La CNMC recomienda mejorar el diseño de las subastas de renovables

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La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado el Informe sobre el resultado de la subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables, celebrada el 26 de enero de 2021, y su efecto en el funcionamiento del mercado eléctrico y en el fomento de energías renovables.

En su informe, la CNMC recomienda una serie de mejoras para el diseño de las próximas subastas de energías renovables que afectan a aspectos como la comunicación de los resultados de la subasta, la salvaguarda de competencia, la sincronización del calendario indicativo de subastas con la ordenación de las solicitudes de acceso, la celebración de subastas específicas o neutras, el número de tramos que se ofertan en la subasta o la duración del periodo de inserción de pujas, entre otras mejoras.

Resultados de la subasta

En la subasta celebrada el 26 de enero de 2021, el 67,1% (2.036.264 kW) de la potencia fue adjudicada a la tecnología fotovoltaica a un precio medio ponderado de 24,47 €/MWh; y el 32,9% (997.914 kW) a la tecnología eólica terrestre, a un precio medio ponderado de 25,31 €/MWh. Los precios medios de ambas tecnologías fueron similares, lo que revela que hubo competencia entre ellas por la adjudicación.

Los 3.034 MW adjudicados representan en torno al 11% del incremento de potencia renovable previsto en el PNIEC para el año 2025 (28.234 MW), respecto al año 2020.

La potencia adjudicada a la tecnología fotovoltaica tiene el 28 de febrero de 2023 como fecha límite para estar disponible, mientras que la fecha límite de disponibilidad de la potencia adjudicada a la tecnología eólica terrestre es el 29 de febrero de 2024. La incorporación de esta potencia contribuirá a bajar el precio del mercado diario cuando desplace a tecnologías marginales más caras.

Cada tramo de cada instalación adjudicataria debe constituirse como una unidad de oferta para participar en los mercados diario, intradiario, de servicios de ajuste y de balance, y el titular de dicha instalación no podrá declarar contratos bilaterales con esas mismas unidades de programación. En particular, como resultado de la subasta celebrada el 26 de enero de 2021, al menos 94 de los 109 tramos que resultaron adjudicados a 32 participantes deben constituirse en unidades de oferta. El operador de mercado liquidará la diferencia entre el precio a percibir por la energía vendida en los mercados diario e intradiario, definido en el artículo 18 del Real Decreto 960/2020, y los precios de los mercados diario e intradiario. Los ingresos u obligaciones de pago resultantes se distribuirán entre las unidades de adquisición nacionales en proporción a su programa horario final después del mercado intradiario continuo.

Análisis de los efectos en el mercado eléctrico

Sobre su efecto en el mercado mayorista, se afirma: “Al retribuir al precio de la subasta la energía vendida en el mercado diario e intradiario, independientemente de que esta llegue o no a producirse, pueden surgir arbitrajes entre la energía ofertada en estos mercados y la energía del desvío, siempre que el coste del desvío sea inferior al precio de la subasta. Si bien el porcentaje de ajuste del 5% (o 25%)9 puede mitigar esta actuación, su impacto en los ingresos de las instalaciones es limitado (únicamente el 5% – o 25% – de la energía vendida está expuesta a los precios del mercado percibiendo el resto de la energía los precios de la subasta). Por tanto, puede existir un incentivo en las horas de precios reducidos (inferiores al de adjudicación de la subasta) a sobreestimar la producción, y a infravalorarla en las horas de precios altos”.

Y sobre el minorista: Desde la perspectiva de la comercialización, la liquidación a los adjudicatarios de la subasta se traduce en un recargo (si el precio de adjudicación de la subasta es superior al precio del mercado) o en un descuento (si el precio de adjudicación de la subasta es inferior al precio del mercado), de modo que no podrán cuantificar este recargo o descuento hasta después de que se haya celebrado la casación de los mercados diario e intradiario. Por tanto, la liquidación de la subasta también tendrá un efecto sobre la demanda y, en concreto, sobre la cobertura de los comercializadores que verán una divergencia entre el precio del mercado y el precio de la demanda por la liquidación del REER, por lo que deberán internalizar esta incertidumbre en sus ofertas.

De acuerdo con el artículo 23.1 de la Orden TED/1161/2020, los volúmenes de potencia renovable previstos en el calendario indicativo del mencionado artículo, “se complementarán, en su caso, con los que se deriven de otros instrumentos de apoyo a las renovables que puedan establecerse empleando otros esquemas de financiación, justificados por las disponibilidades presupuestarias, la madurez tecnológica, la estructura de costes o cualquier otra característica específica de las tecnologías”.

Por tanto, cabría plantearse, de forma complementaria a los mecanismos de subasta previstos en el Real Decreto 960/2020, articular un mecanismo de concurrencia competitiva, en el que participasen de manera voluntaria tanto la oferta (potencia renovable existente que va a mercado) como la demanda.

Propuestas de mejoras para las siguientes subastas

En el informe de la entidad administradora de la subasta se recogen, entre otras, las siguientes mejoras: (i) disponer de un calendario de fechas de los procesos de subasta conocido con suficiente antelación por los potenciales participantes; (ii) considerar en días hábiles el periodo de precalificación y calificación; (iii) incluir en la redacción de las especificaciones de detalle de la subasta que la utilización de instrumentos para formalizar garantías sea únicamente por medios electrónicos; (iv) ampliar de 3 a 5 días hábiles el plazo máximo de devolución de las garantías; (v) publicar información adicional a lo establecido en las reglas de subasta con el fin de aumentar la transparencia de la misma (en particular, proponen publicar las curvas de ofertas de todos los agentes, en su opinión para aumentar la transparencia de la misma y evitar especulaciones al respecto) y (vi) limitar el volumen de calificación al volumen máximo por el que puede resultar adjudicada una misma empresa o grupo empresarial.

 

 

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