Categoría: Energía y Medio Ambiente

Los mercados energéticos nacionales e internacionales de todo el mundo se están viendo sometidos en los últimos meses a las mayores tensiones de abastecimiento y precios de las últimas décadas.
Esta situación se explica como el resultado acumulativo de un conjunto de circunstancias que encuentran su origen en el proceso de recuperación de la actividad económica mundial tras la superación de la crisis sanitaria ocasionada por la COVID-19, que trajo consigo una evidente ralentización de las inversiones en todos los sectores económicos. Una vez iniciado el fenómeno de recuperación económica mundial, reforzado en el ámbito europeo por la articulación y despliegue de los fondosNext GenerationUE, tuvo lugar un fuerte desequilibrio de la oferta y la demanda a consecuencia de una recuperación global más rápida de lo esperado que no ha sido acompasada con los mismos niveles de producción, afectando a todas las cadenas de valor y de suministro globales, y con especial impacto en el ámbito energético, con un incremento sustancial de la cotización de todos los precios de los combustibles fósiles en la segunda mitad del año 2021.
A la situación anterior se han sumado en los últimos meses las importantes consecuencias derivadas de la invasión de Ucrania por parte de Rusia. Este conflicto, que supone una profunda crisis social y humanitaria a nivel europeo, tiene también una importante dimensión en términos energéticos que está llevando al límite la capacidad de resiliencia de los países europeos. En este sentido, es conocido el elevado grado de dependencia europea de los combustibles fósiles importados de Rusia, en especial la de los países centroeuropeos con respecto al abastecimiento de gas natural.
La respuesta europea a la agresión injustificada a Ucrania está siendo unánime e indubitada, con un rotundo paquete de sanciones que están siendo dirigidas desde el seno de las instituciones europeas, y con un ambicioso plan de reducción de las importaciones del petróleo y gas ruso que contribuirán a reducir la dependencia del país invasor, dificultando la financiación de esa guerra injustificada.
Las decisiones anteriores, si bien absolutamente imprescindibles, traen consigo, por un lado, ciertos riesgos de abastecimiento de determinados combustibles fósiles, principalmente para aquellos países con una mayor dependencia de las importaciones rusas, y, por otro, y de manera generalizada, suponen un nuevo factor de presión que contribuye a reforzar la escalada de precios energéticos que tuvieron su inicio ya en 2021.
Como consecuencia de todo lo anterior, la cotización de los combustibles fósiles ha alcanzado unos niveles nunca antes observados en los princípialeshubsde negociación tanto nacional como internacionales. Así, en el caso del gas natural en el ámbito ibérico, la media de cotizaciones del producto D+1 en el punto virtual de balance –PVB– en los primeros cuatro meses del año 2022 se ha situado en 95,98 €/MWh, un valor nueve veces superior a la media de cotización de dicho producto durante en el año 2020, y dos veces superior al considerado en el año 2021. El 8 de marzo de 2022, el producto negociado D+1 se situó en 241,36 €/MWh, un valor que ha supuesto un récord histórico que ha tenido su reflejo en los restantes parques de negociación europeos homólogos.
En relación con el sector eléctrico, este no ha estado exento de los profundos impactos sobre el nivel de precios provocado por las anteriores circunstancias.
Así, a pesar de que el mix energético español incorpora una participación limitada de las instalaciones que emplean combustibles fósiles como fuente de producción de la electricidad, con un hueco térmico que es, además, decreciente, conforme la entrada de nuevas tecnologías renovables suponen una sustitución de la producción convencional por estas tecnologías verdes, el precio mayorista de la electricidad ha sufrido un efecto contagio del precio del gas natural que ha llevado a la electricidad a situarse en los mayores precios desde la creación del mercado ibérico de la electricidad, MIBEL.
A modo de ilustración, frente al precio medio de la electricidad de 2019, que se situó en 47,68 €/MWh, el precio medio mayorista en 2021 alcanzó el valor de 111,90 €/MWh. En los cuatro primeros meses del año 2022, el valor medio del precio marginal de casación en España se ha situado en 219,19 €/MWh, un valor varios órdenes de magnitud superior a los experimentados en los años anteriores.
En este contexto de precios elevados, el Gobierno ha impulsado un conjunto de medidas que han tratado de paliar y revertir la situación antes descrita, y de entre las que cabe destacar las contenidas en el Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, un ambicioso paquete normativo que ha tratado de abordar de una perspectiva omnicomprensiva los devastadores efectos de la guerra en todos los ámbitos sociales y económicos.
La situación de los precios mayoristas de la electricidad antes mencionada ha supuesto, asimismo, el inicio de un debate a nivel europeo entorno al diseño de los mercados eléctricos. Un debate que ha sido liderado en buena medida por el Gobierno español, y que ha contado con un apoyo creciente de los países europeos de nuestro entorno. Y es que, si bien el incremento de los precios de los combustibles fósiles responde en exclusiva a una tensión provocada por la inestabilidad del abastecimiento en el plano internacional, dada la elevada dependencia de los combustibles importados de terceros países, la situación de los mercados eléctricos no puede ignorar que, en buena medida, este es también un problema de diseño regulatorio.
En este sentido, la configuración de un mercado marginalista en el sector eléctrico ha traído consigo importantes beneficios a los que todos los agentes del mercado, tanto productores como consumidores, han podido acceder. La existencia de dicho esquema de mercado ha fomentado de manera evidente la entrada de nueva generación renovable, que ha favorecido la sustitución paulatina de la producción convencional, contribuyendo a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y, por tanto, permitiendo el cumplimiento de los ambiciosos objetivos de política climática contraídos por el Reino de España.
