Según un informe que la CNE ha elaborado a petición del MINETUR, en los últimos años se ha incrementado la repercusión del sobrecoste de los mercados de operación en el precio final del mercado. En 2009 representaba unos 700M €, mientras que en 2012 esta partida alcanzó los 1.200M €.
El incremento de esos 500M € se debe principalmente al aumento del coste en:
– Restricciones técnicas al programa resultante del mercado diario.
– Reserva de potencia adicional a subir.
– Banda de regulación secundaria.
– Mecanismo de resolución de restricciones técnicas en tiempo real.
– Servicios de ajuste en el cierre de energía del sistema.
Restricciones técnicas al programa resultante del mercado diario o PBDF (Programa Base Diario de Funcionamiento). Este sobrecoste se debe al incremento de centrales programadas por el OS para resolver restricciones técnicas provocadas por la menor demanda y la mayor participación de energías renovables sobre el PBDF. El coste unitario de este mecanismo se ha incrementado significativamente, derivado de actuación de algunas centrales, que consiste en obtener un programa en el PDBF inferior a su mínimo técnico. Para solucionar esta conducta, se ha solicitado a REE que analice una serie de alternativas posibles respecto a la aplicación y modificación de los procedimientos de operación a estos efectos.
Reserva de potencia adicional a subir
El incremento del coste de este mecanismo viene motivado principalmente por motivado principalmente, por la utilización por parte del Operador del Sistema de un algoritmo que descarta en las primeras etapas ofertas más baratas que el precio que resulta finalmente casado, y por la forma de ofertar de algunos agentes, que descartaban las ofertas. La CNE considera que esta forma de ofertar no parece reflejar una estructura de costes de generación real, ni adaptarse a la filosofía del diseño inicial de este mecanismo, por lo que ha solicitado al OS una propuesta de modificación de P.O para su remisión al Ministerio de Industria, Energía y Turismo a la mayor brevedad posible, con el fin de minimizar el impacto económico que está teniendo sobre el consumidor.
Banda de regulación secundaria
En este caso la CNE no observa comportamientos de los agentes que no estén suficientemente justificados, ya que la banda de regulación secundaria estaría reflejando un coste marginal más elevado que la primaria (coste marginal de una central de carbón), al tener una participación muy relevante en este segmento las centrales de ciclo combinado y la hidráulica, que se vieron incrementados por el alza del precio del gas y por las bajas precipitaciones respectivamente.
Mecanismo de resolución de restricciones técnicas en tiempo real
La CNE, en su sesión de 19 de febrero de 2013 acordó la apertura de expediente informativo a las empresas que son titulares de las centrales de ciclo combinado que modificaron la oferta al servicio de resolución de restricciones técnicas en tiempo real, que en octubre y noviembre de 2012 pasó de 3 y 5 millones de euros mensuales a 33 y 14 millones de euros respectivamente. Se considera que el OS debe realizar una propuesta de modificación del PO correspondiente para mejorar el modo de liquidación de este mecanismo.
Servicios de ajuste en el cierre de energía del sistema
Los costes producidos por el desvío que supone el «cierre de la energía» (diferencia entre energía consumida y producida) supone unos 100 millones al año desde el 1 de julio de 2009 en que se compra de acuerdo a la estimación de la energía que se va a consumir. Por ello, se considera necesaria, a la mayor brevedad posible, la aprobación de la disposición incluida a estos efectos en el Proyecto de Real Decreto por el que se modifica el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, que fue remitido para informe a la CNE el 8 de septiembre de 2011.
Evolución de precios del mercado diario previo a subastas CESUR
En relación a las ofertas realizadas por los agentes al mercado diario con carácter previo a las subastas CESUR, no puede concluirse que, de forma general y sistemática, se produzca un incremento de precio del mercado diario en días previos a las subastas CESUR de forma sostenida hasta la celebración de la misma. Si bien se aprecian episodios puntuales como en los días previos a las subastas Q1 2011, Q4 2012 y Q1 2013, donde se puede observar unos precios de mercado medios diarios relativamente más elevados que en los días previos, éstos resultan explicados, no por una variación de las ofertas de los agentes, sino fundamentalmente por la coincidencia de unos niveles reducidos de producción renovable.
Conclusiones
La CNE ha realizado un pormenorizado análisis del incremento de estos costes en el informe, proponiendo, en su caso, las medias a tomar para modificar esta tendencia.
Por otro lado, como los mercados de operación actuales fueron diseñados en un contexto energético muy distinto al actual, se considera necesaria una revisión de la normativa de los mercados de operación que tenga en cuenta las circunstancias actuales. En este sentido, el Consejo de la CNE ha acordado la creación de un Grupo de Trabajo, con la participación de los agentes del mercado, el operador del mercado y el operador del sistema.
Además, se considera necesario un mecanismo de incentivos al operador del sistema, con el fin de garantizar la seguridad del suministro minimizando el coste de la programación de los servicios de ajuste, de acuerdo con lo propuesto en el Informe de la CNE sobre el sector energético español. En este sentido la Comisión está elaborando una propuesta metodológica sobre la retribución del operador del sistema considerando los referidos incentivos de eficiencia.
