El pasado 14 de mayo se publicó en el BOE el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.
Este real decreto-ley entró en vigor al día siguiente de su publicación. Sin embargo, el inicio del citado mecanismo de ajuste quedó condicionado a la autorización por parte de la Comisión Europea, que sería publicado mediante Orden de la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
Finalmente, el 9 de junio se ha publicado la Orden TED/517/2022, de 8 de junio, por la que se determina la fecha de entrada en funcionamiento del mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, y por la que se da publicidad a la decisión de la Comisión Europea que autoriza dicho mecanismo.
A continuación exponemos los aspectos más relevantes de este mecanismo de ajuste, así como de algunas medidas adicionales adoptadas por dicho Real Decreto-ley en el sector de las energías renovables:
1. Mecanismo de ajuste
Finalidad
Con este mecanismo de ajuste se busca reducir el precio marginal de la electricidad en los mercados mayoristas de la península ibérica y, en última instancia, reducir los precios minoristas soportados por los consumidores finales de electricidad.
Carácter temporal
El mecanismo de ajuste tiene carácter temporal y resultará de aplicación durante 12 meses a contar desde la fecha de inicio, que finalmente se ha fijado en el día 14 de junio de 2022 (en dicha fecha, los agentes ya internalizarán la cuantía unitaria del ajuste para la casación del mercado diario realizada para el día siguiente, 15 de junio de 2022).
No obstante, mediante Acuerdo del Consejo de Ministros y con la conformidad previa del Gobierno portugués, se podrá suspender temporal o definitivamente la aplicación del mecanismo regulado en este RDL, cuando así se justifique por circunstancias excepcionales del mercado o por razones de interés general.
Mecanismo de ajuste
Se configura como un ajuste del coste de producción de las tecnologías fósiles marginales, en una cuantía proporcional a la internalización el mayor coste de aprovisionamiento de los combustibles fósiles empleados por dichas instalaciones de producción.
El valor de ajuste a las centrales marginales fósiles es único para todas ellas y se establece como la diferencia entre (i) un precio de referencia del gas y (ii) el precio efectivo del mercado spot de gas natural en cada día.
Si el precio efectivo del gas natural en un determinado horizonte de programación es inferior al precio de referencia, el importe de la cuantía del ajuste será nulo en ese horizonte de programación.
El precio de referencia del gas variará a lo largo del periodo de aplicación del mecanismo. Durante los seis primeros meses será de 40 euros/MWh. A partir de entonces, se irá incrementando en escalones mensuales sucesivos de 5 euros/MWh hasta alcanzar un valor de 70 euros/MWh durante el último mes.
Instalaciones “beneficiarias”
El mecanismo de ajuste será de aplicación a las siguientes instalaciones de producción en el territorio peninsular (tanto español como portugués) que estén dadas de alta en el mercado en el día en que se produce la casación del mercado diario:
No obstante, el mecanismo de ajuste únicamente aplicará sobre aquella energía negociada por estas instalaciones ante el operador del mercado, de manera que no percibirán el ajuste por la energía declarada en contratos bilaterales con entrega física.
Asimismo, por Acuerdo de Consejo de Ministros, se podrá suspender la aplicación de este ajuste a la centrales de carbón cuando el importe del ajuste sea superior a la diferencia entre el coste de producción de las centrales de carbón (incluyendo el valor del combustible y el precio de los derechos de emisión del CO2) y el coste de producción de las centrales infra marginales.
Procedimiento de fijación del precio
Las instalaciones “beneficiarias” ofertarán en el mercado diario con su mejor previsión de producción, internalizando la cuantía del ajuste en sus ofertas en mercado.
Igualmente, las ofertas que presenten en los mercados intradiarios y en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real y las enviadas a los mercados de servicios de energía de balance también tendrán en cuenta el mecanismo de ajuste.
Financiación del mecanismo de ajuste
El coste total del ajuste se repartirá entre aquella parte de la demanda ibérica que se beneficiará directamente del mismo, bien porque adquiere la energía a un precio directamente referenciado al valor del marcado mayorista o bien por que ha firmado o renovado un contrato teniendo ya en cuenta el efecto beneficioso del mercado sobre los precios mayoristas.
