DECISIÓN (UE) 2020/348 DE LA COMISIÓN

de 24 de octubre de 2019

sobre el régimen de ayudas SA.35980-2019/C Reino Unido — Reforma del mercado de la electricidad: mecanismo de capacidad

[notificada con el número C(2019) 7610]

(El texto en lengua inglesa es el único auténtico)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

LA COMISIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, y en particular su artículo 108, apartado 2, párrafo primero,

Visto el Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo, y en particular su artículo 62, apartado 1, letra a),

Después de haber emplazado a los interesados para que presentaran sus observaciones de conformidad con los artículos citados (1) y teniendo en cuenta dichas observaciones,

Considerando lo siguiente:

1. PROCEDIMIENTO

(1) Tras los contactos previos a la notificación, el 23 de junio de 2014, las autoridades del Reino Unido notificaron a la Comisión, con arreglo al artículo 108, apartado 3, del Tratado, una propuesta de medida de apoyo a los proveedores de capacidad en el mercado de la electricidad en Gran Bretaña (2), «la medida» a efectos de la presente Decisión.

(2) El 23 de julio de 2014, la Comisión decidió no formular objeciones al régimen de ayudas por el que se establece la medida por considerar que el régimen estaba amparado por el artículo 107, apartado 3, letra c), del Tratado y, por tanto, era compatible con el mercado interior (3) («la Decisión de 2014»).

(3) La primera subasta en el mercado de capacidad a que se refiere la medida se celebró entre los días 16 y 18 de diciembre de 2014. El objeto de la subasta era el suministro de capacidad cuatro años después, es decir, en 2018.

(4) El 15 de noviembre de 2018, el Tribunal General de la Unión Europea anuló la Decisión de 2014 en su sentencia en el asunto T-793/14, Tempus Energy y Tempus Energy Technology/Comisión (en adelante, «la sentencia del Tribunal General). En resumen, el Tribunal General consideró que, sobre la base de la duración y las circunstancias de la fase de prenotificación y la falta de una investigación adecuada por parte de la Comisión en la fase de examen preliminar con respecto a ciertos aspectos del mercado de capacidad y, más en concreto, con respecto al papel y el trato de la gestión de la demanda en el mecanismo de capacidad notificado, la Comisión debería haber albergado dudas acerca de la compatibilidad de la medida con el mercado interior. Dichas dudas deberían haberle llevado a incoar el procedimiento contemplado en el artículo 108, apartado 2, del Tratado, permitiendo así a los interesados presentar sus observaciones a la Comisión y poner la información pertinente a disposición de esta a fin de que pudiese valorar mejor la compatibilidad del mercado de capacidad con el mercado interior.

(5) El Reino Unido presentó información adicional el 20 de diciembre de 2018.

(6) El 25 de enero de 2019, la Comisión recurrió la sentencia del Tribunal General (asunto C-57/19). Puesto que el recurso carece de efecto suspensivo, para acatar la sentencia del Tribunal General, la Comisión volvió a examinar el mercado de capacidad.

(7) Tras el nuevo examen, la Comisión comunicó al Reino Unido, mediante carta de 21 de febrero de 2019, su decisión de incoar el procedimiento establecido en el artículo 108, apartado 2, del Tratado en relación con la medida.

(8) La Decisión de la Comisión de incoar el procedimiento (en lo sucesivo, «la Decisión de incoación») se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea (4). La Comisión invitó a los interesados a presentar sus observaciones sobre la ayuda en cuestión.

(9) Mediante carta de 12 de abril de 2019, el Reino Unido comunicó a la Comisión sus observaciones relativas a la Decisión de incoación. La Comisión recibió observaciones al respecto por parte de 35 interesados. Remitió dichas observaciones al Reino Unido, ofreciéndole la oportunidad de responder. Recibió las correspondientes observaciones del Reino Unido mediante cartas de 7 de junio de 2019, 19 de julio de 2019 y 12 de septiembre de 2019.

(10) El 29 de marzo de 2017, el Reino Unido presentó la notificación de su intención de retirarse de la Unión de conformidad con el artículo 50 del Tratado de la Unión Europea (TUE). Con arreglo al artículo 50, apartado 3, del TUE, los Tratados deben dejar de aplicarse al Estado que se retira a partir de la fecha de entrada en vigor del acuerdo de retirada o, en su defecto, a los dos años de la notificación, salvo si el Consejo Europeo, de acuerdo con dicho Estado, decide por unanimidad prorrogar dicho plazo. El plazo se ha prorrogado en dos ocasiones, la última por la Decisión (UE) 2019/584 del Consejo Europeo (5), que lo prorrogó hasta el 31 de octubre de 2019.

(11) El 11 de enero de 2019, en virtud de la Decisión (UE) 2019/274 (6), el Consejo autorizó la firma del Acuerdo de Retirada, según lo convenido a nivel de negociadores, el 14 de noviembre de 2018. El 17 de octubre de 2019, el Consejo Europeo refrendó el Acuerdo de Retirada revisado consensuado a nivel de negociadores. El 21 de octubre, el Consejo, a propuesta de la Comisión (7), modificó la Decisión (UE) 2019/274 con vistas a autorizar la firma del Acuerdo revisado. La Unión confirmó una vez más su disposición a proceder sin demora a la firma y celebración del Acuerdo de Retirada en caso de que el Parlamento del Reino Unido lo aprobase. En la cuarta parte del Acuerdo de Retirada se prevé un período transitorio que comenzará en la fecha de entrada en vigor del Acuerdo, durante el cual el Derecho de la Unión seguirá aplicándose al y en el Reino Unido según lo dispuesto en él.