Sin embargo, a pesar de que la contribución de las tecnologías de producción de origen fósil ha ido perdiendo de manera paulatina su histórica cuota de producción dentro del mix eléctrico nacional, la necesidad de seguir contando con esta potencia de generación firme y flexible ha supuesto que la señal de precios de la electricidad no haya podido capturar de forma plena los beneficios procedentes de la considerable entrada de producción renovable en los últimos años. De hecho, el precio de la electricidad se ha seguido manteniendo estrechamente correlacionado con la evolución de los precios de cotización del gas natural, observándose las mismas fluctuaciones y tensiones en ambos mercados.
Este es un debate que no ha sido ignorado por las instituciones europeas. Desde el inicio de la escalada de precios a mediados de 2021, la Comisión Europea y la Agencia Europea de Reguladores (ACER), han publicado sucesivos informes y comunicaciones en los que se han hecho eco de esta circunstancia; un problema que es europeo y que, como tal, necesariamente habrá de abordarse desde una perspectiva conjunta comunitaria.
Entre ellos, cabe destacar la Comunicación de la Comisión RepowerEU: acción conjunta para una energía más asequible, segura y sostenible, del pasado 8 de marzo, en el que se anunciaba que la Comisión estudiaría todas las opciones posibles para aplicar medidas de emergencia que limiten el efecto de contagio de los precios del gas en los precios de la electricidad, como el establecimiento de límites temporales de precios. Así, en su posterior comunicación de 22 de marzo, sobre seguridad de suministro y precios energéticos asequibles, la Comisión incluye entre las alternativas de actuación analizadas la posibilidad de establecer limitaciones en los precios de los generadores que utilizan combustibles fósiles, como una vía de abordar los altos precios y la volatilidad del mercado mayorista.
Más recientemente, el informe de ACER sobre el diseño del mercado mayorista de electricidad de la UE, de fecha 29 de abril de 2022, si bien no propone un cambio radical respecto del diseño marginalista del mercado, sí esboza algunas consideraciones relevantes sobre la necesidad de introducir liquidez en los mercados a plazo y fomentar la proliferación de instrumentos de cobertura que permitan a los consumidores finales.
A la situación general antes descrita, debe sumársele la excepcionalidad que supone la situación de España y Portugal como isla energética, dada la reducida capacidad de interconexión de la península ibérica con el resto de Europa. Esta excepcionalidad ha quedado constatada y reflejada en el Consejo Europeo celebrado los días 24 y 25 de marzo, donde se reconoce en sus conclusiones la singularidad del mercado ibérico, con un bajo nivel de interconexión, y el mandato para que la Comisión Europea analice de manera urgente la compatibilidad con los Tratados y la normativa de mercado interior de medidas temporales que los Estados miembro puedan adoptar con el objetivo de mitigar el impacto del precio de los combustibles fósiles en la generación de electricidad.
Así pues, la medida contenida en este real decreto-ley emana de la reflexión sobre los mercados energéticos que se ha venido realizando en la Unión Europea en los últimos meses y tiene un acomodo y reflejo en los acuerdos políticos y mandatos adoptados por los Jefes de Estado y de Gobierno de la Unión en su reunión del 24 y 25 de marzo.
Cabe también señalar que desde esta fecha se viene trabajando estrechamente con los servicios técnicos de la Comisión Europea para que el mecanismo presentado en este real decreto-ley sea plenamente compatible con la normativa comunitaria y por lo tanto pueda ser aprobado formalmente por la Comisión. Esta aprobación formal del mecanismo por la Comisión Europea, que se espera obtener muy pronto, marcará la fecha de inicio de este mecanismo tal y como se indica en la disposición final décima.
Este real decreto-ley desarrolla un mecanismo temporal que limita el impacto que la escalada de precios del gas natural está teniendo en el mercado mayorista de electricidad, como consecuencia del diseño marginalista del mismo, que determina que el precio de toda la electricidad es fijado por la última unidad de generación necesaria para abastecer la demanda en cada hora, siendo el gas natural la tecnología que con mayor frecuencia actúa como tecnología marginal.
La medida se configura como un mecanismo de ajuste del coste producción de las tecnologías fósiles marginales, que tiene como efecto una reducción equivalente a dicho ajuste en las ofertas que dichas tecnologías realizan en el mercado, con la consiguiente reducción de precio de casación del mercado. Las cantidades correspondientes a dicho ajuste son financiadas por aquellos consumidores que se benefician de la referida reducción, resultando en cualquier caso un precio final inferior al que se daría en ausencia de la medida. El mecanismo se encontrará en vigor durante un periodo de 12 meses.
Debido a la integración de los mercados eléctricos de España y Portugal en el Mercado Ibérico de Electricidad, MIBEL, el mecanismo de ajuste se adopta de manera simultánea y coordinada en la Península Ibérica, garantizando así la integración y eficiencia de este mercado regional.