Así, quedarán excluidas del pago del coste del ajuste la energía asociada a las unidades de adquisición que cuente con determinados instrumentos de cobertura. Si bien, dicha exención no resultará de aplicación a la liquidación del mecanismo de ajuste relativa a la energía asignada en el proceso de solución de restricciones técnica y en los mercados de servicios de energía de balance.
En particular, solo aquellos instrumentos de cobertura a plazo firmados con anterioridad al 26 de abril de 2022 podrán ser empleados como medio para que la energía asociada a los mismos resulte exenta del pago del coste del ajuste.
Por el contrario, los instrumentos de cobertura a plazo firmados con posterioridad a dicha fecha, así como las renovaciones, revisiones de precio o prórrogas de los instrumentos de cobertura de fecha anterior al 26 de abril de 2022 que se produzcan con posterioridad a dicha fecha, no podrán emplearse como medio para que la energía asociada a los mismos pueda resultar exenta del pago del coste del ajuste.
Asimismo, el Real Decreto-ley establece una serie de requisitos y formalidades adicionales que deberán cumplirse para poder aplicar dicha exención a la energía asociada a los instrumentos de cobertura a plazo.
En todo caso, quedan excluidas del pago del coste del ajuste las unidades de oferta de almacenamiento (tanto baterías como de consumo de bombeo), así como de servicios auxiliares de generación.
Garantías económicas
Los agentes titulares de unidades de adquisición deberán formalizar ante el operador del mercado garantías para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del mecanismo de ajuste. La falta de aportación de dichas garantías impedirá la participación de estas unidades en los diferentes mercados de producción de energía eléctrica.
Las garantías se cuantificarán valorando la energía máxima diaria de compra de las unidades de oferta de adquisición de dichos titulares (que no se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura exentos).
En caso de incumplimiento de la obligación de pago de la liquidación correspondiente al reparto del ajuste que realice el operador del mercado, este procederá a ejecutar las garantías constituidas. Si las garantías no fueran suficientes, se prorrateará la cantidad adeudada entre los titulares de instalaciones de producción objeto del mecanismo de ajuste en proporción al importe del ajuste en el mismo horizonte de liquidación.
La cantidad adeudada devengará intereses de demora. Asimismo, el operador del mercado suspenderá de participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan la obligación de pago, así como aquellos no aporten o mantengan las garantías de pago requeridas.
Uso de las rentas de congestión
Se prevé que la implementación de este mecanismo de ajuste (que traerá consigo una reducción del precio de casación marginal en la zona de precio tanto española como portuguesa) supondrá (i) un incremento del flujo exportador en la frontera entre España y Francia y (ii) un incremento de la deferencia del precio entra la zona de precio española y la francesa.
Dado que este efecto es el resultado directo de la implementación de dicho mecanismo, el RDL 10/2022 habilita una vía excepcional para poder hacer un uso de las rentas de congestión adicionales en dicha interconexión (rentas de congestión que son proporcionales tanto a la energía de frontera como la diferencia de precio), en la minoración del coste total del mecanismo de ajuste.
Así, mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste, el valor adicional de las rentas de congestión netas obtenidas en las subastas mensuales de asignación de capacidad en la interconexión con Francia será empleado para minorar el coste total del ajuste.
En particular, se considerarán rentas adicionales el exceso que represente el valor de las rentas netas procedentes de las subastas mensuales de asignación de capacidad en frontera con Francia en cada mes con respecto al mismo mes del año anterior.
Responsables de la liquidación
El operador del mercado realizará la liquidación del mecanismo de ajuste por la negociación en los mercados diario e intradiarios y contratación bilateral.
Los operadores del sistema realizarán la liquidación del mecanismo por la asignación en el proceso de restricciones técnicas, así como en los mercados de servicios de energía de balance.
Adicionalmente, los operadores del sistema regularizarán la liquidación realizada por el operador del mercado a las unidades de adquisición en base a las medidas en barra de central.
