El Consejo de la Comisión Nacional de Energía ha examinado el proyecto de Real Decreto (RD) por el que se establece la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante la tecnología eólica remitido por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
La Comisión formula las siguientes consideraciones en relación con la propuesta:
a) De acuerdo con la Ley, el régimen económico de la propuesta debe permitir a las inversiones reales alcanzar una rentabilidad razonable. En este sentido, una vez analizados los costes estimados por la CNE para las nuevas instalaciones, en el escenario de referencia de precios del mercado contenido en el borrador del Plan de Fomento de las energías renovables, se considera que éstas obtendrán una rentabilidad razonable por la aplicación de esta propuesta.
Adicionalmente, la Comisión considera que la retribución debe ser predecible para facilitar así la financiación ajena de los proyectos. De ahí que se proponga que, cuando una nueva instalación se inscriba en el registro de pre-asignación, se le mantengan las primas vigentes.
b) La regulación debe facilitar la operación segura del sistema eléctrico al mínimo coste. La propuesta de RD así lo hace, al mantener la imputación del coste de los desvíos a los agentes que los provocan, lo que es un incentivo para la mejora continua de las herramientas de previsión, cuyo objetivo último es reducir la potencia de reserva y el coste para el consumidor.
c) Cualquier nuevo régimen económico que se establezca debe trasmitir a los agentes la referencia del precio del mercado para incrementar la eficiencia. La energía eólica no es gestionable, pero la señal de precio del mercado en el que se basa el proyecto es relevante a la hora de programar los mantenimientos o para formalizar coberturas derivadas de la volatilidad del precio del mercado.
La CNE comparte los tres objetivos de la propuesta de Real Decreto: el desarrollo ordenado de la tecnología eólica; la disminución del apoyo económico a un sector ya maduro; y favorecer la financiación de los nuevos proyectos que permitan alcanzar los objetivos de 2020. Sin embargo, la Comisión añade otro objetivo más, como lo es el de tratar de minimizar el impacto sobre el déficit de la tarifa de acceso, especialmente en el corto plazo. A estos efectos se realizan las siguientes consideraciones:
a) Se propone la fijación de objetivos anuales de potencia instalada, que se irían cubriendo con nueva potencia. Las instalaciones adicionales a dichos objetivos recibirían únicamente el precio del mercado hasta el año siguiente, pudiendo a partir de entonces recibir la prima correspondiente.
b) Se comparte la vinculación de la prima de referencia con la oferta de nueva potencia, revisando anualmente la prima, pero afectando únicamente a los nuevos parques. Para limitar el riesgo de variación brusca de la prima a los consumidores y productores, se limitaría su variación anual en más/menos 15%.
c) Adicionalmente, teniendo en cuenta la contracción actual de la demanda que ha llevado a un exceso de capacidad instalada, y considerando también la necesidad de limitar el impacto en el déficit, se propone que exista una evolución creciente de los objetivos anuales de potencia instalada, en lugar de la evolución constante que recoge el proyecto de RD.
Por último, la CNE considera adecuados los siguientes elementos contenidos en la propuesta de Real Decreto:
- La integración de la energía eólica en el mercado de electricidad.
- El mecanismo de evolución anual de las primas de forma inversa a la evolución anual a la cantidad de MW instalados, lo que constituye un incentivo para la “autorregulación” del sector.
- La limitación del devengo de las primas a los primeros 12 años de vida de la instalación, y dentro de cada año a las 1.500 primeras horas de funcionamiento equivalente a plena carga.
- La incorporación de la cautela denominada “renta mínima”, para hacer factible el pago del servicio de la deuda ante una eventualidad de precios reducidos en el mercado.
- La integración de la energía eólica en el mercado de electricidad.
- El mecanismo de evolución anual de las primas de forma inversa a la evolución anual a la cantidad de MW instalados, lo que constituye un incentivo para la “autorregulación” del sector.
- La limitación del devengo de las primas a los primeros 12 años de vida de la instalación, y dentro de cada año a las 1.500 primeras horas de funcionamiento equivalente a plena carga.
- La incorporación de la cautela denominada “renta mínima”, para hacer factible el pago del servicio de la deuda ante una eventualidad de precios reducidos en el mercado.