El valor del ajuste a las centrales marginales fósiles, único para todas ellas, se establece como la diferencia entre un precio de referencia del gas, y el precio efectivo del mercado spot de gas natural en cada día. De esta manera, estas centrales recuperan todos sus costes –como hasta ahora– sin alterar el orden de mérito del mercado. La medida no implica en modo alguno un incentivo, sobre-retribución o subvención de estas tecnologías, por lo que tampoco mejora su competitividad con relación a otros usos de estos combustibles ni incentiva un mayor consumo de éstos. A su vez, el ajuste sigue permitiendo unos precios de mercado suficientes para que las tecnologías inframarginales puedan recuperar sus inversiones y siga atrayendo nueva generación renovable, más eficiente y competitiva.
El precio de referencia del gas que se establece en el mecanismo será variable, comenzando por un valor de 40 €/MWh durante los seis primeros meses e incrementándose en escalones mensuales sucesivos de 5 €/MWh hasta alcanzar un valor de 70 €/MWh en el último mes. De esta manera se procederá a una salida gradual y escalonada de la medida que permitirá a los agentes adaptarse al escenario en el que el mecanismo deje de ser de aplicación.
Por el lado de la demanda, el coste total del ajuste a las tecnologías marginales se repartirá entre aquella parte de la demanda ibérica que se beneficiará directamente del mismo, bien porque adquiere la energía a un precio directamente referenciado al valor del mercado mayorista o bien por que ha firmado o renovado un contrato teniendo ya en cuenta el efecto beneficioso del mecanismo sobre los precios mayoristas. Así, se configura un sistema de exención del pago del ajuste a las centrales marginales a aquella energía que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo. Los agentes titulares de dichas coberturas podrán presentar ante las autoridades correspondientes las coberturas debidamente registradas, lo que les permitirá resultar exentos de dicho coste por dicha porción de energía. Este esquema asegura que los consumidores indexados al precio delspotmayorista se podrán beneficiar de la medida (ya que la suma del nuevo precio de casación marginal más el coste variabilizado del ajuste será menor que el contrafactual en ausencia de medida) al tiempo que, aquellos consumidores cubiertos con instrumentos dehedgingno se ven afectados por el citado mecanismo de ajuste. Conforme se vaya produciendo el vencimiento o renovación de las coberturas antes mencionadas, la nueva energía que aflore sí pasará a soportar el coste del ajuste, de conformidad con las especificidades del diseño regulado en este real decreto-ley.
Asimismo, otro elemento novedoso del mecanismo es el uso de las rentas de congestión adicionales que afloren en la interconexión entre España y Francia para minorar el coste total del ajuste mencionado anteriormente. En particular, la implementación del mecanismo de ajuste articulado en este real decreto-ley, traerá consigo una importante reducción del precio de casación marginal en la zona de precio tanto española como portuguesa, lo que traerá principalmente dos efectos: un incremento del flujo exportador en la frontera entre España y Francia, y un incremento de la diferencia de precio entre la zona de precio española y la francesa. En tanto este efecto es el resultado directo de la implementación de dicho mecanismo, se ha habilitado una vía excepcional para poder hacer un uso de las rentas de congestión adicionales en dicha interconexión (rentas de congestión que son proporcionales tanto al a energía de frontera como la diferencia de precio) en la minoración del coste total del mecanismo de ajuste.
Por las razones referidas, el mecanismo es plenamente respetuoso con los principios del mercado interior de la energía, no distorsionará el comercio interior de electricidad y contribuirá a la descarbonizacion de la economía a través unos precios de la electricidad más razonables que incentiven la electrificación renovable de los usos finales energéticos.
El mecanismo de ajuste entrará en vigor al mismo tiempo que el resto del contenido de la norma, si bien su aplicación efectiva se producirá una vez que la Comisión Europea haya resuelto sobre su pleno ajuste al derecho comunitario, en los términos recogidos en las propias conclusiones del Consejo Europeo.
Una de las condiciones para la aprobación del mecanismo por parte de la Comisión Europea es la reforma del actual precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC). Así, el mecanismo de ajuste se configura como una medida extraordinaria mientras se realiza esta reforma y esta entra en vigor de forma efectiva, lo que no es inmediato.
La subida de precios del mercado diario e intradiario y su alta volatilidad han perjudicado especialmente a los pequeños consumidores domésticos con potencia contratada menor o igual 10 kW, que se encuentra acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor, entre los que se encuentran los consumidores vulnerables con derecho a la aplicación del bono social.
Esta traslación directa de la volatilidad y del elevado precio del mercado diario e intradiario al PVPC se debe a que la metodología para establecer el coste de la energía emplea exclusivamente el precio del mercado diario e intradiario en cada hora.
Con el objetivo de reducir la volatilidad del precio voluntario para el pequeño consumidor, este real decreto-ley también establece el mandato de realizar las modificaciones necesarias en la metodología de cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor, para introducir una referencia a los precios de los mercados a plazo, incorporando una componente de precio basada en una cesta de productos de mercados a plazo –anuales, trimestrales y mensuales– y una componente de precio del mercado diario e intradiario de tal forma que la nueva fórmula de fijación del coste de la energía del PVPC pueda empezar a aplicarse a principios de 2023.
Esta medida orientará la estrategia de compra de energía de las comercializadoras de referencia, induciendo una mayor propensión a la participación en los mercados a plazo para adquirir la energía de sus clientes. Por tanto, fomentará la liquidez de los mercados a plazo ibéricos por el lado de los compradores.
