La presidenta del operador del mercado ibérico (OMI), Carmen Becerril, ha vaticinado que el «equilibrado» ‘mix’ energético de España permitirá tener unos precios entre 26 y 15 euros más baratos que Francia y Alemania en 2023.
En su participación en la 19 Jornada de Energía organizada por IESE y Deloitte, Becerril señaló que los futuros para 2023 apuntan esos precios de 125 euros por megavatio (MWh) en España, frente a los 151,44 euros/MWh para Francia y los 140,40 euros/MWh para Alemania.
La presidenta de OMI, que calificó de «anómala» la actual situación de los elevados precios de la electricidad, defendió que el mercado marginalista «ha funcionado bien» en la crisis motivada por los altos precios del gas natural y de los derechos de CO2.
Así, subrayó que la tendencia del mercado a plazo de precios en España «es consistentemente a la baja», y «sustancialmente diferencial» respecto de Francia y Alemania, debido «al mix energético que tiene la Península Ibérica frente a lo que vemos en otros países europeos».
En este sentido, puso en valor el «consistente incremento» en su aportación al ‘mix’ energético español de tecnologías como la eólica, solar y termosolar, que son la respuesta de que los futuros marquen «un precio inferior al de otros países».
No obstante, advirtió de que la «volatilidad» en el mercado eléctrico parece que se presenta como algo «más consistente», por lo que consideró que la cobertura a plazo deberá igual pasar a ser «una estrategia cada vez más necesaria». «Hoy tenemos una nueva realidad que exige gestionar energía en los mercados a plazo organizado, con sus ventajas e inconvenientes», dijo.
INCENTIVAR LOS CONTRATOS A LARGO PLAZO.
Por su parte, Endesa y Naturgy defendieron incentivar los contratos a largo plazo de energía como mejor herramienta para combatir la actual volatilidad existente en el mercado mayorista de la luz, el denominado ‘pool’.
En este sentido, el director general de Relaciones Institucionales y Regulación de Endesa, José Casas, defendió el fomento de la contratación a plazo en el mercado eléctrico, aunque subrayó que las subastas de energía primaria definidas en el RD 17/2021 no la fomentarían.
Casas afirmó que la generación que «‘ve'» los precios del ‘pool’ son las denominadas tecnologías marginales (ciclos combinados y carbón) el Recore (las instalaciones del régimen especial renovables, cogeneración y residuos con una rentabilidad ya garantizada), que representan algo más de 120 teravatios hora (TWh) de los más de 250 TWh que se producen al año.
Así, destacó que existen otros 120 TWh de generación de electricidad que no van al ‘pool’, sino que la venta de esta energía esta cerrada con un contrato a plazo.
De esta manera, Casas consideró que para fomentar la energía a plazo sería necesario «incentivar» a la energía que va al mercado mayorista diario y el Recore, que afecta a unos 83 TWh, podría incentivarse para ello sin afectar a su rentabilidad garantizada.
Por su parte, el director general de Gestión de Energía y Redes de Naturgy, Pedro Larrea, se mostró convencido de que, a pesar de que hablar de modificar el régimen económico del Recore puede «producir sarpullidos» a algunas personas, «hay formas» de que puedan tener incentivos a contratar a plazo, «sin ver afectados ninguno de sus derechos o ingresos, en beneficio del sistema».
Además, el directivo, que afirmó que los ciclos combinados «pierden dinero», subrayó que la mayor parte de la energía «no se está vendiendo» a los precios del mercado mayorista, ya que «no se está siendo vendida en el mercado diario».