(12) En cualquier caso, la presente Decisión es aplicable únicamente en tanto en cuanto el Derecho de la Unión se aplique al y en el Reino Unido.

2. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA MEDIDA

2.1. Visión general de la medida

(13) En 2014, el Reino Unido estimó que el mercado de la electricidad en Gran Bretaña alcanzaría niveles críticos de adecuación de la producción en torno a 2017/2018. Por consiguiente, el Reino Unido diseñó la medida como un mercado de capacidad en el que el operador del sistema organizaría subastas de gestión centralizada con el fin de adquirir el nivel de capacidad necesario para garantizar la adecuación de la producción.

(14) Inicialmente, las subastas organizadas en virtud de la medida solo estaban abiertas a productores de electricidad existentes o nuevos, operadores de gestión de la demanda y operadores de almacenamiento. A partir de la segunda subasta en 2015 se permitió participar a los interconectores.

(15) A los licitadores seleccionados en las subastas se les adjudican acuerdos de capacidad por los cuales recibirán un pago constante mientras dure dicho acuerdo a cambio del compromiso de suministrar electricidad cuando se produzcan períodos de tensión en el sistema si así se lo solicita el operador del sistema. En caso de que el proveedor de capacidad no suministre la cantidad de energía requerida de acuerdo con su compromiso de capacidad, se aplican sanciones financieras. La medida se financia a través de la aplicación de una exacción a los proveedores de electricidad.

(16) La primera subasta se organizó en 2014, para el suministro de capacidad en 2018. A esta le siguieron otras tres subastas a cuatro años vista («T-4») (en 2015, 2016 y 2017), una subasta a un año vista («T-1») (en 2017) y dos subastas transitorias (en 2016 y 2017).

(17) El Reino Unido suspendió la medida el 15 de noviembre de 2018 a raíz de la sentencia del Tribunal General mencionada en el considerando 4 y recurrida en la actualidad. El Reino Unido confirmó que no concedería ayudas adicionales a través de subastas en el mercado de capacidad y que los pagos correspondientes a las ayudas otorgadas a través de las subastas que se ya se habían celebrado se habían interrumpido a la espera de la decisión de la Comisión autorizando la medida.

(18) Con todo, tras la sentencia del Tribunal General, el Reino Unido sí adoptó las siguientes medidas: a) en junio de 2019 se celebró una subasta complementaria T-1 de sustitución para la entrega de capacidad en el año de entrega 2019/2020 que se saldó con la adjudicación de acuerdos de capacidad condicionales supeditados a la obtención de la autorización de la ayuda estatal y a que se diesen los pasos procedimentales necesarios en virtud de la legislación que establecía el mercado de capacidad; b) Se siguió haciendo valer el cumplimiento de los acuerdos de capacidad adjudicados en subastas anteriores para que, previa decisión positiva respecto a la ayuda estatal, pudiesen efectuarse los pagos de capacidad aplazados a los proveedores que hubiesen cumplido sus obligaciones durante el plazo suspensivo; c) los proveedores de electricidad debían seguir repercutiendo la exacción a los consumidores durante el plazo suspensivo para garantizar que estuviesen en condiciones de pagar los cargos de proveedor pendientes respecto al plazo suspensivo íntegramente y sin demora en caso de concederse la autorización de la ayuda estatal; y d) el 22 de julio de 2019 se iniciaron procedimientos de precualificación para una subasta T-1 (año de entrega 2020/2021), una subasta T-3 (año de entrega 2022/2023) y una subasta T-4 (año de entrega 2023/2024), cada una de la cuales debían celebrarse en el primer trimestre de 2020.

2.2. Base jurídica y disposiciones gubernamentales

(19) La base jurídica de la medida es la Ley de Energía de 2013 del Reino Unido. La aplicación de la medida se rige por la legislación derivada, concretamente por el Reglamento relativo a la Capacidad Eléctrica de 2014, el Reglamento relativo a la Capacidad Eléctrica (pagos de proveedores, etc.) de 2014 y las Normas relativas al Mercado de Capacidad.

(20) El Reino Unido revisa periódicamente el mecanismo del mercado de capacidad a la luz de los comentarios recibidos en cada proceso de subasta. Asimismo, ha llevado a cabo una serie de consultas públicas para introducir mejoras paulatinas en detalles reglamentarios de determinados aspectos específicos del régimen. Por su parte, el organismo regulador del sector energético (Oficina de los mercados de gas y electricidad del Reino Unido, OFGEM) recoge anualmente la opinión de las partes interesadas sobre posibles cambios en las características operativas y administrativas del régimen e introduce modificaciones en las normas. Por otro lado, se contempla la realización de una revisión más formal y exhaustiva cada cinco años, en la que intervienen tanto el Gobierno como la OFGEM, para evaluar en qué medida el mercado de capacidad cumple con eficacia sus objetivos y sigue siendo la forma de intervención más eficaz para abordar dichos objetivos. Entre los objetivos se incluye el examen de los fallos del mercado subyacentes. Fundamentalmente, la revisión consta de las dos etapas siguientes: a) la OFGEM lleva a cabo cada cinco años una revisión de los ámbitos del diseño del mercado de capacidad cubiertos por las Normas relativas al Mercado de Capacidad, atendiendo a la eficacia del régimen y a si las disposiciones vigentes se adecuan al fin que se persigue; y b) el Gobierno evalúa el mercado de capacidad y sus objetivos desde una perspectiva a más alto nivel y aborda la cuestión de si el mercado de capacidad sigue siendo necesario de cara al futuro o debería eliminarse gradualmente y la medida en que los objetivos del mercado de capacidad podrían alcanzarse por una vía que imponga menos reglamentación. En esta evaluación se tiene en cuenta el examen interno anual realizado por el Gobierno sobre si realizar la subasta del mercado de capacidad, así como las conclusiones de la revisión de la primera etapa de la OFGEM. El Gobierno lleva a cabo consultas públicas como parte de este proceso de revisión.

