Avanzando hacia un mercado integrado de electricidad en Europa

Mientras en España debatimos interminablemente sobre el enésimo intento por terminar con el déficit de las actividades reguladas del sistema eléctrico (que no es poco, pero todavía lejos de lo que sería un auténtico debate sobre la regulación del sector), Europa se prepara para afrontar un paso decisivo hacia la creación del Mercado Interior de la Electricidad (IEM).

Desde hace tiempo (ver Directiva 2003 y Statement 2007), la Comisión Europea tiene un claro empeño en conseguir que la energía eléctrica se negocie a lo largo de la Unión de forma integrada, apoyándose en los principios de competencia y libre circulación del producto entre los países.

Sin embargo, cuando estos principios incuestionables en la actividad económica de la Unión Europea se intentan plasmar en la regulación eléctrica nos enfrentamos ante una multitud de detalles a resolver. Y ya sabemos que es en los detalles donde habita el diablo y el diablo eléctrico es colosal.

Para empezar, un punto esencial del desarrollo normativo debería ser cómo conciliar la libertad de contratación de los agentes con la capacidad física de intercambio de energía entre los sistemas y cómo evaluar y compensar los impactos que una transacción entre dos Estados puede causar en un tercero (¿Puede contratar un invernadero de Huelva su consumo con un parque eólico de Jutlandia y funcionar ambos independientemente de las condiciones de explotación de la red de transporte y distribución?). Sin entrar en pormenores, cada Estado Miembro aplica diferentes criterios para definir la seguridad de las redes, diferentes modelos de cálculo para prever el flujo por una línea en caso de contingencia e incluso diferentes periodos de programación de la energía (horario, medio horario, cuarto horario...). Y como la seguridad de suministro es una de las pocas condiciones que se anteponen al libre mercado y su gestión es responsabilidad, hasta ahora, de cada Estado Miembro, desplegar la idea de la Comisión no es una tarea fácil.

La Comisión Europea detectó en seguida que plantear los principios y encomendar tareas a los Estados Miembros no era suficiente. Así que en la regulación 714/2009 se incluyó la creación de la Asociación Europea de Operadores del Sistema Eléctrico (ENTSO-e) que se debería ocupar de elaborar una serie de documentos (los Códigos de Red o “Network Codes” en inglés) siguiendo la directrices que fijara la Agencia Europea de Coordinación de Reguladores Energéticos (ACER).

Es decir, que en 2009 se tomó la decisión de acelerar el proceso fomentando la coordinación entre Estados a través de entidades supranacionales, encargadas de elaborar normas comunes que evitasen que los diferentes criterios técnicos de explotación de los sistemas se convirtieran en una barrea insalvable para la construcción del IEM. El objetivo era que las entidades responsables de la seguridad del sistema de producción y transporte de electricidad acordasen criterios y procedimientos.

ENTSO-e elaboró a principios del año pasado un plan para atender las peticiones de la Comisión Europea, terriblemente complejo, dando prioridad a la transparencia y a la participación frente a la rapidez en la elaboración.

El conjunto de temas que se consideró que debían ser objeto de Códigos de red fueron:

• Capacity Allocation & Congestion Management
• Forward Capacity Allocation
• Electricity Balancing
• Requirements for Generators
• Demand Connection
• HVDC connection
• Operational Security
• Operational Planning & Scheduling
• Load-Frequency Control & Reserves

El lector que haya llegado hasta este punto ya habrá deducido que la matriz que forman los 9 Códigos en desarrollo por las 6 etapas que se deben cubrir antes de que ENTSO-e remita sus propuestas a ACER (sin contar con la respuesta a sus posibles comentarios) supone uno de los mayores esfuerzos realizados para avanzar en el diseño del Mercado Interior de la Electricidad desde la publicación de la Directiva de 1996.

Pues bien, este proceso que ha ido avanzando con altibajos a lo largo de varios años, afronta en los próximos meses una fase decisiva.

Como puede verse en el diagrama anterior, aparte de los códigos de red de carácter técnico (Requisitos de los Generadores, Conexión de Consumos y Conexión de Líneas de Alta Tensión en continua) está a punto de concluir la propuesta de los códigos de red que afectan directamente al Mercado Interior, es decir, los de Asignación de Capacidad y Gestión de Congestiones, Asignación a Plazo de Capacidad y Mercado de Balance.

En paralelo con el desarrollo de estos Códigos, se plantea un interesante debate entre agentes y operadores.

Con carácter general, los agentes, en especial los que manejan un portfolio con un programa menos predecible (el caso más claro son ciertas instalaciones renovables, como eólicas o solares, que aún presentan una elevada incertidumbre en sus predicciones de producción con un día de adelanto) piden que se les deje ajustar por ellos mismos sus programas vendiendo o comprando en el mercado las diferencias que marcan sus mejores previsiones a medida que se aproximan al Tiempo Real. Por otro lado, los operadores reclaman su capacidad para contratar productos (servicios de regulación, que permiten mantener el equilibrio del sistema ante desvíos en los programas de producción o consumo, o cuando se producen variaciones bruscas en tiempo real)  para mantener la seguridad del sistema durante un periodo de programación,  incluso cuando los mercados para negociar energía en dicho periodo aún no han cerrado. Obviamente, el coste económico de las actuaciones del Operador del Sistema se repercute, en general, sobre los agentes que presentan desvíos entre su programa y la realidad.

Ambas partes argumentan que sus propuestas son las más eficientes. Los agentes porque afirman que cuanto más próxima sea la previsión al momento de entrega de la energía, mayor será su calidad, menores los desvíos y, en consecuencia, menores los recursos y los costes. Los operadores, por su parte, defienden que cuanto menos tiempo tengan para programar los recursos para mantener la seguridad del sistema, menos fiable es la explotación y más costosos serán los productos a contratar. Del desenlace de este debate saldrá la definición final de horarios, productos y asignación de costes del Mercado de Balance, una parte del IME que está destinada a abandonar el papel “complementario” que había mantenido hasta ahora para convertirse en una pieza esencial del nuevo modelo de mercado.

Si todo transcurre según el programa previsto, antes de fin de año dispondremos de las tres propuestas y el año que viene se iniciará la definitiva fase de comitología.

Aunque en España el tsunami del déficit no nos deje ver más allá de seis meses en el mejor de los casos, Europa está diseñando el modelo que se va a imponer en todos los Estados Miembros a partir de 2014. Son aún muchos los escépticos que piensan que siempre quedarán puertas para que cada Estado pueda ajustar sus características (“connotaciones” que diría Luis Aragonés) con procedimientos o productos propios al margen del estándar europeo. Puede que tengan razón, pero lo que es cierto que es que será muy difícil salirse del marco que se fije para la negociación de la energía en Europa, y que ese marco tendrá una influencia esencial en la gestión de energías renovables, en los servicios de ajuste, en el coste de los desvíos o en la resolución de congestiones de red, todos ellos elementos esenciales de la economía de la industria eléctrica en Europa en general y en España en particular.