Tradicionalmente los mercados a plazo en la Península Ibérica, tanto organizados como no organizados, no han tenido una elevada liquidez. Una de las razones de esta situación es que las instalaciones de tecnologías renovables, cogeneración y residuos acogidas al régimen retributivo específico (RECORE), que aportan aproximadamente el 38 % de la demanda eléctrica, establecen estrategias de venta de su producción en el mercado diario e intradiario sin participar en los mercados a plazo. Este comportamiento se debe a la configuración del mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, regulado en el artículo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que desincentiva la venta de energía en los mercados a plazo, ya que cubre el riesgo de desviaciones en el precio de mercado diario e intradiario. Por esta razón, el Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, ha modificado este mecanismo con el objetivo de que se incentive la exposición de la energía del RECORE a los mercados a plazo.
Por otro lado, la falta de liquidez en los mercados a plazo se está viendo agravada por la extensión en el tiempo de la guerra de Ucrania y el actual contexto de incertidumbre, altos precios y volatilidad en los mercados energéticos, que encarecen el coste de las garantías iniciales y dinámicas exigidas en las contrataciones a plazo e incorporan una prima de riesgo adicional.
Esta situación hace necesaria y urgente la adopción de medidas adicionales a las ya adoptadas, que fomenten la liquidez de los mercados a plazo también por el lado de los vendedores en aquellos productos y horizontes temporales en los que aumentará la demanda debido a las adquisiciones de las comercializadoras de referencia.
Para ello se incorpora al mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado que será de aplicación para la energía RECORE generada en el año 2023 y posteriores, referencias a productos de mercados a plazo-anuales, trimestrales y mensuales.
Para cada año del semiperiodo regulatorio se establecerán, reglamentariamente, los coeficientes de ponderación de cada uno de los productos que se consideran en el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, de forma que sean coherentes con los coeficientes de ponderación utilizados en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor. Para el primer ejercicio de aplicación, el año 2023, se establecen los valores de los coeficientes de ponderación de los distintos productos y se fija el periodo a considerar para calcular el precio medio del futuro anual, para permitir que las instalaciones afectadas dispongan del tiempo suficiente para adoptar las decisiones pertinentes en relación con su estrategia de venta de energía.
El mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se aplica en las actualizaciones de los parámetros retributivos del régimen retributivo específico, que se llevan a cabo en cada semiperiodo regulatorio, de 3 años y en cada periodo regulatorio, de 6 años. El artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, prevé que la actualización de los parámetros retributivos del periodo regulatorio se realizará antes de comenzar este, entendiéndose prorrogados en caso contrario. La introducción de precios de mercados a plazo en el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, hace necesario retrasar la fecha límite para la actualización de los parámetros retributivos en cada periodo regulatorio, al objeto de disponer de la información relativa a los precios de los mercados de futuros utilizados.
Esta medida se considera de extraordinaria y urgente necesidad, ya que está vinculada a la autorización del mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista regulado en este mismo real decreto-ley. Además, está dirigida a reducir la volatilidad y el precio final de la energía de los consumidores acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor, en un contexto de altos precios de la energía y elevada incertidumbre respecto a su duración e intensidad, a través de la modificación de la metodología de cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor y del fomento de la liquidez en los mercados de energía a plazo.
Por otro lado, se aborda la modificación de la Ley 12/2009, de 30 de octubre, reguladora del derecho de asilo y de la protección subsidiaria mediante real decreto-ley porque resulta imprescindible que la reforma entre en vigor lo antes posible y se trata de una regulación que solo puede hacerse mediante una norma con rango de ley.
La medida recoge una modificación de extraordinaria y urgente necesidad para poder poner en marcha el sistema de acción concertada previsto en el Real Decreto 220/2022, de 29 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento por el que se regula el sistema de acogida en materia de protección internacional.
La reforma del sistema de acogida es uno de los hitos establecidos en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), el cual ha sido evaluado favorablemente por la Comisión Europea el 16 de junio de 2021 y cuya aprobación definitiva fue ratificada mediante Decisión de Ejecución por el Consejo Europeo el 13 de julio de 2021. Se trata del hito 317 del anexo de la mencionada Decisión del Consejo y constituye la Reforma 4 del Componente 22 (Plan de choque para la economía de los cuidados y refuerzo de las políticas de inclusión). Con la aprobación del Real Decreto 220/2022, de 29 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento por el que se regula el sistema de acogida en materia de protección internacional se dio cumplimiento en tiempo y forma al hito en cuestión. No obstante, resulta necesario para garantizar la efectiva puesta en marcha del nuevo sistema de acogida la aprobación de esta modificación.
Además, la justificación de la extraordinaria y urgente necesidad no se deriva sólo de los compromisos derivados del PRTR, sino que la reciente guerra en Ucrania y el compromiso que España ha adquirido como Estado en la acogida de refugiados ucranianos hace necesario que el nuevo sistema de acogida de solicitantes y beneficiarios de protección internacional y su gestión esté en vigor lo antes posible. Así, las disposiciones recogidas en el Real Decreto 220/2022, de 29 de marzo, podrán ser aplicables a los refugiados ucranianos.
La gestión del nuevo modelo se articula mediante la acción concertada que desarrolla el título V del Reglamento. Se trata de un nuevo modelo con el que se busca superar algunas de las limitaciones del actual sistema de subvenciones, estableciendo un vínculo más estrecho con las entidades, promoviendo una visión plurianual del sistema e incrementando su estabilidad y previsibilidad, así como reduciendo la carga administrativa y facilitando la evaluación efectiva.
