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UNEF defiende al sector fotovoltaico frente al mecanismo de pagos por capacidad.

25-7-12
Carlos Mateu
2972 Lectores
UNEF defiende al sector fotovoltaico frente al mecanismo de pagos por capacidad.
La CNE esta preparando una propuesta de pagos por capacidad que trasladará al Ministerio de Industria tras el periodo de consulta pública abierto al efecto.

Como ya noticiabamos el pasado 5 de junio de 2012, la Comisión Nacional de Energía (CNE), ha emitido una consulta pública para analizar y proponer un nuevo mecanismo de pagos por capacidad de acuerdo con la Disposición adicional segunda de la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, por la que se establece que el Ministro de Industria, Energía y Turismo, debe aprobar un nuevo mecanismo de los pagos por capacidad para las instalaciones de generación de energía eléctrica.

A estos efectos, se establece que la Comisión Nacional de Energía elaborará una propuesta de pagos por capacidad en el plazo de seis meses Desde el sector fotovoltaico, a través de UNEF, se ha justificado y mantenido un criterio claro acerca de la evolución y actualización del precio asignado a los costes reconocidos del sistema eléctrico. Así como que la mayoría de éstos se repercutan en su correspondiente periodo y de forma directa al precio unitario promedio de la energía gestionada.

Dentro del proceso de consulta pública, concedido por la Comisión Nacional de Energía, en relación con LOS MECANISMOS DE PAGO POR CAPACIDAD Y DISPONIBILIDAD la Asociación UNEF, ha realizado las siguientes,

I.- CONSIDERACIONES GENERALES

Queremos agradecer la oportunidad que nos brinda la Comisión Nacional de
Energía al permitir aportar nuestras ideas para mejorar el Sistema Eléctrico Español.

Desde el sector fotovoltaico, a través de UNEF, se ha justificado y mantenido un
criterio claro acerca de la evolución y actualización del precio asignado a los costes reconocidos del sistema eléctrico. Así como que la mayoría de éstos se repercutan en su correspondiente periodo y de forma directa al precio unitario promedio de la energía gestionada.

Los pagos por capacidad, incluido los de disponibilidad, que nos ocupan en esta consulta, entran de lleno en el criterio general. Es decir, sin prejuzgar su procedencia, alcance y equidad en la fijación del coste reconocido, sus impactos deben ser repercutidos, de forma íntegra, en la composición del precio mayorista horario de la energía.

Los principios que nos han guiado en esta reflexión han sido los del respeto a la seguridad jurídica y el entendimiento de que una mayor electrificación de nuestra sociedad es posible, necesaria y muy compatible con los objetivos de eficiencia.

Además creemos que la mejor garantía, a largo plazo, para disponer de un Sistema seguro, competitivo y sostenible medioambientalmente es un sistema que combine las tecnologías existentes, introduciendo competitividad allí donde se den las condiciones para la competencia y regulando en donde éstas no se dan.

Por último, antes de comenzar con las consideraciones particulares, desde UNEF consideramos que nuestro Sistema Eléctrico -con los altos niveles de seguridad de suministro que ya presenta, y con los ajustes regulatorios necesarios, para responder eficientemente a la realidad tecnológica actualmente previsible- da suficiente cabida para avanzar en la introducción en nuestro Sistema de las nuevas tecnologías, que, como la fotovoltaica, generan riqueza y empleo autóctonos, y son parte fundamental de la respuesta a un nuevo Sistema que, sin renunciar a las claves anteriores -incluso mejorándolas- debe ser, además, social, económica y medioambientalmente mucho más sostenible; todo ello, de acuerdo con las directrices comunitarias que deberían objeto de trasposición en nuestro ordenamiento jurídico.

II CONSIDERACIONES PARTICULARES

A continuación, se procede a detallar el parecer del sector fotovoltaico, expresado a través de UNEF, Unión Española Fotovoltaica.

En primer lugar queremos hacer notar que los pagos por capacidad como incentivos a la inversión que vamos a tratar más adelante, se incorporan directamente al precio horario mayorista de la electricidad.

Por otro lado, las primas a las energías renovables, que son conceptualmente idénticas a los pagos por capacidad como incentivos a la inversión, se repercuten a los consumidores vía peajes de acceso.

El trato discriminatorio entre ambos se hace, aún más patente, si se tiene en cuenta que las ayudas a las renovables son en función de la energía generada,
mientras que en el pago por capacidad en las centrales convencionales se hace por el mero hecho de contar con el acta de puesta en marcha.