(21) El Gobierno del Reino Unido inició el primer proceso de revisión quinquenal mediante la publicación de una convocatoria de datos en agosto de 2018 en la que se invitaba a presentar puntos de vista y datos a un alto nivel sobre cuestiones como si el mercado de capacidad seguía siendo necesario y la identificación de cualquier ámbito prioritario en el que deberían introducirse cambios. En septiembre de 2018, la OFGEM publicó una carta abierta en la que solicitaba puntos de vista y datos respecto a si las Normas seguían cumpliendo sus objetivos. El informe final de la revisión quinquenal del Gobierno del Reino Unido se publicó el 22 de julio de 2019 (8), mientras que el informe final de la OFGEM se publicó el 31 de julio de 2019 (9). Por otro lado, la Comisión de Ciencia y Tecnología de la Cámara de los Comunes del Reino Unido publicó un informe el 22 de agosto de 2019 en el que mencionaba, entre otros temas, el mercado de capacidad de Gran Bretaña (10).

(22) Los responsables de la aplicación de la medida son el Gobierno del Reino Unido, la OFGEM, el organismo de ejecución (National Grid, «NG»), el organismo de liquidación (una institución nueva creada al amparo de la Ley de Energía de 2013, sometida a la dirección y supervisión del Gobierno) y el proveedor de servicios de liquidación (Elexon). A continuación se expone una breve descripción de alto nivel de sus funciones y responsabilidades.

(23) El Gobierno del Reino Unido es responsable de la supervisión estratégica del mercado de capacidad y de las modificaciones de los Reglamentos por los que se rige el régimen, así como de garantizar la rendición de cuentas continuada de aspectos clave del diseño del mercado de capacidad. Los Reglamentos incluyen, por ejemplo, los criterios generales de admisibilidad para participar en las subastas del mercado de capacidad, las tareas del operador del sistema de para el suministro del mercado de capacidad y la liquidación de pagos.

(24) El Gobierno del Reino Unido diseñó las Normas relativas al Mercado de Capacidad, pero la OFGEM es responsable de su aplicación (tanto el Gobierno del Reino Unido como la OFGEM pueden modificar las Normas). Las Normas relativas al Mercado de Capacidad comprenden procedimientos y normas técnicas respecto a la precualificación y las subastas de capacidad, el contenido de los acuerdos de capacidad y las obligaciones de los titulares de un acuerdo de capacidad. A la hora de estudiar cambios en las Normas, la OFGEM está vinculada por un conjunto de objetivos consagrados en los Reglamentos y en las Normas, lo que garantiza la transparencia y la confianza en la gobernanza del mercado de capacidad. Asimismo, la OFGEM es responsable de la resolución de los litigios planteados por los solicitantes respecto al resultado de la precualificación.

(25) El operador del sistema es National Grid. Asume un papel ejecutivo respecto al mercado de capacidad, a saber: asesora a los ministros en lo que atañe a las perspectivas de seguridad del suministro y recomienda la cantidad de capacidad que ha de subastarse para cumplir la norma de fiabilidad; lleva a cabo una precualificación de los participantes en las subastas, administra las subastas de capacidad y expide los contratos (denominados «acuerdos de capacidad») con los adjudicatarios; desarrolla y administra nuevos procedimientos de apoyo, como por ejemplo el suministro de advertencias del mercado de capacidad.

(26) El Gobierno del Reino Unido establece las funciones de entrega del operador del sistema en legislación secundaria, que son «requisitos pertinentes» ejecutables por la OFGEM. Con ello el Gobierno obtiene la seguridad de qué se entregará y un fundamento claro para que la OFGEM gestione la actuación de NG en su papel de ejecución. Un grupo de expertos técnicos ejerce un control independiente del asesoramiento de NG respecto a la cantidad recomendada de capacidad que ha de subastarse.

(27) El Gobierno del Reino Unido estableció (11) el organismo de liquidación del mercado de capacidad (la «Electricity Settlement Company») como responsable último de la rendición de cuentas, la gobernanza y el control del proceso de liquidación y los pagos desembolsados en virtud de los acuerdos de capacidad (12). El organismo de liquidación es una sociedad privada de responsabilidad limitada cuyo accionista único es el Gobierno (13). Es responsable de instaurar su propia gobernanza interna para poder cumplir sus obligaciones, aunque el Gobierno conserva el control global sobre él (14).

(28) El Gobierno del Reino Unido anunció la decisión de externalizar funciones a Elexon Ltd. a través del Diario Oficial de la Unión Europea en febrero de 2013. Elexon ejerce de proveedor de servicios de liquidación y es responsable de realizar los cálculos y las determinaciones de los pagos de capacidad. El papel de Elexon como prestador de servicios de liquidación es similar al papel que actualmente desempeña en virtud del Código de Balance y Liquidación, aunque más limitado. Los detalles del servicio que se prestará, el coste de dicho servicio y los mecanismos para supervisar el desempeño se recogen en un contrato celebrado entre el organismo de liquidación y Elexon.

