Un 'nuevo mundo' para la comercialización

Tras la reciente reforma del Sector abordada por el actual Gobierno y mientras se consolida una senda de recuperación económica del país, el sector eléctrico español atraviesa en la actualidad una situación de cierta provisionalidad: si bien se ha superado en buena medida lo peor de la crisis y teniendo en consideración que se han acometido reformas importantes en algunas partes del sector eléctrico muy relevantes (transporte y distribución eléctrica y las energías renovables, aún pendientes de su completa definición en algunos aspectos importantes), todavía quedan por delante un elevado número de retos a los que hacer frente que requerirán decisiones muy relevantes a tomar por parte tanto de las Administraciones como de las principales compañías eléctricas, de las compañías de energías renovables, de nuevos entrantes en el mercado o de los propios consumidores finales.

La evolución de los últimos años del sector y sus perspectivas de desarrollo estarán íntimamente vinculados a las políticas energéticas y medioambientales definidas a nivel europeo. En concreto, la estrategia 'Europa 2020' establecía como objetivos globales en el ámbito energético, entre otras medidas, la reducción de un 20% del consumo de energía primaria, la reducción de un 20% de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y elevar la contribución de las energías renovables (EERR) al 20% del consumo energético. A finales del año pasado, se acordaron nuevos objetivos para el año 2030: reducción del 27 % del consumo de energía primaria, reducción de un 40 % de las emisiones GEI y aportación de las EERR del 27% del consumo final de energía.

Como decíamos, estos objetivos han tenido una influencia determinante en la configuración actual del sector eléctrico y plantean todavía a día de hoy importantes retos para el futuro del sector.

Las medidas adoptadas por España para incentivar el desarrollo de las energías renovables y poder así cumplir con estos objetivos, junto con la fuerte reducción de la demanda experimentada han derivado en una situación de sobrecapacidad del sistema con una penetración muy elevada de EERR no gestionables. A modo ilustrativo, el índice de cobertura estimado por Red Eléctrica de España, el Operador del Sistema español, es 1,45 en la actualidad (muy superior al valormínimo de 1,1) y la potencia total instalada representa aproximadamente 2,6 veces la demanda pico, mientras que en otros países como Francia o Reino Unido este ratio se sitúa en torno al 1,6 y el 1,5, respectivamente.

De otra parte, los nuevos objetivos para 2030 también tendrán repercusiones relevantes para el sector, principalmente derivadas del cumplimiento del objetivo de emisiones. Para cumplir este objetivo en España parece inevitable sustituir de forma significativa el consumo de productos petrolíferos por electricidad (principalmente en el transporte mediante la adopción del vehículo eléctrico) y la instalación de potencia adicional significativa de EERR para cubrir la nueva demanda: más de 24 GW hasta 2030.

Esta mayor penetración de EERR requeriría una reforma de los mercados mayoristas de electricidad, ya que deriva en una situación de insostenibilidad de la configuración actual del mercado mayorista. El mercado mayorista spot es un mercado marginalista en el que compiten plantas de coste variable muy bajo (EERR, hidráulicas y nucleares) con centrales térmicas de coste variable muy alto, desplazando las primeras a las segundas en la orden de mérito. Una penetración muy alta de las primeras produce precios estructuralmente bajos que no permiten la recuperación de inversiones de ninguna tecnología, dejando de funcionar como señal de inversión. Adicionalmente, el funcionamiento de las tecnologías térmicas se ve fuertemente reducido, a pesar de que ser necesarias por su elevado grado de firmeza que es clave para poder operar el sistema de manera segura. De esta manera, la presente configuración del mercado no permitiría la sostenibilidad económica de buena parte del parque convencional, ni permitiría atraer inversión en nueva potencia necesaria para cubrir la demanda y para el cumplimiento de los objetivos medioambientales.

Estos mismos problemas se están dando en otros países que comparten este esquema de mercado. A modo de ejemplo, en el Reino Unido ya ha comenzado una reforma del mismo que permita corregir estas deficiencias.

Sin reforma del mercado mayorista, tanto la nueva potencia renovable como las centrales convencionales que den respaldo al sistema, requerirían de mecanismos adicionales que complementen los ingresos a obtener del mercado de energía, para ser viables económicamente.

En esta misma línea, junto a una revisión del mercado mayorista, debería abordarse una reflexión sobre el desarrollo de mecanismos competitivos de asignación de nueva capacidad, tanto para EERR como para, en su caso, nueva potencia convencional con un bajo nivel de emisiones de CO2.

Un primer paso en esta dirección serán las subastas de renovables que se espera sean celebradas antes del final de año. De acuerdo a la normativa ya publicada se subastarían hasta un total de 500 GW de potencia eólica y 200 GW de biomasa que debería ponerse en marcha antes de 2020.