Para poner en marcha este nuevo modelo, es necesaria la habilitación legal que establezca la posibilidad de anticipar una parte de la retribución a las entidades que colaboren con la Administración, con el fin de facilitar la actividad objeto del concierto. Dichos pagos supondrán entregas de fondos con carácter previo a la justificación, como financiación necesaria para poder llevar a cabo las actuaciones.
Dicha posibilidad constituye una práctica habitual en el sistema actual de subvenciones que lleva a cabo la Secretaría de Estado de Migraciones del Ministerio de Inclusión, Seguridad Social y Migraciones, de conformidad con lo previsto en la Ley 38/2003, de 17 de noviembre, General de Subvenciones, y es un componente necesario para apoyar a las entidades que realizan la labor social de atención y acogida de personas migrantes y solicitantes de protección internacional, especialmente las más pequeñas.
Además, ante las dudas que puedan surgir en la interpretación del Real Decreto 220/2022, de 29 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento por el que se regula el sistema de acogida en materia de protección internacional, se clarifica que la acción concertada se podrá desarrollar en inmuebles de propiedad tanto pública como privada, siempre que se acredite un derecho al uso por un período no inferior al de vigencia de la autorización de acción concertada. Asimismo, se introduce que, en situaciones de necesidad y siempre que concurran razones de interés público, el derecho de uso podrá ser inferior al de la duración de la autorización.
Por su parte, elSouth Summitse ha erigido en una plataforma global de innovación y emprendimiento que genera conexiones de alto valor para todos los actores del ecosistema y sectores económicos, con un potencial de crecimiento e impacto social muy relevante. En efecto, se trata de una plataforma de innovación abierta que conectastartups, corporaciones e inversores para generar oportunidades de negocio, considerando este ámbito como motor clave del desarrollo económico de esta nueva era. Además, la edición de 2022 resulta especialmente relevante ya que se celebra el décimo aniversario del evento. Con motivo de este aniversario, la entidad está diversificando sus actuaciones a nivel internacional con la organización de diversos eventos.
En esta misma línea, 2022 es un año clave para la política del Gobierno de España en materia de emprendimiento. Esto se debe a numerosos motivos, siendo quizás el más relevante que el proyecto de Ley de Fomento del Ecosistema de Empresas Emergentes (conocido como Ley deStartups) se encuentra en estos momentos en trámite parlamentario, debiendo aprobarse este mismo año. Por lo tanto, resulta de especial interés para el Gobierno apoyar eventos de la índole delSouth Summit,ya que se podrá aprovechar como un ecosistema de colaboración público-privada, generador de ideas y que alimente la fase final del proceso de elaboración de la norma, garantizándose así una mayor repercusión. También puede aprovecharse como una plataforma de difusión de las demás políticas del Gobierno en materia de emprendimiento, entre las que pueden citarse el Fondo Next Tech, la Línea Enisa Emprendedoras Digitales o INCIBE Emprende.
Para poder maximizar este apoyo y la financiación del evento, los mecenas delSouth Summit 2022deben poder acogerse a los beneficios fiscales previstos en la Ley 49/2002, de 23 de diciembre, de régimen fiscal de las entidades sin fines lucrativos y de los incentivos fiscales al mecenazgo. Para ello, resulta imprescindible aprobar la declaración del «South Summit 2022-2024» como acontecimiento de excepcional interés público en la disposición adicional sexta con norma de rango de ley y con carácter urgente, y con carácter previo a la celebración del evento. Por tanto, teniendo en cuenta que dicha celebración se va a producir los días 8, 9 y 10 de junio de este año en España, es necesario aprobar esta medida mediante real decreto-ley.
El artículo 86 de la Constitución permite al Gobierno dictar decretos-leyes «en caso de extraordinaria y urgente necesidad», siempre que no afecten al ordenamiento de las instituciones básicas del Estado, a los derechos, deberes y libertades de los ciudadanos regulados en el título I de la Constitución, al régimen de las comunidades autónomas ni al Derecho electoral general.
El real decreto-ley constituye un instrumento constitucionalmente lícito, siempre que, tal como reiteradamente ha exigido el Tribunal Constitucional (sentencias 6/1983, de 4 de febrero, FJ 5; 11/2002, de 17 de enero, FJ 4, 137/2003, de 3 de julio, FJ 3, y 189/2005, de 7 julio, FJ 3; 68/2007, FJ 10, y 137/2011, FJ 7), el fin que justifica la legislación de urgencia sea subvenir a una situación concreta, dentro de los objetivos gubernamentales, que por razones difíciles de prever requiere una acción normativa inmediata en un plazo más breve que el requerido por la vía normal o por el procedimiento de urgencia para la tramitación parlamentaria de las leyes, máxime cuando la determinación de dicho procedimiento no depende del Gobierno.
Debe quedar, por tanto, acreditada «la existencia de una necesaria conexión entre la situación de urgencia definida y la medida concreta adoptada para subvenir a ella (SSTC 29/1982, de 31 de mayo, FJ 3; 182/1997, de 20 de octubre, FJ 3, y 137/2003, de 3 de julio, FJ 4).
A tal fin se reitera la extraordinaria coyuntura de precios observada en los mercados mayoristas de electricidad, que trae causa del encarecimiento sin precedentes de la cotización del gas natural en los mercados internacionales, y su impacto sistémico en la economía ampliamente expuesta en este preámbulo.