2.3. Beneficiarios

2.3.1. Admisibilidad

(29) Los proveedores de capacidad participan en el mercado de capacidad sobre la base de «unidades del mercado de capacidad» («Capacity Market Units», CMU). Es a nivel de las CMU donde se realizan las solicitudes de precualificación, se adjudican los acuerdos de capacidad, se especifican las obligaciones aplicables en situaciones de tensión en el sistema y se calculan las sanciones y los pagos por el suministro excedentario. Pueden participar productores (tanto existentes como nuevos), interconectores, proveedores de almacenamiento y operadores de gestión de la demanda.

(30) Las unidades de producción (definidas por referencia al suministro de electricidad, la capacidad de control independiente, la producción neta medida mediante contadores semihorarios y la capacidad de conexión superior a 2 MW) pueden participar individualmente como CMU única o en conjunto con otras unidades de producción admisibles en las siguientes condiciones: a) todas las unidades forman parte de la misma unidad de intercambio (es decir, central eléctrica); o b) todas las unidades están conectadas al sistema en el mismo punto frontera; que es el mismo sitio, pero no se aplica el concepto de unidad de intercambio; o c) la capacidad total de todas las unidades se sitúa entre el umbral mínimo (2 MW) y 50 MW (producción integrada efectivamente distribuida entre varios sitios).

(31) Las CMU de gestión de la demanda se definen en función de un compromiso de reducir la demanda. Un proveedor de gestión de la demanda se define como i) un cliente de electricidad directamente; ii) una entidad propietaria del cliente de electricidad; o iii) una entidad que tiene control contractual de la gestión de la demanda sobre el cliente de electricidad. El compromiso debe hacer que el cliente de electricidad reduzca su importación de electricidad (medida por contadores semihorarios) o que exporte electricidad producida por unidades de producción in situ propiedad del cliente de electricidad. Los proveedores de gestión de la demanda pueden participar individualmente como CMU única o en conjunto con otros. Además, cada componente debe estar conectado a un contador semihorario y la capacidad total de gestión de la demanda del proveedor debe oscilar entre 2 y 50 MW. El cuadro 1 que figura a continuación muestra los resultados del desempeño de la gestión de la demanda en las subastas celebradas antes de julio de 2019. Cuadro 1 Desempeño de la gestión de la demanda en las subastas de capacidad celebradas antes de julio de 2019 Participación en subasta (MW) Acuerdos adjudicados (MW) 2014 T-4 603 174 2015 T-4 673 456 2016 T-4 1 798 1 411 2017 T-4 2 246 1 206 2018 T-4 (15) (susp.) 2 618 N/A 2017 T-1 1 283 443 2018 T-1 (susp.) 2 124 N/A 2019 T-1 (condicional) 1 333 203 2015 Subasta transitoria 619 475 2016 Subasta transitoria 373 312

(32) El mercado de capacidad excluye a los proveedores de capacidad que ya reciben apoyo de otras medidas. Los siguientes proveedores no pueden optar a participar en el mercado de capacidad: a) centrales de producción hipocarbónicas que reciben apoyo a través de contratos por diferencias (CFD) o la tarifa regulada a pequeña escala; b) los productores de energías renovables que reciben ayuda a través del mecanismo de obligación de energías renovables (Renewables Obligation, RO), a menos que opten por renunciar a la percepción de los pagos del RO (pueden participar una vez vencidos sus contratos del RO); c) las centrales que reciben el incentivo de calor renovable (Renewable Heat Incentive, RHI), ya que este se concibió como complemento del RO y el CFD para las energías renovables; d) las centrales receptoras de financiación del Carbon Capture and Storage (CCS) Commercialisation Competition del Reino Unido, ya que el CFD para la captura y almacenamiento de carbono se ha concebido para brindarles el apoyo adicional que necesitan para su viabilidad comercial; e) las tecnologías receptoras de financiación de la Iniciativa NER300 de la UE, cuyo objetivo es prestar apoyo a las tecnologías hipocarbónicas emergentes, tales como la captura y almacenamiento de carbono o la energía mareomotriz, puesto que también pueden acceder a apoyo en el marco del CFD; f) las centrales a las que NG adjudicó contratos de quince años para formar parte de la Reserva Operativa a Corto Plazo («STOR de larga duración») inmediatamente antes de las propuestas políticas iniciales de reforma del mercado de la electricidad en 2010 y que optaron por conservarlos.

(33) las empresas que han participado en los mecanismos Enterprise Investment Scheme (EIS) y Venture Capital Trust (VCT) no tienen prohibida la participación en el mercado de capacidad, pero son sometidas a una prueba para garantizar que no reciban una «subvención doble» (para evitar la acumulación de ayudas estatales).

