Belén de la Fuente: “En Europa ni se plantea una reforma del mercado eléctrico”

Los representantes del pool abordan el proyecto de un mercado continuo intradiario La presidenta de su asociación, Armie, apuesta por desarrollar los futuros

Belén de la Fuente, presidenta de Armie.Pablo Monge

Diplomada en Ingeniería Técnica Forestal por la Universidad Politécnica de Madrid, Belén de la Fuente (Madrid, 1979) ha desarrollado toda su carrera en el ámbito del mercado eléctrico. Es directora de Operaciones de Mercado de Gnera Energía y Tecnología, uno de los principales agentes del Mibel y desde 2016 preside Armie. Esta asociación defiende, entre otros, un mercado transparente, igual para todos y que se encuentra enfrascada en estos momentos en el nuevo proyecto de mercado continuo.

R. ¿Qué efectos puede tener el proyecto XBID del mercado intradiario contínuo?

R. Eso nos gustaría saber a nosotros. Ahora se discute el borrador de las reglas del mercado, una propuesta que hace Omie siguiendo la normativa europea. Una vez instalado el modelo, el Mibel funcionará como el resto de Europa: se eliminarán las subastas del intradiario, menos una o dos, como paso previo al continuo. El problema es que ahora se opera a nivel de unidades de oferta y quieren que haya una única unidad para luego desagregarlas y hay empresas que están a favor y otras no.

R.  ¿Habrá cambios en el diario?

R. No. Hay fotovoltaicas y eólicas que dicen que el mercado marginalista carece de sentido, pues se tiende a uno 100% renovable. Pero la reforma del mercado es algo que en Europa, a día de hoy, ni se plantea.

"Representamos a  plantas de renovables y  en muchos casos ya no tratamos con sus propietarios, sino con el banco acreedor"

R. ¿Cuál es el futuro del mercado eléctrico?

R. Los contratos a largo plazo o PPA (Power Purchase Agreement), que están muy de moda. De momento, en España el pool funciona, es una señal de precios a corto plazo, pero quizás en 10 o 15 años no funcione. El problema es que no tenemos un mercado de futuros fuerte, solo una visión a dos años. Muchas empresas de Armie ofrecen coberturas de precios, pero te tienes que cubrir frente a un mercado de futuros que solo te da dos años de horizonte. Hay quien pide precios a 10 años.

R. Es importante para invertir en los nuevos proyectos de renovables.

R. La idea es desarrollar un mercado de futuros o favorecer la liquidez del propio mercado de futuros porque al final hay cuatro empresas que dominan todo, que son generadoras y comercializadoras y casan sus propias ofertas. Armie propuso que se separara eso y que pusieran sus ofertas en el mercado. Otra propuesta es dar ventajas fiscales a quienes firmen contratos por 10 años, más que primas o subvenciones que queramos o no va a ir en el tarifa eléctrica.

R. ¿Afectará a los precios el continuo?

R. No sabemos. Creemos que no va a tener liquidez mientras convivan las subastas con el contínuo. Hasta que no se eliminen las subastas, el intradiario no tendrá liquidez, será marginal, muy nacional. La Península tiene la peculiaridad de ser un mercado intradiario continuo, pero solo podemos cruzar operaciones con otros países europeos si hay capacidad entre España y Francia.

R. ¿Para cuándo el acoplamiento?

R. El mercado diario ya está acoplado y, en la medida en que las interconexiones lo permiten, todos participamos. España está dentro del PCR [Price Coupling of Regions], un algoritmo conjunto en el que se meten todas las ofertas de compra, de venta y todos los volúmenes de las interconexiones. Si hubiese capacidad infinita todos tendríamos el mismo precio, pero eso solo pasa cuando hay poca demanda. En caso contrario, se produce el spliting, la separación de precios por países. En 2019 está prevista una subasta de intradiario a las 10 de la noche, para que entren todos y se fijen las capacidades de interconexión entre países y un precio único.

R. ¿Y quién lo gestiona?

R. Cada país desarrolla su plataforma, pero tienen por debajo la Deutsche Börse alemana.

R. En enero se cuestionó la interconexión con Francia tras contagiarnos los altos precios. Por la llamada gripe nuclear.

R. Cuando estás en un mercado como la UE, unas veces ganas y otras pierdes. En España pueden estar más altos o más bajos pero son más estables.

R. Pero la indisponibilidad de nucleares en Francia será lo normal en el futuro.

R. Pero en condiciones normales, el cierre será paulatino y planificado.

R. Y luego se sumó la ola de frío y el gas, que siempre escasea cuando se le necesita.

R. En fin, en el gas hay un tema especulativo. Haría falta una regulación. No nos parece bien que los ciclos combinados reciban pagos por capacidad para que respondan y luego no lo hagan. Se compra gas a 32 euros MWh; hay un problema con los barcos; sube el precio del Mibgas; venden el gas a un precio alto y se quedan sin él para los ciclos combinados. Puede ser licíto pero cobran incentivos para responder. Sin ese juego, el precio medio habría sido inferior. Con tanta sobrecapacidad no se entiende la subida. 

R. ¿Qué precios prevén este invierno?

R. En Francia se están registrando precios muy altos por el parón de nucleares, pese a que la temperatura media es de 4º y 5ºC por encima de lo normal, por lo que los futuros están subiendo mucho (70 €/MWh para noviembre y diciembre), pues si se mantienen el problema nuclear y empieza a hacer frío, se alcanzarán fácilmente esos precios. En España están subiendo arrastrados por Francia, por el precio del gas y la falta de agua. Hace poco se anunció un otoño lluviosos y se relajó un poco, pero ha vuelto a subir.

R. ¿El precio de la electricidad subiría un 25% si se cierran las nucleares, como dicen?

R. Todo lo que se haga de golpe es malo. No estamos preparados para un cierre repentino de la nuclear. En cinco o seis años las baterías estarán prácticamente funcionando y, si es así, la eólica o la fotovoltaica pueden empezar a almacenar.

R. ¿Es necesaria más interconexión?

R. Tenemos sobrecapacidad, pero si estamos en un mercado europeo, queremos tener más seguridad en la red y operar con otros países europeos de manera real, no con 2.800 MW, necesitamos interconexión. Otra cuestión es decidir cuál es la óptima, si un 10% o un 15%, para que todos nos beneficiemos. La nueva interconexión por el Golfo de Vizcaya es muy cara.

R. ¿Qué opina de las subastas de renovables?

R. Tenemos un poco de miedo de que se produzca otro boom si se construye todo a la vez, si hay una avalancha. La subasta está bien, otra cuestión es que no se hagan por tecnología o más espaciadas en el tiempo.

R. Ahora la cuestión está en los bancos.

R. Nosotros, como agentes que representamos a plantas de renovables en el mercado, muchas veces hablamos directamente con un banco, no con el propietario. Mucha gente pidió una hipoteca, no pudieron pagarla y el banco se ha quedado la planta. Son frecuentísimos los casos de quienes tienen lo que se llama una cesión de crédito: el dinero que se ingresa va directamente a una cuenta que maneja el banco. En otros casos, los inversores han refinanciado o vendido a grupos más grandes.