Un aspecto imprescindible a destacar es la temporalidad del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley. Así, el plazo máximo de 12 meses queda circunscrito, en primer lugar, al régimen de excepcionalidad ocasionado por el alza de los precios energéticos, que traen causa en última instancia de la invasión de Ucrania por la Federación de Rusia.
Por último, las medidas sobre las reformas en materia de asilo y de fomento del mecenazgo quedan justificadas en el apartado VI anterior.
En consecuencia, la extraordinaria y urgente necesidad de aprobar este real decreto-ley se inscribe en el criterio político o de oportunidad que corresponde al Gobierno en cuanto órgano de dirección política del Estado, y esta decisión, sin duda, supone una ordenación de prioridades políticas de actuación, centradas en el cumplimiento de la seguridad jurídica y la garantía de precios justos y competitivos a los ciudadanos y las empresas.
Asimismo, se destaca que este real decreto-ley no afecta al ordenamiento de las instituciones básicas del Estado, a los derechos, deberes y libertades de los ciudadanos regulados en el título I de la Constitución, al régimen de las comunidades autónomas ni al Derecho electoral general.
Por todo lo expuesto, concurren de esta forma las circunstancias de «extraordinaria y urgente necesidad» que constituyen el presupuesto habilitante exigido al Gobierno por el artículo 86.1 de la Constitución para dictar reales decretos-leyes.
Este real decreto-ley se adecua a los principios de buena regulación previstos en el artículo 129 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas, en particular, a los principios de necesidad, eficacia, proporcionalidad, seguridad jurídica, transparencia y eficiencia.
Así, atendiendo a los principios de necesidad y eficacia, existe un claro y evidente interés general que sustenta la medida que se aprueba en la norma, siendo así el real decreto-ley el instrumento más inmediato y eficaz para garantizar su consecución. Se respeta asimismo el principio de proporcionalidad, dado que contiene la regulación meramente imprescindible para la consecución de los objetivos previamente mencionados.
A su vez, la norma resulta coherente con el vigente ordenamiento jurídico, ajustándose, por ello, al principio de seguridad jurídica. Y, por último, en cuanto al principio de transparencia, esta norma, si bien está exenta de los trámites de consulta pública, audiencia e información pública por tratarse de un decreto-ley, tal y como autoriza el artículo 26.11 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, define claramente sus objetivos, reflejados tanto en su parte expositiva como en la Memoria que lo acompaña. Por último, en relación con el principio de eficiencia, en este real decreto-ley se ha procurado que la norma genere las menores cargas administrativas para los ciudadanos.
El presente real decreto-ley se dicta al amparo de lo dispuesto en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuyen al Estado la competencia en materia de bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y de bases del régimen minero y energético, respectivamente, a excepción de la disposición adicional sexta, que se dicta al amparo de lo previsto en el artículo 149.1.14.ª de la Constitución que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de Hacienda general y de la disposición final séptima, que se dicta al amparo de lo dispuesto por el artículo 149.1.2.ª de la Constitución Española, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de derecho de asilo.
En su virtud, haciendo uso de la autorización contenida en el artículo 86 de la Constitución Española, a propuesta de la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, de la Ministra de Hacienda y Función Pública, de la Ministra de Asuntos Económicos y Transformación Digital y del Ministro de Inclusión, Seguridad Social y Migraciones, y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 13 de mayo de 2022,
1. Con la finalidad de lograr una reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, se establece un mecanismo de ajuste de los costes incurridos por las instalaciones a que hace referencia el artículo 2, en una cuantía proporcional a la internalización del mayor coste de aprovisionamiento de los combustibles fósiles empleados por dichas instalaciones en la producción de electricidad.
2. El mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley resultará de aplicación durante 12 meses contados a partir de la fecha que se determine en la Orden por la que se publique en el «Boletín Oficial del Estado» la Autorización del mecanismo de ajuste por parte de la Comisión Europea prevista en la disposición final primera. En ningún caso el mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley resultará de aplicación más allá del 31 de mayo de 2023.
1. El mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulado en este real decreto-ley será de aplicación a las siguientes instalaciones de producción en territorio peninsular que estén dadas de alta en el mercado en el día en que se produce la casación del mercado diario:
a) Instalaciones de producción de energía eléctrica correspondientes a centrales de ciclo combinado de gas natural.
b) Instalaciones de producción correspondientes a tecnologías de generación convencional que utilicen carbón como combustible.
c) Instalaciones de producción de energía eléctrica pertenecientes al grupo a.1 del artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, y las acogidas a la disposición transitoria primera del mismo que hubieran estado acogidas a la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, siempre que estas no cuenten con ningún marco retributivo de los regulados en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, así como las instalaciones de cogeneración que utilicen gas natural como energía primaria y que estén acogidas a la modalidad general de régimen remuneratorio, en los términos previsto en el artículo 4.º-B del Decreto-Ley n.º 23/2010, de 25 de marzo («Diário da República» n.º 59/2010, Série I, de 25 de marzo de 2010).
2. Los titulares de instalaciones del apartado 1 de este artículo que nominen la ejecución de contratos bilaterales con entrega física con dichas instalaciones no percibirán el ajuste a que se refiere el artículo 3 por la energía declarada en el contrato bilateral, resultando de aplicación el mecanismo de ajuste previsto en este real decreto-ley únicamente sobre aquella energía negociada en unidades de oferta de venta de energía ante el operador del mercado, todo ello sin perjuicio de los criterios que resultan de aplicación a los mercados intradiarios y que se apliquen en los servicios de ajuste de España de conformidad con lo establecido en este real decreto-ley.