(34) Aunque la participación directa de capacidades extranjeras no está permitida, los interconectores pueden participar en el mercado de capacidad desde la segunda subasta celebrada en 2015 en calidad de CMU, en pie de igualdad con los productores y proveedores de gestión de la demanda radicados en Gran Bretaña, sujetos básicamente al mismo régimen de compensaciones y sanciones y a una reducción que refleje su contribución a la seguridad del suministro (16). En el cuadro 2 se muestra la participación de CMU de interconectores en las subastas celebradas hasta la fecha. Cuadro 2 Participación de CMU de interconectores en las subastas del mercado de capacidad hasta la fecha Tipo de subasta T-4 T-1 Año de subasta 2015 2016 2017 2018 (susp.) 2018 (susp.) 2019 (condición.) Año de entrega 19/20 20/21 21/22 22/23 19/20 19/20 Número de CMU de interconectores precualificadas 3 5 6 8 3 3 Número de CMU de interconectores adjudicadas 2 4 6 NA NA 3 De las cuales de nueva construcción 0 0 3 NA NA 1 De las cuales existentes 2 4 3 NA NA 2 Capacidad de CMU de interconectores adjudicada (GW) 1,86 2,34 4,56 NA NA 1,025

(35) En la Decisión de 2014, se concedió permiso para no incluir capacidad interconectada en la primera subasta (diciembre de 2014) por las siguientes restricciones: a) Capacidad objeto de contratación: era necesaria una nueva metodología para reducir la contribución de los interconectores en la subasta. Era necesaria una cooperación más estrecha con otros Estados miembros en la evaluación de la adecuación de la producción para eliminar un posible parasitismo cuando los países tuviesen normas de fiabilidad diferentes. b) Precualificación: en ese momento, el organismo de ejecución no podía completar de manera independiente la etapa de precualificación en el caso de un proveedor de capacidad extranjero. Habría sido necesaria la cooperación con gestores de redes de transporte extranjeros en materia de medición y verificación, despacho para pruebas y plataformas de intercambio de datos. c) Subasta: la subasta habría estado expuesta a movimientos estratégicos si se hubiese permitido la participación de capacidad extranjera. Habría sido necesaria una metodología nueva para limitar la cantidad de capacidad extranjera hasta la capacidad reducida del interconector. Por otro lado, era probable que el umbral de los seguidores de precios fuese diferente en otro mercado, lo que implica que el precio de adjudicación establecido en Gran Bretaña podría no haber sido apropiado para la capacidad en otro mercado y podría haber sido necesaria una subasta por zonas. d) Suministro: la obligación de suministro obliga a los productores a producir cuando se emite una advertencia del mercado de capacidad de cuatro horas. En otro mercado, esto podría haberse traducido en un despacho ajeno al orden de mérito, provocando distorsiones en el mercado (17). Esto no habría aportado una ventaja adicional en términos de seguridad del suministro al Reino Unido en un mundo en el que la asociación de mercados está plenamente implantada, con flujos de electricidad que ya responden a los precios de escasez.

(36) Para 2014 solamente, en ausencia de la participación directa de capacidad interconectada, la contribución prevista de la interconexión en situaciones de tensión en el sistema de Gran Bretaña se reflejó en la cantidad de capacidad subastada. Por ejemplo, si se preveía la disponibilidad de 1 GW de importaciones en situaciones de tensión en el sistema de Gran Bretaña, la cantidad de capacidad subastada en el mercado de capacidad se reduciría en 1 GW. NG valoró inicialmente que la contribución de la interconexión ajena al mercado de capacidad se situaría en cero (flotación) a la hora de recomendar el objetivo de la T-4 para el año de entrega 2018/2019, pero esta cifra se revisó posteriormente y se fijó en una contribución neta de 2,1 GW para la subasta T-1.

2.3.2. Proceso de precualificación

(37) La participación en el mercado de capacidad no es obligatoria. No obstante, sí es obligatorio que toda la capacidad autorizada admisible participe en el proceso de precualificación, incluso aunque no tenga intención de presentar una oferta. La finalidad del proceso de precualificación es garantizar que los participantes en la subasta puedan suministrar la capacidad que ofrecen y el operador del sistema pueda ajustar la cantidad de capacidad que se subastará en función del volumen de capacidad que abandona la subasta.

(38) Las capacidades admisibles que voluntariamente abandonan la subasta de capacidad no están expuestas a las sanciones del mercado de capacidad por falta de suministro, ni tampoco pueden acceder a los pagos por el excedente. Dichas capacidades pueden regresar en subastas posteriores y pueden participar en el mercado secundario. Al igual que con las centrales que no son admisibles, la cantidad subastada se reduce para compensar la cantidad de capacidad de las centrales que se excluyen voluntariamente.

(39) Para garantizar que se dispone de capacidad fiable para el año de entrega, el operador del sistema lleva a cabo controles de precualificación antes de la subasta a fin de confirmar la admisibilidad y situación de licitación de toda la capacidad potencial. Los requisitos de precualificación varían en función de los distintos tipos de capacidad (por ejemplo, para la producción y la gestión de la demanda).

(40) Como parte de su solicitud de precualificación, los solicitantes deben cumplir una serie de requisitos de precualificación tanto genéricos como específicos, que varían dependiendo de si la unidad es una unidad de producción existente o potencial, o una unidad de gestión de la demanda. Los requisitos genéricos abarcan datos administrativos básicos (información de contacto, situación de la autorización, estructura societaria, ubicación y diversas declaraciones de los administradores), mientras que las unidades de producción existentes también deben demostrar su desempeño histórico. Las unidades potenciales han de aportar pruebas de la autorización de urbanismo y el acuerdo de conexión, un plan de construcción detallado y los detalles del gasto de capital previsto en relación con la duración del acuerdo de capacidad a que se aspira. Asimismo, deben presentar apoyo crediticio (es decir, una garantía o «garantía de licitación») como señal de la firmeza de su decisión de participar en la subasta y suministrar una unidad operativa al principio del año de entrega.