El sector fotovoltaico viene defendiendo la necesidad de que la imputación de los costes reconocidos se haga, donde sea posible, a través de los precios unitarios de la energía en el mercado mayorista, teniendo en cuenta que en cada periodo horario se conoce con elevada exactitud la procedencia de la energía.

DIFERENCIACIÓN DE PRODUCTOS
1. ¿Sería más adecuado establecer un único mecanismo de pagos por capacidad o diseñar un mecanismo diferenciado de incentivo a la inversión y otro de servicio de disponibilidad?

Gran parte del sector fotovoltaico representado por UNEF entiende que solo debe existir este mecanismo, no el de disponibilidad, y respetando escrupulosamente los marcos retributivos preestablecidos inicialmente.

En el supuesto de que, finalmente, se decidiera la existencia de dos mecanismos, deberían ser independientes, pero excluyentes económicamente para una misma central.

Si bien la construcción de centrales de generación esta liberalizada, se entra en explotación dentro de un sistema eléctrico regulado, en el que no debe caber el planteamiento unilateral de “no me interesa producir en un determinado periodo”, salvo que se produzca la exclusión por precio, dentro de una parada programada o avería intempestiva.

En cualquier caso, la no disponibilidad de una central por razones distintas al precio ofertado, debería ser calificada como infracción muy grave y sancionada de acuerdo con en el artículo 64.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, que dispone que: “La comisión de una infracción muy grave podrá llevar aparejada la revocación o suspensión de la autorización administrativa y la consecuente inhabilitación temporal para operar en el mercado por un período máximo de un año”.

INCENTIVO A LA INVERSIÓN
En cuanto a los sujetos que pueden acogerse a este mecanismo:
2. ¿Cómo debería definirse el concepto de potencia firme?¿Debería aceptarse como potencia firme aquella potencia que declare el titular de la instalación o deberían establecerse unos límites máximos teóricos para cada tecnología?

En primer lugar la potencia firme debe segmentarse a cada uno de los periodos horarios de los 365 días del año.

El límite superior de potencia firme de cada tecnología debe ser establecido regulatoriamente, correspondiendo al titular decidir si la compromete en su totalidad o en un porcentaje de aquella. Se entiende la excepción de las paradas programadas.

Debe también considerarse, en el caso de algunas renovables, como la fotovoltaica, en las que puede definirse -a nivel macro-país- una potencia firme para cada periodo horario, la cual supera ampliamente la cifra actualmente asignada.

En cuanto al mecanismo de determinación de la retribución:
3. ¿Cuál de las opciones le parece más adecuada para determinar la retribución del incentivo a la inversión para la nueva capacidad a instalar: un pago regulado o un mecanismo de subasta?
UNEF entiende que el mecanismo utilizado debe ser competitivo económicamente entre los actores interesados. Por ello, una vez fijada la potencia requerida, las fechas de inicio y puesta en explotación, el horizonte temporal a percibir el incentivo a la inversión, el mix de tecnologías y un coeficiente corrector por la zona geográfica, deberá ser exclusivamente el precio quien defina al adjudicatario.
Los avales que garanticen el buen fin de la adjudicación, para la puesta en explotación en las condiciones establecidas deberían cubrir no menos de los 500 €/kW que se ha estado aplicando a la tecnología fotovoltaica para llegar a poder participar en el sistema de cupos. En cualquier caso debe existir una completa homogeneidad para todas las tecnologías.

4. En caso de plantear subastas, “¿Qué condiciones deben garantizarse previa y durante la subasta para que se considere competitiva?
UNEF entiende que, tratándose de un servicio esencial como es la electricidad y un mercado eléctrico regulado, la entrada en la que se incentive la inversión debería regirse por un sistema similar al de las concesiones administrativas (Real Decreto Legislativo 3/2011, de 14 de noviembre, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de Contratos del Sector Público) cuyo objeto y finalidad es garantizar que la misma se ajusta a los principios de libertad de acceso a las licitaciones, publicidad y transparencia de los procedimientos, no discriminación e igualdad de trato entre los candidatos, y de asegurar, en línea con el objetivo de estabilidad presupuestaria y control del gasto, una eficiente utilización de los fondos.

En cuanto a la retribución:
5. En el caso de optar por un pago regulado, indique la metodología para el establecimiento de dicho pago, y el valor resultante de la aplicación de la misma.