1. Para las instalaciones de generación de energía eléctrica a que hace referencia el artículo 2.1, se calculará la cuantía unitaria diaria de ajuste expresada en €/MWh, por unidad de producción de energía eléctrica, conforme a la siguiente fórmula:
Donde:
Yies la cuantía unitaria diaria del ajuste, en €/MWh, correspondiente a la instalación i-ésima, redondeado a euros con dos decimales.
PGNes el precio del gas natural, en €/MWh. Se determinará como el precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1 en adelante) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al día siguiente de gas natural en el punto virtual de balance (PVB) registradas en el Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS). La metodología de obtención del precioPGNse podrá modificar mediante resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
PRGNes el precio de referencia del gas natural, en €/MWh, que tomará inicialmente el valor de 40 €/MWh. Una vez transcurridos seis meses desde el inicio de aplicación de la medida, a partir del primer día del siguiente mes natural el precio de referencia del gas natural se incrementará mensualmente en 5 €/MWh con respecto al valor de referencia del mes natural anterior hasta que finalice la vigencia del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley.
Si el precio del gas natural (PGN) en un determinado horizonte de programación es inferior al precio de referencia del gas natural (PRGN), el importe de la cuantía unitaria diaria del ajuste,Yi, será nulo en el referido horizonte de programación.
A estos efectos, MIBGAS, facilitará al operador del mercado eléctrico y a los operadores del sistema el precio de gas naturalPGNa aplicar el día D antes de las 9:45 del día D-1.
2. Antes de las 10:00 horas del día D-1, se publicará en el sistema de información del operador del mercado de electricidad el precio de gas aplicable para realizar el cálculo a que se refiere el apartado 1 de este artículo, así como el valor de la cuantía unitaria diaria del ajuste,Yi. El operador del mercado comunicará por medios automatizados a tal efecto a los operadores del sistema dichos valores.
1. Para poder recibir el ajuste, una unidad de oferta y su unidad de programación correspondiente podrá asociar únicamente una instalación con derecho al ajuste. En el caso de las instalaciones de producción correspondientes a tecnología de cogeneración referidas en el artículo 2.1.c) la unidad de oferta y su unidad de programación correspondiente podrán agregar diferentes instalaciones siempre que todas ellas tengan derecho al ajuste.
2. A efectos de lo dispuesto en el apartado anterior, el agente de mercado deberá solicitar al operador del mercado y al operador del sistema correspondiente el alta y, en su caso, la modificación de las unidades de oferta y de las unidades de programación correspondientes afectadas, respectivamente, para cumplir con dicho apartado.
3. Los agentes responsables de las instalaciones referidas en el artículo 2.1 deberán identificar las unidades de oferta y las unidades de programación beneficiarias del mecanismo de ajuste ante el operador del mercado y el operador del sistema correspondiente. A dicha instalación le será de aplicación el mecanismo de ajuste a partir de la siguiente casación del mercado diario y nunca será de aplicación sobre fechas cuya casación del mercado diario o la provisión del servicio de ajuste del sistema ya se hubiera producido.
4. Los titulares de unidades de adquisición que no sean agentes de mercado deberán darse de alta como tales ante el operador del mercado para poder declarar contratos bilaterales.
El requisito establecido en este apartado no resultará de aplicación cuando toda la energía de demanda declarada en dichos contratos bilaterales con entrega física, para todo el periodo de aplicación del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley, resulte exenta del pago del ajuste de conformidad con lo establecido en el artículo 8.
1. El proceso de casación y determinación del precio en el mercado diario se realizará conforme a las reglas de funcionamiento del mercado diario vigentes en cada momento.
2. Las instalaciones susceptibles de percibir el ajuste según lo dispuesto en el artículo 2.1, ofertarán en el mercado diario con su mejor previsión de producción, internalizando la cuantía unitaria del ajuste en sus ofertas en mercado conforme a lo dispuesto en el artículo 3.
3. Las ofertas presentadas por las instalaciones referidas en el artículo 2.1 en los mercados intradiarios y en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real y las enviadas a los mercados de servicios de energía de balance también tendrán en cuenta el mecanismo de ajuste.
En todo caso, las ofertas presentadas en los servicios de ajuste se ajustarán a lo dispuesto en la normativa de ámbito portugués y español que resulte en cada caso de aplicación, en los términos y condiciones establecidos por las autoridades reguladoras nacionales.
1. El operador del mercado realizará la liquidación del mecanismo de ajuste por la negociación en los mercados diario e intradiario y contratación bilateral, conforme a lo establecido en los artículos 2.2, 7 y 8.
2. Los operadores del sistema realizarán la liquidación del mecanismo de ajuste por la asignación en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real, así como en los mercados de servicios de energía de balance, conforme a lo establecido en los artículos 2.2, 7 y 8. Adicionalmente, los operadores del sistema regularizarán la liquidación realizada por el operador del mercado a las unidades de adquisición en base a las medidas en barras de central conforme a lo previsto en el artículo 7.6.
1. El operador del mercado llevará a cabo la liquidación del mecanismo de ajuste correspondiente a la aplicación de lo dispuesto en el artículo 3 sobre el programa de cada una de las ofertas casadas de venta y de compra de energía eléctrica en los mercados diario e intradiarios, correspondientes a las instalaciones a que hace referencia el artículo 2.1, conforme a lo indicado en el artículo 2.2.