(41) La producción nueva y la gestión de la demanda sin confirmar (a diferencia de la gestión de la demanda confirmada (18)) deben constituir una garantía de licitación de 5 000 GBP (5 650 EUR aproximadamente) por megavatio en el caso de las subastas a cuatro años vista y a un año vista, y de 500 GBP (565 EUR aproximadamente) por megavatio para las subastas transitorias. Por lo que respecta a la gestión de la demanda, la medida prevé que la garantía de licitación se pierda en proporción al volumen de capacidad que no haya sido efectivamente suministrado por los operadores de gestión de la demanda, siempre que estos suministren al menos el 90 % del volumen de capacidad que se habían comprometido a suministrar. Aunque los operadores de gestión de la demanda pueden agrupar varios sitios para alcanzar el umbral mínimo de 2 MW, cabe señalar que están obligados a constituir una garantía de licitación para la totalidad de los 2 MW, incluso aunque solo una pequeña parte de dicho volumen sea capacidad de gestión de la demanda sin confirmar. De acuerdo con el Reino Unido, una CMU solo puede confirmarse como una unidad única, confirmada el mismo día en el mismo período de liquidación. Este requisito de confirmación como unidad debería minimizar los riesgos estratégicos. De lo contrario, los solicitantes podrían realizar la confirmación en momentos diferentes y componer una unidad que podría no ser capaz de funcionar en conjunto durante una situación de tensión, con el consiguiente riesgo para la seguridad del suministro.

(42) Tras una consulta celebrada en marzo de 2016, el Gobierno del Reino Unido aumentó la garantía de licitación previa a la subasta para la producción de nueva construcción hasta 10 000 GBP/MW para ayudar a garantizar íntegramente la exposición a la responsabilidad aumentada de la tasa de rescisión, así como para ayudar a disuadir las solicitudes especulativas exigiendo un mayor nivel de compromiso previo a la subasta. No obstante, el nivel de la garantía de licitación previa a la subasta para la gestión de la demanda sin confirmar se mantuvo en 5 000 GBP/MW tras la observación de las partes interesadas durante la consulta de que resulta comparativamente más caro para los agregadores de gestión de la demanda obtener cobertura crediticia de prestamistas.

(43) El operador del sistema publica factores de reducción específicos de cada tecnología antes del período de precualificación. En el caso de la mayoría de las clases de tecnología, estos factores se basan en el desempeño histórico del tipo de clase durante los siete años anteriores y representan la contribución media prevista de las centrales en situaciones de tensión en el sistema en función de cada tecnología específica. Se utiliza una metodología diferente para algunas clases cuyos datos históricos son insuficientes o menos relevantes en cuanto indicativos fiables del desempeño futuro (por ejemplo, interconectores o tecnologías innovadoras como el almacenamiento en baterías). Los factores pertinentes se aplican a todas las centrales de una tecnología específica, independientemente de su antigüedad o situación. Los proveedores de capacidad que resultan adjudicatarios en la subasta de capacidad reciben pagos (al precio de adjudicación) proporcionales a su factor de reducción multiplicado por su capacidad de conexión (volumen que su conexión física a la red les permite exportar al sistema). Una de las finalidades del régimen sancionador es ajustar el nivel de pagos de este nivel de rendimiento estimado al nivel de rendimiento real de cada central.

2.4. El proceso de subasta

2.4.1. Establecimiento de la cantidad de capacidad que se subastará

(44) La decisión de llevar a cabo las subastas de capacidad se toma anualmente y en ella interviene una evaluación independiente de la capacidad de electricidad realizada por el operador del sistema. A quince años vista, NG evalúa la evolución probable de los márgenes de capacidad futuros, la contribución de la capacidad interconectada y la gestión de la demanda, y recomienda la cantidad de capacidad necesaria para conseguir la norma de fiabilidad permanente. De esta manera, el Gobierno es capaz de valorar anualmente la necesidad de una subasta de capacidad.

(45) En la decisión sobre la cantidad de capacidad que se ha de contratar en cada subasta interviene una norma de fiabilidad permanente. Una «norma de fiabilidad» es un nivel objetivo de seguridad del suministro de electricidad y constituye la base para establecer una curva de demanda antes de cada subasta de capacidad.

(46) El Reino Unido señala que ningún sistema de electricidad puede ser fiable al 100 % en todo momento y que siempre existe cierto equilibrio entre el coste de suministrar capacidad de reserva adicional y el nivel de fiabilidad alcanzado. Establecer una norma de fiabilidad permite alcanzar este equilibrio, ya que identifica el punto en que los costes de suministrar capacidad superan los beneficios de seguridad adicionales. Persigue ofrecer a los inversores y participantes en el mercado claridad en cuanto a los objetivos a largo plazo del Gobierno en materia de seguridad del suministro y ayudar a reducir los costes para los consumidores. Asimismo, aspira a garantizar que el Gobierno no pueda contratar un nivel de capacidad que exceda del que se estima eficiente desde el punto de vista económico, lo que evita la contratación excesiva de capacidad de Gran Bretaña.

(47) El Gobierno del Reino Unido ha fijado una norma de fiabilidad permanente para el mercado de la electricidad de Gran Bretaña igual a unas previsiones de pérdida de carga de 3 horas/año, lo que se traduce en un nivel de seguridad del sistema del 99,97 %. Las previsiones de pérdida de carga es el número de horas/períodos por año en que, a largo plazo, cabe esperar atendiendo a las estadísticas que la oferta no logre satisfacer la demanda y que reflejan el nivel de capacidad eficiente desde un punto de vista económico. La norma de fiabilidad se ha establecido con carácter permanente, pero el Gobierno, si fuese necesario, tiene la oportunidad de revisarlo.

