Hace unos días los mercados diarios de electricidad de España, Portugal y Francia se habían acoplado con los del noroeste de Europa, es decir, durante 5 horas los precios eléctricos habían convergido. Los operadores lo consideran “un paso importante hacia el mercado interior de la energía en Europa”. Sin embargo, no lo ve tan relevante Javier García Breva, presidente de N2E.
Durante cinco horas los precios eléctricos de Portugal, España y Francia, así como durante una hora los precios eléctricos de buena parte de Europa continental, han convergido por primera vez de manera exitosa. Sin embargo, para Javier García Breva, experto en políticas energéticas y presidente de N2E, esta acción “por el momento no tiene ninguna repercusión en el precio final para el consumidor”.
Los países que participan en esta iniciativa son Alemania, Austria, Bélgica, Dinamarca, Estonia, España, Finlandia, Francia, Gran Bretaña, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Noruega, Países Bajos, Polonia, Portugal y Suecia.
Un sistema común de cálculo
Con el nuevo acoplamiento, los mercados de estos países operan ya con un sistema común para el cálculo del precio de la electricidad en los mercados diarios, a través de la solución Price Coupling of Regions (PCR) y eso es lo único que se puede conseguir, porque según García Breva “la capacidad de interconexión con Francia es prácticamente ridícula y mientras eso no se resuelva el problema de la volatilidad de precios en el pool español seguirá manteniéndose”.
Y es que la energía en Europa, según García Breva, “sigue siendo una competencia nacional. En el caso español el oligopolio quiere mantener el control sobre los precios de la energía, algo tan evidente que incluso el presidente de la CNMC ha reconocido que en España existen carteles que se ponen de acuerdo para pactar los precios”.
“Sólo hay que recordar el mes de diciembre pasado, los días previos a la subasta CESUR. En el pool diario subió más de un 50% el precio de la energía, lo que se llamó el tarifazo, mientras que en Alemania tan sólo fue de un 5% o 6% e incluso en Francia bajó un 1%”, añadió García Breva.
Aún así, “si los mercados diarios de toda Europa llegan a convergir, podría ser una buena oportunidad para controlar esa alta volatilidad, porque dejaría de ser un mercado oligopólico de cuatro empresas que se encargan de subir o bajar el precio a su antojo”, asegura. En otros países esto no ocurre porque “son mercados más transparentes”.
Capacidad de interconexión
Sin embargo, “como no hay capacidad de interconexión del mercado español con el resto de Europa, ya que con Francia apenas llegamos a un 3%”, García Breva no ve una fácil solución. “Desde hace doce años la Unión Europea ha propuesto ampliar estas interconexiones España-Francia hasta el 10%, sin embargo no se ha hecho gran cosa por ninguno de los dos países”.
Y es que ni España ni Francia la quieren. Las autoridades galas tienen una política muy proteccionista y no quieren abrir su mercado a la competencia española y en España, las cuestiones medioambientales en Cataluña han supuesto grandes barreras y condiciones que han hecho inviables los proyectos de interconexión, según cuenta a EnergyNews Javier García Breva.
Cálculo simultáneo de los precios
Mientras tanto, y por primera vez, la capacidad de intercambio entre Francia y España se ha asignado en el horizonte diario de forma implícita mediante el sistema PCR, en sustitución de las subastas explícitas diarias coordinadas aplicadas desde 2006.
Este acoplamiento completo de los mercados diarios de electricidad de las regiones europeas permite el cálculo simultáneo de los precios de la electricidad y de los flujos transfronterizos a lo largo de toda esta región.
Los operadores consideran que el acoplamiento representará un beneficio para los consumidores finales debido a una utilización más eficiente del sistema eléctrico y de las infraestructuras transfronterizas, como consecuencia de esta mayor coordinación de los mercados de electricidad.
