Energetica 223. Enero febrero 2023

Retos regulatorios en el sector energético El sector energético, y específicamente el subsector eléctrico (frecuentemente utilizamos el primer término para referirnos realmente al segundo), está teóricamente construido sobre la base de un mercado libre; es decir, que ya no es el Gobierno quien planifica qué tecnologías se instalan en qué año, y cómo se comercializa la energía a los clientes finales, sino que son las decisiones privadas quienes lo hacen en base a las dinámicas de un mercado en competencia. JAVIER REVUELTA SENIOR PRINCIPAL DE AFRY MANAGEMENT CONSULTING N o obstante, la regulación es crucial para dar al sector dirección hacia unos objetivos que sí son explícita- mente decididos por los poderes públicos para dar respuesta nacional a unos com- promisos supranacionales, como son los conocidos objetivos globales de descarboni- zación, o los menos conocidos objetivos eu- ropeos relacionados con nuestra indepen- dencia y seguridad energética (totalmente ajenos al cambio climático, aunque muy alineados en las palancas necesarias para lograr ambos tipos de objetivos). El mercado eléctrico actual sigue, y todo apunta a que seguirá, estando basado en torno a un precio horario marcado por un despacho diario elaborado por el Operador del Mercado Ibérico (OMIE), y su algoritmo europeo Euphemia. Sobre estos precios ho- rarios, y de hecho pronto cuarto-horarios, es posible construir contratos de liquidación por diferencias con off-takers privados (los conocidos PPAs) o con un off-taker público acudiendo a nuevas subastas del gobierno. En paralelo, el Gobierno ha establecido di- versas Hojas de Ruta sobre el hidrógeno, el almacenamiento, el biogás… También un Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC), que será revisado en este 2023, describiendo unos objetivos nacionales más que una ‘pre- visión’ de hacia dónde va el sector. Y esta di- ferencia frecuentemente no es bien entendi- da por los agentes, pues un objetivo sólo es una previsión si se acompaña de instrumen- tos que los posibiliten, lo cual frecuentemen- te no ha sido el caso. Detallemos algunos de los retos regulatorios que tendremos que afrontar para avanzar hacia los objetivos. Almacenamiento Uno de los retos más interesantes es el rela- cionado con el desarrollo de almacenamien- to. El PNIEC y la correspondiente Hoja de Ruta proponen el desarrollo para el año 2030 de 12 GW adicionales a la capacidad actual, entre plantas termosolares, bombeos hidráulicos y baterías. Los análisis de AFRY son claros en que el arbitraje de precios en el mercado spot parece probablemente insuficiente para justificar inversiones en ninguna tecnología; incluso si se añaden ingresos por servicios de ajuste del Operador del Sistema. Uno de los mecanismos que posibilitará el desarrollo del almacenamiento es un nuevo ‘Mercado de Capacidad’, en línea con la propuesta que el Gobierno lanzó a consulta pública en 2021 y de la que no ha habido más noticias. El reto es que, según los análisis de AFRY, incluso tal ‘Mercado de Capacidad’ será insuficiente para atraer los 12 GW de la Hoja de Ruta, habida cuenta de que se ampara en un estudio con- creto de seguridad de suministro que a todas luces no detectará la necesidad de 12 GW nuevos. El mecanismo se antoja así positivo pero insuficiente; habrá que ser creativos para justificar otro incentivo adicional al ‘pago por seguridad de suministro’. Desacople entre precios de gas y energía eléctrica Otro reto importante es el de lograr ese an- siado ‘desacople’ entre precios de gas y de la energía eléctrica. Los Contratos por Diferencia (CfD en terminología inglesa) propuestos para nuclear e hidráulica hasta ahora no eran apre- ciados por Europa, que tendrá que replantear- se algunas barreras regulatorias. Y está la com- plejidad de acordar un precio justo para todas las partes. No es trivial pero sí es posible. También está el reto de incentivar el hidró- geno verde y una barrera es la lentitud de Europa en la propia definición. ¿Es verde una producción acoplada a la red, con balance mensual de PPAs sintéticos por una pro- ducción equivalente al consumo del elec- trolizador? ¿Europa prefiere un verde puro con mayor coste de producción o lanzar el hidrógeno aunque el color sea más bien ver- daceo? Aclárate… Permanecen otros retos a más corto plazo para el control temporal de precios, con un gas que sigue disparado. ¿Extendemos el gas? ¿En qué nivel? De nuevo, ¿Europa, qué nos permites? Es importante analizar opciones, y lanzarnos rápido a por lasmás prometedoras. Mejor lan- zar cuanto antes una regulación efectiva aun- que imperfecta, que la parálisis del análisis◉ regulación y normativa 102 ENERGÉTICA XXI · 223 · ENE/FEB 23