(48) Todos los años, el operador del sistema establece la cantidad de capacidad necesaria para cumplir la norma de fiabilidad y aconseja al Gobierno mediante un informe sobre la capacidad de electricidad el 30 de mayo a más tardar. La recomendación sobre la cantidad de capacidad que ha de contratarse en las subastas de capacidad para cumplir la norma de fiabilidad se basa en la evaluación de NG de los distintos escenarios en función del nivel de demanda de electricidad y la cantidad de capacidad suministrada por las centrales eléctricas que no pueden acogerse a los pagos de capacidad, como por ejemplo la generación hipocarbónica, y, así, se establece la recomendación de NG sobre si es necesario garantizar capacidad para el año de entrega de que se trate a través del mecanismo de capacidad y en qué cantidad. El informe de NG se somete al examen de un grupo independiente de expertos técnicos que asesoran al Gobierno sobre la solidez del análisis y las recomendaciones.

(49) El operador del sistema se vale de todo un abanico de escenarios de demanda, así como de sensibilidades, para tener en cuenta incertidumbres relativas a las condiciones climatológicas, disponibilidad de las centrales, flujos de interconectores y niveles de producción integrada. A continuación, el operador del sistema deduce la capacidad que no puede participar en la subasta (por ejemplo, las centrales hipocarbónicas que reciben otras ayudas) y la capacidad que cuenta con acuerdos de capacidad en curso (por ejemplo, en los casos en que un proveedor de capacidad goza de un acuerdo plurianual que cubre el año de entrega correspondiente).

(50) Posteriormente, el operador del sistema emplea una metodología «de optimización sólida» que minimiza los peores resultados posibles en términos de coste de la capacidad y demanda no atendida en todos los escenarios y sensibilidades. El resultado de la modelización es un conjunto de opciones para una cantidad única que ha de contratarse y una recomendación.

(51) En la notificación de 2014, el Reino Unido adjuntó la previsión de la horquilla de capacidad que podría ser necesario contratar durante el período 2018-2030, ilustrada en el gráfico 1. El gráfico 2 muestra la previsión actualizada en diciembre de 2018. Gráfico 1 Estimaciones de 2014 de la capacidad que habría de contratarse en distintos escenarios (GW) Gráfico 2 Estimaciones de 2018 de la capacidad que habría de contratarse en distintos escenarios (GW)

(52) El Gobierno toma la decisión final sobre la cantidad de capacidad que ha de contratarse en función de una curva de demanda, derivada de acuerdo con la metodología que se expone en los considerandos que figuran a continuación.

(53) La curva de demanda concede al Gobierno cierta flexibilidad respecto a la cantidad de capacidad que contratar de un año a otro dependiendo del coste. La curva de demanda en pendiente permite realizar una compensación entre la fiabilidad y el coste, de forma que si un año dado el precio de la capacidad es muy elevado se contrata menos cantidad. Asimismo, ayuda a mitigar los riesgos tácticos, ya que proporciona un límite al precio de la subasta y flexibilidad para contratar menos capacidad si el precio es elevado, elementos que reducen las oportunidades de que los participantes suban los precios ejerciendo su poder de mercado.

(54) El Gobierno publica la curva de demanda antes de cada subasta de capacidad. La curva de demanda muestra la relación entre el precio de la capacidad y la cantidad de capacidad en la subasta requerida por el operador del sistema. Cada curva de demanda se construye en torno al nivel de capacidad objetivo necesario para cumplir la norma de fiabilidad indicada por el operador del sistema y una estimación del coste razonable de la capacidad nueva (el coste neto de la entrada de nuevas empresas o «net-CONE»). La intersección de la capacidad objetivo y el net-CONE marca un punto en la curva de demanda. En el gráfico 3 se muestra un ejemplo de curva de demanda de capacidad. Gráfico 3 Curva de demanda de capacidad ilustrativa Fuente: autoridades del Reino Unido.

(55) El net-CONE se determina sobre la base del precio de adjudicación de la capacidad previsto en la subasta y, en su caso, se revisa para cada subasta, por ejemplo, en función de nuevas estimaciones de costes de proyecto para nueva construcción y de información obtenida gracias a subastas anteriores. El coste de la entrada de nuevas empresas se basa en las estimaciones del coste de inversión de la capacidad de nueva construcción incluidas en un informe (19) encargado por las autoridades del Reino Unido asumiendo una tasa crítica de rentabilidad del 7,5 % y un plazo de amortización de veinticinco años.

(56) Además del nivel de capacidad objetivo y el net-CONE, la curva de demanda presenta otros parámetros clave, a saber: el límite del precio de subasta (el precio máximo que el Gobierno está dispuesto a desembolsar por la capacidad), el umbral de los seguidores de los precios (el precio máximo al que las centrales existentes pueden ofrecer capacidad en la subasta (20)) y el nivel mínimo de oferta necesario para celebrar la subasta (un requisito de competencia mínima). El Gobierno confirma los parámetros definitivos de cada subasta de capacidad justo antes de que se abra el correspondiente período de precualificación.