Supervisión y régimen sancionador
A fin de controlar la adecuada aplicación del mecanismo de ajuste, se establece que el operador del mercado y al operador del sistema eléctrico español, en el ámbito de sus funciones y en relación con los agentes españoles precipitantes en los mercados, comunicarán a la CNMC cualquier actuación de los agentes de mercado contraria al correcto funcionamiento del esquema de fijación de precio en el mercado diario ibérico regulado en el artículo 5 del RDL.
Asimismo, se configuran como infracciones administrativas muy graves la manipulación alteración o desviación injustificada de las ofertas de compra o de venta, o la inexactitud o falsedad en determinados datos aportados a efectos de la aplicación del mecanismo, entre otras.
2. Otras medidas en el sector de la energías renovables
Modificación del mecanismo de minoración del exceso de retribución
Como consecuencia de la aprobación del referido mecanismo de ajuste, el RDL 10/2022 modifica igualmente el mecanismo de minoración del exceso de retribución del mercado eléctrico causado por el elevado precio de cotización del gas natural en los mercados internacionales (regulado en el Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre).
En particular, mediante su disposición final segunda, el RDL 10/2022 modifica la fórmula para el cálculo de la cuantía de la minoración, de manera que, mientras resulte de aplicación el mecanismo de ajuste, el valor “PtGN” (i.e. el precio medio del gas natural en el mes “t”) no podrá ser superior al valor del precio de referencia del gas natural (inicialmente fijado en 40 euros/MWh, según se ha expuesto).
Restablecimiento del mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado (RECORE) a partir de 2023
El Real Decreto-ley 6/2022 estableció que el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado (regulado en el artículo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio) dejaría de resultar de aplicación para la energía generada en el año 2023 y posteriores.
Mediante este RDL 10/2022, sin embargo, se vuelve a restablecer un mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado que será de aplicación para la energía RECORE generada en el año 2023 y posteriores.
Si bien, este “nuevo” mecanismo de ajuste se basa en el “valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos”, que se calcula con arreglo a una fórmula donde se tiene en consideración no solo el precio medio anual del mercado diario e intradiario (como ocurría hasta ahora), sino también el precio medio del futuro anual, de los futuros trimestrales y de los futuros mensuales, aplicando a cada uno de estos conceptos su propio coeficiente de ponderación:
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Para el año 2022, el coeficiente de ponderación para el precio medio anual del mercado diario e intradiario toma como valor 1, y el resto de coeficientes (relativos al resto de productos de la “cesta”) toman como valor 0.
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Para el año 2023, el coeficiente de ponderación para el precio medio anual del mercado diario e intradiario tomará como valor 0,75; para el precio medio de los futuros anuales, 0,15; y para el precio medio de los futuros trimestrales 0,10 en total (i.e. 0,025 cada trimestre); mientras que el coeficiente de ponderación para el precio medio de los futuros mensuales se mantiene en 0.
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Para los años 2024 y 2025, la ponderación de los precios de los mercados de futuros en la cesta de precios será igual o superior al 50 % y al 75 %, respectivamente. Los valores concretos de los coeficientes correspondientes a los años 2024 y 2025 serán fijados por Orden de la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, previo acuerdo de la Comisión Delgada del Gobierno para Asuntos Económicos, antes del 1 de julio del año anterior.
De esta manera, se permite que las instalaciones afectadas dispongan de cierto margen temporal para adoptar las decisiones pertinentes en relación con su estrategia de venta de energía.
No obstante, para el caso de las “instalaciones de pequeña potencia”, el valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se seguirá calculando únicamente considerando el precio medio anual del mercado diario e intradiario para cada año (por lo que en estos casos el coeficiente de ponderación para el precio medio anual del mercado diario e intradiario siempre toma como valor 1, y el resto de coeficientes siempre toman como valor 0).
Asimismo, dado que el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se aplica en las actualizaciones de los parámetros retributivos del régimen retributivo específico (que se llevan a cabo en cada semiperiodo regulatorio y en cada periodo regulatorio), mediante su disposición final quinta, el RDL 10/2020 modifica igualmente el artículo 14.4 de la Ley del Sector Eléctrico para retrasar la fecha límite para la actualización de los parámetros retributivos en cada periodo regulatorio hasta el 28 de febrero del primer año de cada periodo regulatorio.