UNEF no es partidario de que, en un negocio de libre acceso, los incentivos a la inversión queden al mejor criterio del regulador. Ni para establecerlos, ni mucho menos, para adecuarlos durante el periodo en que se encuentren vigentes.
En particular, UNEF considera desacertada la reducción que se ha aplicado a los pagos por capacidad según la Ley 13/2012, pues se vulnera la estabilidad regulatoria y la necesaria seguridad jurídica, que toda inversión intensiva en capital requiere, máximo cuando está sometida al rigor del precio establecido por el mercado y por la previsible entrada al mismo de otros productores.

En cuanto al período temporal de aplicación:
6. ¿Es adecuado el período de 10 años para el cobro del incentivo a la inversión?

En la pregunta se da por hecho que solo podrán participar las tecnologías que lo han venido haciendo hasta la fecha que tienen un periodo de retorno de ese orden.

El periodo debe ajustarse a la vida útil de la tecnología, alcanzando aproximadamente la mitad de ésta.

A la hora de calcular la vida útil, debe considerarse también la obsolescencia técnica de las instalaciones por encarecimiento de la energía primaria.

En el caso concreto de la tecnología fotovoltaica, el periodo debería estar entre 15 y 20 años.

En cuanto al compromiso exigido a los participantes:
7. ¿Debe vincularse su cobro a una disponibilidad en horas de mayor demanda
del sistema?


UNEF entiende que cualquier generador tiene la obligación de ser predictible y que la disponibilidad debe ser total y absoluta, salvo paradas programadas y averías.

En esa misma línea, también se entendería que se plantee una indisponibilidad de hecho, por la oferta de precios disparatadamente altos, pero siempre ofertando su potencia firme como mínimo.

En cuanto a la pregunta, relativa a la retirada del incentivo a la inversión por no ofrecer una disponibilidad acorde a su tecnología, UNEF entiende que no solo debe retirarse el pago del incentivo a la inversión, si es una cantidad fija, sino que debe retirársele temporalmente la autorización de explotación.

8. ¿Considera que es adecuado establecer una opción de compra por parte del OS a un precio de escasez, o es preferible indexar la percepción del incentivo a la disponibilidad en los periodos de mayor demanda?
En este último caso indique si sería preferible determinar las horas punta a posteriori, cuando el precio de mercado supere un determinado precio de escasez, o establecer unos períodos definidos a priori.
UNEF entiende que las centrales que están cobrando un incentivo deben ofertar la totalidad de su potencia firme, fijando el precio que estimen conveniente y quedando a resultas del lugar que arroje la casación de ofertas de potencia con la demanda esperada.

9. En los casos en que resulta necesaria la definición de un precio de escasez,
¿Cuál debería ser la metodología de cálculo del precio de escasez?
Indique el valor resultante de su aplicación. Indique cual podría ser la metodología de revisión del precio de escasez.
UNEF no comparte el concepto de “precio de escasez” en un mercado que la potencia instalada duplica la punta de demanda; Además, lo que hoy se denomina potencia firme también la supera y con holgura.

Consideramos que la introducción del concepto de “precio de escasez” hace aun más complicado la trasparencia en los mercados.


10. ¿Cómo se deberían establecer las penalizaciones para aquellos generadores que cobrando un pago por servicio de disponibilidad incumplan con los requisitos de disponibilidad?
No debe existir ninguna central con cobro de incentivos a la inversión que perciba ingresos distintos del precio de la energía, y mucho menos, por disponibilidad.

UNEF entiende que la disponibilidad debe ser condición inherente a la participación en el sistema con la posibilidad de suministrar energía al precio que libremente oferte. Siendo únicamente el precio el que ocasione una indisponibilidad de facto.

Asimismo, cualquier incumplimiento, no solo de disponibilidad tal como se viene aplicando, sino el de no entrar en producción cuando se ha comprometido en la casación de precio y es requerido después a suministrar una potencia determinada por debajo de la ofertada, debe considerarse, tal y como se ha señalado anteriormente, una infracción muy grave y debería llevar aparejada, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 64.5 de la Ley 54/1997, la revocación o suspensión de la autorización administrativa y la consecuente inhabilitación temporal para operar en el mercado por un período máximo de un año.

SERVICIO DE DISPONIBILIDAD
En cuanto a los sujetos que pueden acogerse a este mecanismo:
11. ¿Qué tecnologías deberían poder acogerse a este mecanismo: todas aquellas que puedan proporcionar el servicio de disponibilidad, o únicamente aquellas que pudiendo proporcionarlo, no tendrían incentivo suficiente a encontrarse operativas si no percibieran una retribución adicional?

El sector fotovoltaico, representado por UNEF, entiende que por el mero hecho de participar en las subastas de oferta de potencia a los periodos horarios, implica de hecho la disponibilidad sin coste adicional alguno.

