reguladas de los productores de régimen especial, manteniendo para algunas tecnologías sólo una retribución porpotencia instalada. El nuevo esquema de retribución, en un gran número de casos, hace que el objetivo del productorno sea ya generar lamayor cantidad de electricidad posible, sino generar cuando el precio del mercado cubra, al menos, sus costes variables. Es previsible que muchas instalaciones renovables, eólicas fundamentalmente, establezcan un precio mínimo de sus ofertas en el mercado diario y ajusten su producción al precio. La generación eólica dejará de ser, en gran parte, una generación fluyente para convertirse en otra tecnología compitiendo porel precio del mercado.

Lo anterior tendrá varias consecuencias. La primera es que requerirá una mayor coordinación entre la gestión económica y técnica de las plantas en los momentos en que los parques deban parar de generar o reanudar la producción en función del precio horario de mercado. El sector se está preparando para ello y, con el trabajo de los representantes, modificará rápidamente su manera de operar. El efecto será la reducción del número de horas al año en que el precio de mercado es cero por la gran disponibilidad de recurso eólico.

La segunda consecuencia es que la diferencia entre la capacidad de producción y la generación real traerá retos para el sistema eléctrico, que deberá conocer con anterioridad lo que van a producir las renovables y su capacidad estimada de producción para poder establecer la reserva de generación correcta. La colaboración y coordinación de todos los implicados demostrará, una vezmás, que en España tenemos capacidad de liderar la integración de la renovable en el mercado en cualquier escenario de operación. Adicionalmente, este nuevo reto de coordinación abre la posibilidad de la participación de las instalaciones renovables en los llamados mercados de servicios complementarios que utiliza el sistema eléctrico para garantizar la seguridad del suministro. Esta participación necesitará de pruebas de capacitación que se adapten al funcionamiento de los mercados de servicios complementarios y, en lo posible, a las condiciones del recurso renovable disponible de las instalaciones.

La mayor sensibilidad del ingreso de las instalaciones de generación de régimen especial al precio del mercado diario de electricidad, con una volatilidad anual considerable, debe llevar a los propietarios a gestionar el riesgo del precio mediante la venta de parte o toda su energía a plazo. En España existe un mercado de electricidad a plazo que negoció en el año 2013 1,4 veces el consumo-generación del sistema. Esta negociación permite la compraventa de energía hasta tres años de plazo. La venta de energía a plazo ha de verse como una eliminación del riesgo del negocio y no una manera de intentar conseguir un mejor precio de venta frente al mercado diario. El efecto de la venta a plazo de la generación del régimen especial será el aumento de la competencia en ese mercado y que los comercializadores libres dispongan de precios más competitivos que ofrecer a los consumidores.

El nuevo marco retributivo de la generación de electricidad a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos trae indudables dificultades económicas para las instalaciones de producción, derivadas de la disminución general de las retribuciones reguladas. Además, establece retos para los productores y los representantes por la necesidad de acercamiento de la generación y la operación de plantas a la evolución del precio del mercado y, también, por la posible participación en mercados de servicios complementarios que mejoren la capacidad de supervisión y gestión del sistema eléctrico a cambio de una retribución al régimen especial por su participación. La nueva regulación obliga a los productores a tener que tomar decisiones sobre precios de venta de su generación y a participar en los mercados a plazo para evitar el riesgo que una disminución prolongada del precio del mercado diario ponga en peligro la viabilidad financiera de los proyectos.