Otro de los temas de actualidad en el sector es la regulación del autoconsumo. El pasado viernes 9 se aprobó el Real Decreto por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas, y económicas de las distintas modalidades de autoconsumo. La regulación finalmente aprobada establece un marco para el autoconsumo en el que, en caso de que el autoconsumidor decida descontarse completamente de la red, no deberá pagar los peajes de acceso a la red (y, por tanto, no pagaría ninguno de los costes del sistema eléctrico). Sin embargo, los autoconsumidores que opten por seguir conectados a la red eléctrica general (por seguridad de su suministro o para revender el exceso de producción que pudieran tener en sus instalaciones) deben seguir contribuyendo a sufragar los costes del sistema (a través del pago de los peajes de acceso a la red), ya que seguirán haciendo uso del mismo, para no agraviar al resto de consumidores (que, en caso de no contribución de los autoconsumidores a la financiación de los costes del sistema, verían incrementadas sus facturas) y para asegurar la sostenibilidad del mismo. De otra parte asociaciones de consumidores, fabricantes de equipos, empresas de servicios energéticos y la mayor parte de los partidos políticos consideran que la carga económica que se ha establecido para el autoconsumo es desproporcionada y que desincentiva fuertemente su desarrollo.

Teniendo en cuenta la fuerte oposición que ha recibido esta regulación y la incertidumbre en el resultado de las próximas elecciones, no se puede descartar que se introduzcan modificaciones a la misma en el medio plazo.

Las próximas elecciones, que acabamos de mencionar, es otro de los temas que mantienen en guardia al sector y que puede tener repercusiones difícilmente previsibles. Los programas energéticos que presentan los distintos partidos políticos incluyen propuestas muy diversas, algunas de ellas suponen cambios disruptivos con respecto a la configuración actual del sector, como podría ser una vuelta a un esquema de costes regulados para la generación.

Así mismo, y sin haber pretendido ser exhaustivos, también merece la pena mencionar el reciente comienzo de la facturación horaria para los clientes acogidos al PVPC. Este cambio supone, entre otros aspectos, el establecimiento de incentivos para que la demanda doméstica sea más sensible a los cambios de precio y pueda modificar sus patrones de consumo para procurar obtener ahorros.

Desde un punto de vista más general, la llegada de los contadores inteligentes junto a otras tecnologías relacionadas con el autoconsumo (placas solares, tecnologías de almacenamiento, etc.) están suponiendo un profundo cambio del negocio de la comercialización con una creciente participación de otros agentes distintos a las eléctricas tradicionales. Las nuevas tecnologías y la tendencia creciente a la digitalización (el Internet de las Cosas, IoT) están permitiendo definir y desarrollar rápidamente una amplia variedad de productos y servicios de valor añadido (PSVAs). En este sentido, la actividad de comercialización es una de las actividades del sector que requerirá de una mayor transformación en el corto y medio plazo para ser capaz de adaptarse (o liderar) los cambios en sus modelos de negocio, aprovechando las nuevas oportunidades de crecimiento que se están generando.

Para permitir ese “nuevo mundo” de productos y servicios al consumidor final, así como para atender a las expectativas de muchos consumidores de autogenerarse total o parcialmente sus propias necesidades, es completamente necesario invertir y desarrollar ampliamente las llamadas redes de distribución “inteligentes”. Estas redes inteligentes deberán integrar y gestionar múltiples fuentes de generación local con el controly gestión de la demanda conectada a sus redes y deberán permitir el flujo bidireccional de energía y de información y datos entre los contadores inteligentes e instalaciones de los consumidores finales y los proveedores de servicios energéticos. Esto requerirá fuertes inversiones, nuevos modelos de negocio y una regulación que reconozca y retribuya estos nuevos costes de la actividad regulada de la distribución eléctrica.

En resumen, la situación del parque de generación y su previsible evolución para cumplir con los objetivos a 2030 exigen una reflexión sobre la estructura del mercado mayorista, la retribución de la capacidad de respaldo a las energías renovables y el establecimiento de mecanismos competitivos para la instalación de nueva capacidad en el sistema. Por otra parte, la aparición de tecnologías disruptivas en el ámbito de las tecnologías solares y de almacenamiento energético y la digitalización están abriendo la puerta a una profunda transformación de los modelos de negocio tradicionales, así como, posiblemente, la entrada de nuevos agentes en el sector eléctrico. Ello redundará en un cambio significativo en el poder de decisión y comportamientos de los consumidores energéticos en lo que respecta a la elección de sus proveedores de energía, en la forma en que adquieren y demandan nuevos servicios energéticos y en sus expectativas y capacidades de proveerse de sus propias necesidades energéticas.