En consecuencia, cualquier central que se considere operativa debe ofertar un precio a su potencia firme para todos los periodos horarios del ejercicio, salvo en las paradas programadas.

En cuanto al mecanismo de determinación de la retribución:
12. ¿Cuál de las opciones le parecen más adecuadas para determinar la retribución del pago por disponibilidad: un pago regulado o un mecanismo de subasta?

Partiendo de que UNEF entiende que no debería retribuirse cantidad alguna por un evento inherente a la condición de generador, el pago debería indexarse a un coeficiente del marginal horario, limitado por el ofertado por la central para ese periodo y siendo obligatoria la entrada en producción por el mero hecho de haber concurrido con su oferta.

En el caso de optar por un mecanismo de subasta:
13. ¿Sería conveniente realizar subastas anuales de tal forma que la retribución
se estableciera cada año, o por el contrario sería preferible establecer una retribución para un horizonte temporal superior de 3-4 años?

Teniendo en cuenta la anterior consideración, desde UNEF entendemos que no se debería establecer un mecanismo que permita a una central asegurarse unos precios unitarios –en general desmesurados- cuando existen otras centrales de su grupo empresarial que tienen capacidad, en conjunto, para forzar la entrada de aquella.

En resumen, si hubiera que realizarlo, los periodos deberían ser no superiores a una semana.

14. ¿Qué condiciones deben garantizarse previa y durante la subasta para que se considere competitiva?”

En el mercado de generación español, si se segmenta este concepto de forma independiente y queda abierto a todas las centrales, nunca podrá ser competitiva por las razones antes expuestas.

Una forma que quizá disminuiría la vinculación de las centrales a través de sus grupos industriales, sería no dejar participar en este segmento a las que estén vinculadas, directa o indirectamente, y el grupo represente más del 10% de la potencia de generación total del sistema.

En cuanto a la retribución:
15. En el caso de optar por un pago regulado, indique la metodología para el establecimiento de dicho pago, y el valor resultante de la aplicación de la misma.
(Contestado en la cuestión nº 12)
Partiendo de que UNEF entiende que no debería retribuirse cantidad alguna por un evento inherente a la condición de generador, el pago debería indexarse a un coeficiente del marginal horario, limitado por el ofertado por la central para ese periodo y siendo obligatoria la entrada en producción por el mero hecho de haber concurrido con su oferta.

16. ¿Considera que seis meses de antelación es un plazo suficiente para establecer el precio por el servicio de disponibilidad de cada año?.

Nos remitimos a lo señalado en la cuestión nº 13.

En cuanto al producto a ofrecer:
17. ¿Qué tecnologías y bajo qué criterios deberían percibir el servicio de disponibilidad?
(Contestada en la cuestión nº 11)

El sector fotovoltaico representado por UNEF entiende que el mero hecho de participar
en las subastas de oferta de potencia a los periodos horarios implica de hecho la disponibilidad sin coste adicional alguno.

En consecuencia, cualquier central que se considere operativa debe ofertar un precio a su potencia firme para todos los periodos horarios del ejercicio, salvo en las paradas programadas.

18. ¿Resulta adecuado contemplar a los consumidores que aportan el servicio de interrumpibilidad como oferentes del servicio de disponibilidad, independientemente de que éste sea un mecanismo complementario al servicio vigente de interrumpibilidad?

Si bien la legislación actual no lo prevé, UNEF entiende que esta vía puede ser efectiva, competitiva y fácilmente auto-regulable.

El sector fotovoltaico, representado por UNEF, ha expresado reiteradamente que el servicio de interrumpibilidad estaba obsoleto. Es decir, es una reducción del precio de la factura eléctrica sin contraprestación real alguna, en las condiciones actuales de producción-demanda del mercado eléctrico español.

Ahora bien, el Operador del Sistema debería ajustar las renuncias a las potencias totales que deberían ponerse a disposición, distribuidas por segmentaciones horarias, de forma que no fueran necesario compromisos uniformes durante un año.

La forma de adjudicación debería ser la subasta y las penalizaciones por incumplimiento del orden de 3 a 5 veces el ahorro anual generado.
En cuanto a los niveles de participación, deberían poder acogerse a esta posibilidad a partir de 1MW de potencia contratada.

19. ¿Cabría excluir del servicio de disponibilidad o descontar parte de sus ingresos a aquellas centrales que son programadas de forma recurrente por restricciones técnicas zonales?

UNEF se ha expresado con claridad en las cuestiones anteriores. La situación a que hace referencia es un claro abuso de dominio de centrales vinculadas a determinados grupos empresariales.

