Diez consejos en materia regulatoria que debe tener en cuenta la nueva vicepresidenta Sara Aagesen

El sector energético está en continua transformación y la velocidad a la que va a veces se queda desacompasada de la regulación necesaria para su correcto desarrollo.

Tras un año 2024 en el que por distintas circunstancias no se han aprobado grandes medidas en materia energética, el Gobierno tiene en el cajón una amplia serie de medidas que aprobará más pronto que tarde. Previsiblemente el último Consejo de Ministros traerá una batería de medidas fundamentales para el sector.

Desde KPMG han puesto el foco en una decena de puntos que son fundamentales desde el punto de vista regulatorio que deberían tomarse en consideración en el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Sentido holístico a la regulación

1. El objetivo del PNIEC 2023-2030 es tan ambicioso, tanto desde el punto de vista de las inversiones (más 300.000 millones de euros en la década), como en la transformación de la matriz energética (81% de renovables en electricidad, vectores nuevos como el H2, los biogases y los biocombustibles y un crecimiento de la demanda del 35% respecto a 2019), que los diseños regulatorios hay que trabajarlos de forma holística porque muchos temas están interrelacionados.

2. Los mecanismos de capacidad, que se esperan lanzar a principios de 2025 a través de las subastas, resultan absolutamente claves para regulación de los servicios de flexibilidad y firmeza de la generación. Con la ambición creciente de las renovables este asunto, es sin duda, cada vez es más necesario.

3. En 2025 deberá desarrollarse el debate sobre la revisión del periodo regulatorio de las redes de transporte y distribución con discusiones sobre la tasa financiera, la revisión de los estándares e incentivos para que alinear el modelo retributivo con la previsión de inversiones de 53.000 millones en la década.

4. En el sector de hidrocarburos, también el PNIEC apuesta por aumentar la ambición de los gases renovables y el hidrógeno. Aquí, también es necesario desarrollar el modelo regulatorio para el hidrógeno verde que está vinculado a su vez con el desarrollo de las renovables eléctricas y el acceso de la demanda.

Las redes

Sin lugar a duda, las redes son clave para el desarrollo de la transición energética y si no hay inversiones se generan cuellos de botella que harán imposible el nivel de ambición que tenemos planificado. También la AIE lo ha puesto de manifiesto en sus últimos informes.

5. Para acometer las inversiones previstas de 53.000 millones, además de la actualización del marco retributivo, resultaría fundamental crear un marco de funcionamiento más integrado entre los agentes productores y compradores y las empresas distribuidoras que deben adoptar un rol más activo como DSO. Hay que trabajar más el concepto de planificación de la red de distribución y resolver el problema del decalaje de las retribuciones (n+2) que desincentiva e impide el desarrollo de proyectos.

6. También creemos que, el acceso flexible y la optimización de la red existente junto con nuevos desarrollos para inversiones en el negocio tradicional (líneas y subestaciones) y las inversiones en digitalización, como se deriva de la Circular de acceso y conexión de la demanda, debe venir de un trabajo más integrado y conjunto entre Productores, consumidores, los transportistas y distribuidores, el almacenamiento y también con diálogo permanente con la CNMC.

Precios bajos en el mercado

7. Los precios muy reducidos, 0 o negativos no pueden entenderse como un objetivo de la transición energética. A precios bajos, basados en los costes variables de las tecnologías renovables, no habrá inversiones. Los proyectos de inversión en renovables deben desarrollarse sobre la base el largo plazo y no con una visión excesiva de lo que esté pasando en el corto plazo o mercado diario.

8. La apuesta del nuevo diseño del mercado por los mecanismos de largo plazo y otros instrumentos como los mercados de capacidad y el servicio de flexibilidad y firmeza deben ser los que guíen las decisiones de inversión y no lo que ocurra en el mercado spot en periodos de máxima producción de renovables. Los precios en MIBEL mantienen un spread respecto a los mercados del centro de Europa por el mayor potencial de desarrollo de las renovables en España y Portugal, lo que lleva a diferencias en el LCOE de las tecnologías (métrica para medir el coste medio de la generación de electricidad a lo largo de la vida útil de un activo energético).

9. Si hacemos una regulación adecuada y ágil en términos de las autorizaciones administrativas y los procedimientos de acceso a la red de la demanda, debería ser incentivo suficiente para alcanzar las previsiones de demanda que plantea el PNIEC. Sería el atractivo para hacer un efecto llamada para nuevas demandas y mejorar la competitividad de lo existente. No es sostenible que queramos un plan ambicioso de renovables que pivota en el crecimiento de la demanda y teniendo una situación estructural de que a futuro el precio de la electricidad será más bajo en España, no atraigamos nuevos consumos porque el proceso administrativo es malo y lento. Sería desaprovechar la enorme oportunidad que tenemos como país.

10. Las plataformas de PPA para permitir el acceso a consumidores de menor tamaño son un buen instrumento, pero habría que trabajar en el entorno MIBEL para potenciar la liquidez en el mercado a plazo a través de la contratación que se realiza en OMIP. Tenemos una buena plataforma de contratación organizada en el entorno del MIBEL que debe ganar en protagonismo para ofrecer nuevos productos a plazo que se ajusten a las necesidades de productores y consumidores, por ejemplo contemplando la hibridación de tecnologías y el juego que pueda dar el almacenamiento para aplanar curvas de producción basadas en solar.