2. Los operadores del sistema llevarán a cabo la liquidación del mecanismo de ajuste a cada unidad de programación por la energía asignada en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real, así como en los mercados de servicios de energía de balance, valorada conforme a lo dispuesto en el artículo 3.
Si la energía neta asignada en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real, así como en los mercados de servicios de energía de balance, supusiera una reducción de producción de la instalación, se liquidará una obligación de pago y si fuera un incremento de la producción, se liquidará un derecho de cobro.
En el caso de la energía asignada por restricciones técnicas, la liquidación del incumplimiento de la asignación incluirá la liquidación del mecanismo de ajuste, en su caso.
A estos efectos, el operador del mercado facilitará a los operadores del sistema español y portugués la cuantía unitaria de ajuste definida en el artículo 3.
3. El coste o ingreso total asociado a la liquidación del mecanismo de ajuste en cada período de negociación realizada por el operador del mercado será el resultado de computar la liquidación del mecanismo de ajuste a todas las instalaciones a que hace referencia el artículo 2.1, de conformidad con lo establecido en los artículos 4 y 5.
4. El coste o ingreso total asociado a la liquidación del mecanismo de ajuste realizada por el operador del mercado en cada periodo de negociación a que se refiere el apartado anterior, supondrá una obligación de pago o un derecho de cobro, que será distribuida por el operador del mercado entre todas las unidades de adquisición de los agentes del mercado ibérico de la energía eléctrica, en proporción a la energía programada para ese periodo en su programa horario final después del mercado continuo.
5. El coste o ingreso total asociado a la liquidación en cada periodo horario por cada operador del sistema será el resultado de computar la liquidación del ajuste establecida en el apartado 2 a todas las instalaciones a que hace referencia el artículo 2.1 de su zona respectiva.
6. Asimismo, el coste o ingreso asociado a la liquidación del mecanismo de ajuste realizada por el operador del sistema en cada periodo horario a que se refiere el apartado anterior supondrá una obligación de pago o un derecho de cobro, que serán distribuidos por el operador del sistema entre todas las unidades de adquisición de los participantes del mercado ibérico de la energía eléctrica de su zona respectiva, en proporción a su energía medida en barras de central para ese periodo.
Adicionalmente, el operador del sistema deberá liquidar la diferencia entre la liquidación del ajuste realizada por el operador del mercado y la que correspondería si esa liquidación se hubiera realizado en proporción a la medida en barras de central de las unidades de adquisición para ese periodo. A tal efecto, el operador del mercado trasladará al operador del sistema el valor horario del coste o ingreso total del ajuste distribuido a cada una de las unidades de adquisición a que hace referencia el apartado 4.
7. Como excepción a la regla general establecida en los apartados 4 y 6, quedarán excluidas del pago del coste del ajuste las unidades de oferta de almacenamiento, tanto baterías como de consumo de bombeo, así como las unidades de oferta de servicios auxiliares de generación.
Asimismo, quedarán excluidas del pago del coste del ajuste la energía asociada a las unidades de adquisición que cuente con determinados instrumentos de cobertura, según lo establecido en el artículo 8. En todo caso, dicha exención no resultará de aplicación a la liquidación del mecanismo de ajuste realizada por el operador del sistema a que hace referencia el párrafo primero del apartado anterior.
8. El operador del mercado comunicará al operador del sistema español el importe horario del coste o ingreso total estimado asociado a la liquidación del ajuste correspondiente al mercado diario y a la primera sesión del mercado intradiario antes de las 19:00 horas CET del día D, a los efectos de la inclusión en el PVPC de cada hora del día D+1.
El operador del sistema calculará el importe horario del coste o ingreso total estimado asociado a la liquidación del ajuste correspondiente a las restricciones técnicas, antes de las 19:00 horas CET del día D, a los efectos de la inclusión en el PVPC de cada hora del día D+1.
9. El operador del mercado comunicará el importe horario total del ajuste liquidado a las unidades de adquisición al operador del sistema, a efectos de su consideración en el precio final del mercado peninsular, así como, en caso de ser necesario, de los servicios de ajuste y de balance.
En todo caso, a efectos del precio PpeninD definido en el anexo I del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, se considerará el componente del mecanismo de ajuste incluido en el precio medio final diario del mercado peninsular de los comercializadores y consumidores directos publicado por el operador del sistema, por lo que, en su caso, en el cálculo del precio PpeninD se descontará esta componente del mecanismo de ajuste, que incluye tanto la correspondiente a la liquidación del operador del mercado como la de la liquidación del operador del sistema.
10. El operador del mercado publicará el resultado de la liquidación del mecanismo de ajuste de acuerdo con lo establecido en el anexo I, o en su caso, en las Reglas de funcionamiento del mercado.
11. El operador del sistema será responsable de la publicación de la liquidación del mecanismo de ajuste del proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real, así como de los mercados de servicios de energía de balance y de la diferencia de liquidación a la que hace referencia el apartado 6 de este artículo.
1. Los titulares de las unidades de adquisición podrán resultar exentos del pago del coste del ajuste de conformidad con lo establecido en los apartados 4 y 6 del artículo 7, por aquella parte de su energía que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo, considerando lo establecido en el artículo 7.7.
En todo caso, solo aquellos instrumentos de cobertura a plazo firmados con anterioridad al 26 de a