Es obligación del regulador y del Operador del Sistema establecer los mecanismos adecuados de forma que dichas situaciones no se vuelvan a producir en el mercado eléctrico español.

En cuanto a los requerimientos exigidos a los participantes:
20. ¿El compromiso de disponibilidad debe ser el mismo para las plantas que reciben el incentivo a la inversión que para aquellas que proveen el servicio de disponibilidad?
El sector fotovoltaico representado por UNEF entiende que solo debe existir el mecanismo de incentivo a la inversión, no el de disponibilidad, y respetando escrupulosamente los marcos preestablecidos inicialmente.

En el supuesto de que finalmente se decidiera la existencia de dos mecanismos, deberían ser independientes, pero excluyentes económicamente para una misma central.

Además, como ya se ha dicho antes, el mero hecho de participar en las subastas de oferta de potencia a los periodos horarios, implica de hecho la disponibilidad sin coste adicional alguno.

De manera que, cualquier central que se considere operativa debe ofertar un precio a su potencia firme para todos los periodos horarios del ejercicio, salvo en las paradas programadas.

21. ¿Con objeto de asegurar la potencia disponible en los períodos de mayor demanda considera que es adecuado establecer una opción de compra por parte del OS a un precio de escasez, o es preferible indexar la percepción del incentivo a la disponibilidad en los periodos de mayor demanda?

Tal y como ya hemos indicado anteriormente, UNEF considera que el concepto de “precio de escasez” no debería ser tomado en consideración, puesto que nos encontramos ante un mercado en el que la potencia instalada duplica la punta de demanda, y lo que hoy se denomina potencia firme también la supera con holgura.

El “precio de escasez” es un concepto regulatorio que conlleva una menor transparencia de los mercados.

Teniendo en cuenta que UNEF considera que no debería retribuirse cantidad alguna por un evento inherente a la condición de generador, en caso de darse dicha retribución, el pago debería indexarse a un coeficiente del marginal horario, limitado por el ofertado por la central para ese periodo y siendo obligatoria la entrada en producción por el mero hecho de haber concurrido con su oferta.

22. ¿Cómo se deberían establecer las penalizaciones para aquellos generadores que cobrando un pago por servicio de disponibilidad incumplan con los requisitos de disponibilidad?.

UNEF entiende que la disponibilidad debe ser condición inherente a la participación en el sistema, con la posibilidad de suministrar energía al precio que libremente oferte. Siendo únicamente el precio el que ocasione una indisponibilidad de facto.

Cualquier incumplimiento, no solo de disponibilidad tal como se viene aplicando,
sino el de no entrar en producción cuando así se ha comprometido en la casación de precio ofertado, debe considerarse, tal y como se ha señalado anteriormente, una infracción muy grave y debería llevar aparejada, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 64.5 de la Ley 54/1997, la revocación o suspensión de la autorización administrativa y la consecuente inhabilitación temporal para operar en el mercado por un período máximo de un año.

En el caso de que el concepto llegara a acoger a los consumidores con interrumpibilidad, la penalización por cada evento debería estar en el entorno de 3 a 5 veces el ahorro anual teórico.

23. En el caso de establecer una opción de compra por parte del OS: Valore la posibilidad de que la opción de compra pueda aplicar sobre el precio de las ofertas asignadas en la resolución de las restricciones técnicas zonales, en aquellas horas en que la central haya resultado programada en este segmento.

El planteamiento de un nuevo instrumento no deja de ser una complicación mayor del sistema, que lo dificulta y le resta transparencia.

24. En el caso de indexar la percepción del incentivo a la disponibilidad en los periodos de mayor demanda: ¿Sería preferible determinar las horas punta, cuando el precio de mercado supere un determinado precio de escasez, o estableciendo unos períodos definidos a priori?

El pago debería indexarse a un coeficiente del marginal horario, limitado por el ofertado por la central para ese periodo y siendo obligatoria la entrada en producción por el mero hecho de haber concurrido con su oferta.

25. En los casos en que resulta necesaria la definición de un precio de escasez, ¿Cuál debería ser la metodología de cálculo del precio de escasez? Indique el valor resultante de su aplicación. Indique cual podría ser la metodología de revisión del precio de escasez.

El sector fotovoltaico, representado por UNEF, no ve en modo alguno necesario establecer un nuevo concepto como el de “precio de escasez” ni metodología de cálculo ni de actualización alguna.

De llevarse a la práctica sería otra pantalla más, frente a la transparencia con que debe contar todo mercado.

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