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. (...)
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.(...)
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." (Economistas frente a la crisis, 25/10/18)
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