El mercado ibérico de electricidad tendrá precios negativos en 2021

El mercado mayorista de electricidad en España se enfrenta a cambios importantes en los próximos años. Por un lado, debe modificar los precios mínimos y máximos actuales para operar en los mercados diario e intradiario y adaptarlos así a la normativa comunitaria y, por otro lado, tiene que adaptarse a periodos de casación de 15 minutos.

Respecto al primer punto, se espera que los cambios se produzcan en el primer trimestre de 2021, evitando así la amenaza hecha hace unos días por la Comisión Europea de abrir un expediente a nuestro país si no cambia pronto las reglas del mercado eléctrico. Y es que el proceso se ha dilatado más de un año.

El 8 de noviembre de 2019, el Operador del Mercado Ibérico de Electricidad (OMIE), lanzaba una consulta pública para conocer la opinión de los agentes sobre la actualización de los precios de oferta en ambos mercados (diario e intradiario) según los criterios fijados por los reguladores español y portugués: la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y la Entidade Reguladora dos Servicios Energeticos (ERSE), respectivamente, tal y como recoge el Reglamento (UE) 2019/943, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad.

La consulta planteaba un mecanismo de actualización de los precios límite de oferta mínimo y máximo en función de los precios reales que fueran resultando, partiendo inicialmente de un precio mínimo de oferta de 0 €MWh (tal y como está ahora) y elevar el precio máximo de oferta de los 180 €/MWh actuales a los 300 €/MWh.

Un mes después, OMIE envió el resultado de la consulta a ambos reguladores para que pudieran evaluar y establecer los criterios del mecanismo de ajuste.

De los más de 1.200 agentes dados de alta en el mercado, solo once contestaron a la consulta pública, además de otras cinco asociaciones (16 en total).

El resultado fue totalmente dispar, ya que los comentarios y respuestas recibidos fueron diversos y, en algunos casos, contradictorios.

Cada uno emitió un juicio diferente, de manera que no hubo criterio único. Algunos participantes pedían que los precios no se modificaran, mientras que otros querían que se armonizaran a los de otros países europeos, donde a menudo pueden verse precios negativos.

“Lo que nosotros esperábamos es que, a la vista de ese resultado, el regulador español y el portugués solicitaran a OMIE preparar unas reglas de funcionamiento de mercado conforme a los criterios marcados por ellos, pero no ha sido hasta noviembre de este año cuando nos han hecho la solicitud”, explica a elEconomista Energía Yolanda Cuéllar, directora de Operación del Mercado en OMIE.

Ambos reguladores han decidido que el mecanismo de actualización de los precios vaya directamente a los valores máximos, que son los que tienen la mayoría de mercados eléctricos europeos, ampliando el margen para ofertar y vender.

Para el mercado diario el valor mínimo será de -500 €MWh y el máximo de + 3.000 €MWh, en lugar de los 0 €MWh y los 180 €MWh actuales, de manera que aquel que quiera comprar o vender tenga un rango de precios mayor. Para el mercado intradiario, el precio mínimo será de -9.999 €MWh y el máximo de + 9.999 €MWh, en lugar de los 0 €MWh y los 180 €MWh.

Algunos analistas se han pronunciado sobre la necesidad de reformar el mercado y evitar episodios como el que se vivió el domingo 25 de octubre, coincidiendo con el cambio de hora de verano a invierno, cuando el precio del mercado diario en España y Portugal se desplomó a 1,95 €MWh algunas horas debido a la elevada aportación eólica al mix de producción ibérico -en otros países europeos el precio de su mercado mayorista fue negativo-, y se llegaron a pagar en los desvíos precios de más de -100 €/MWh.

El pasado 15 de diciembre, OMIE lanzaba a consulta pública la propuesta de modificación de las reglas para sustituir los límites de precios de las ofertas.

Una vez finalice el plazo marcado para recibir las respuestas (marcado para el 16 de enero de 2021), las revisará y las hará llegar a los reguladores, quienes harán otra audiencia pública y, posteriormente, publicarán las nuevas reglas en el BOE. A partir de ese momento, los agentes tendrán un mes de plazo para realizar pruebas y ver si son capaces de adaptarse.

La electricidad registrará este año su precio mínimo histórico en el mercado mayorista, que también se ha visto afectado por los efectos de la pandemia. Según datos de OMIE, el precio medio del mercado diario en noviembre ha sido 42,02 €/MWh, 5,49 €/MWh superior al mes anterior y 0,14 €/MWh inferior al mismo mes de 2019.

La energía negociada en el mercado diario en noviembre pasado ha sido 18.557 GWh, 575 GWh inferior al mes anterior y 2.349 GWh inferior al mismo mes del año anterior. Asimismo, el volumen económico de las compras negociadas en los mercados gestionados por OMIE en noviembre ha sido 914 M€, un 13,1% superior al mes anterior y un 11,2% inferior al mismo mes de 2019.

Periodos de casación de 15 minutos

El otro cambio que tiene que resolver el mercado mayorista es adaptarse a periodos de casación de 15 minutos, aunque por el momento se está solicitando que esta opción se lleve a cabo de 2021 a 2025.

Desde 1998, los mercados gestionados por el operador de mercado eléctrico negocian periodos horarios. Estos mercados deben adaptarse para permitir la negociación en periodos tan breves como el periodo de liquidación de desvíos (Imbalance Settelment Period -ISP).

El Reglamento (UE) 2017/2195, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una Directriz sobre el Balance Eléctrico, establece que, a más tardar, tres años después de la entrada en vigor del citado Reglamento, es decir, el 18 de diciembre de 2020, todos los TSOs aplicarán el período de liquidación de los desvíos de 15 minutos en todas las zonas de programación.

Por su parte, el Reglamento (UE) 2019/943 establece que, a más tardar el 1 de enero de 2021, el período de liquidación de los desvíos será de quince minutos en todas las zonas de programación, a menos que las autoridades reguladoras hayan concedido una exención. Dichas exenciones solo podrán concederse hasta el 31 de diciembre de 2014. A partir del 1 de enero de 2025, el período de liquidación de los desvíos no será superior a treinta minutos, cuando todas las autoridades reguladoras de una zona síncrona hayan concedido una exención.

El 16 de junio de este año, tuvo entrada en la CNMC un escrito de Red Eléctrica de España como GRT del sistema eléctrico español, por el que solicita la aplicación de una excepción temporal en la aplicación del periodo de liquidación de los desvíos de 15 minutos. Tanto la española REE como la portuguesa REN (Rede Eléctrica Nacional) han solicitado la excepción máxima establecida en la normativa, es decir, hasta el 31 de diciembre de 2024.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha publicado la Resolución por la que se concede a REE la excepción temporal esa fecha y le insta a que haga un esfuerzo para cumplir la fecha preliminar prevista en el plan de implantación del ISP 15’, del 1 de octubre de 2023. Por su parte, ERSE está evaluando la aplicación de excepción solicitada por REN.