(57) El límite del precio de subasta determina la cúspide de la curva de demanda, es decir, el precio al que no se subastará más capacidad. La finalidad de limitar el precio es proteger a los consumidores británicos de problemas imprevistos con la subasta, como por ejemplo la ausencia de competencia o el abuso del poder de mercado por parte de los participantes. De acuerdo con las autoridades del Reino Unido, no obstante, fijar el límite del precio de la subasta en un valor muy bajo podría disuadir a los participantes y reducir la competencia, por lo que es importante que el límite del precio se fije en un nivel que fomente la competencia en la subasta de capacidad y permita al mercado establecer un precio eficiente para la capacidad nueva en función de la valoración de los participantes de los riesgos y los posibles beneficios en los mercados de la electricidad y la capacidad. Conseguir que el nivel del límite de precio sea el adecuado depende de una evaluación del grado de incertidumbre en torno a la estimación central del net-CONE.

(58) En 2014, el Gobierno del Reino Unido fijó el límite de precio en 75 GBP/kW. El Reino Unido explicó que este límite de precio se encuentra por encima del precio de adjudicación modelizado en la subasta en un abanico de escenarios creíble, pero que no es tan alto como para que las centrales puedan ejercer un poder de mercado significativo si la participación de nueva construcción es limitada. Asimismo, sirve para garantizar que la nueva construcción no pueda aspirar a recuperar todos sus costes fijos con su puja: debe tener en cuenta, al menos en cierta medida, los ingresos del mercado de la energía y los pagos del mercado de capacidad más allá de la duración inicial del contrato para que el proyecto sea viable.

(59) Por otro lado, el Gobierno tiene una oportunidad más antes de la subasta de cerciorarse de que existe suficiente competencia en la subasta. Las partes que hayan superado la precualificación para participar en la subasta deben indicar si se comprometen a ofrecer capacidad en la subasta dos semanas antes de la misma. A continuación, el Gobierno puede revisar la relación de las unidades de capacidad que participarán en la subasta —examinando, por ejemplo, el volumen de suministro ofrecido, la combinación de tecnologías y la titularidad de las unidades que se ofrecen— y cancelar la subasta si no tiene la certeza de que el proceso vaya a ser suficientemente competitivo para ofrecer valor a los consumidores.

2.4.2. Frecuencia y formato de la subasta

(60) La subasta de capacidad se celebra todos los años para la entrega a cuatro años vista: por ejemplo, la subasta de 2014 tenía por objeto la entrega en el año 2018/2019, desde el 1 de octubre de 2018 al 30 de septiembre de 2019. Desde la aplicación de la medida en 2014 se han celebrado cuatro subastas a cuatro años vista: en 2014, 2015, 2016 y 2017. El Reino Unido suspendió la subasta a cuatro años vista programada para 2018, con entrega en 2022, a raíz de la anulación de la Decisión de la Comisión de 2014 por la sentencia del Tribunal General. Para garantizar el suministro en 2022, las autoridades del Reino Unido informaron en diciembre de 2018 de que, como parte de la medida notificada, organizarían con carácter excepcional una subasta a tres años vista en 2019 [véase el considerando 18, letra d)].

(61) El año inmediatamente anterior al año de entrega de la subasta principal se celebra una subasta a un año vista adicional. El proceso para fijar la curva de demanda de esta subasta es el mismo que el de la subasta principal (a cuatro años vista) y la última decisión la toma el Gobierno sobre la base del análisis facilitado por el operador del sistema. La subasta a un año vista garantiza la contratación de la cantidad justa de capacidad cuando se dispone de previsiones de demanda más precisas y es importante para permitir que la capacidad de gestión de la demanda (a la que le resulta difícil participar en una subasta cuatro años antes de la entrega) participe activamente en el mecanismo. Desde la aplicación de la medida en 2014, se ha celebrado una subasta a un año vista a principios de 2018 con entrega durante el año 2018/2019 (21). Como ya se mencionó en el considerando 18, letra a), en junio de 2019 se celebró una subasta complementaria T-1 de sustitución y condicional para el año de entrega 2019/2020.

(62) Una parte de la capacidad se retira de la subasta a cuatro años vista y se «reserva» para la subasta a un año vista. En 2014 y 2015, la cantidad de capacidad reservada se basó en una evaluación de la cantidad de gestión de la demanda rentable que podría participar en una subasta y se divulgó cuando se publicó la curva de demanda para la subasta a cuatro años vista (2,5 GW). En marzo de 2016, el Gobierno del Reino Unido llevó a cabo una revisión de la metodología empleada para determinar la reserva de la T-1. A raíz de la revisión, se acordó una nueva metodología para la «reserva» basada en la aplicación de un intervalo de confianza del 95 % en torno a la recomendación anual de National Grid respecto a la capacidad T-4 formulada en el informe sobre la capacidad de electricidad, metodología que se lleva empleando desde 2016. Al modelizar el proceso para identificar los escenarios con resultados menos malos en el informe sobre la capacidad de electricidad, National Grid obtiene un intervalo de confianza del 95 % en torno a la recomendación sobre la capacidad. El cuadro 3 que figura a continuación presente el volumen reservado para las subastas T-1. Cuadro 3 Reserva de T-1 y contratación de capacidad pretendida en T-1 (GW) Año de entrega Objetivo de contratación en subasta T-4 Capacidad reservada para T-1 Objetivo de contratación en T-1 Cantidad contratada en subasta T-1 2018/19 48,6 2,5 4,9 5,79 2019/20 (subasta condicional) 44,7 2,5 2,7 3,68 2020/21 51,7 0,6 N/A N/A 2021/22 49,2 0,4 N/A N/A

(63) Si la demanda cae entre las subastas a cuatro años vista y a un año vista, se reduce la cantidad de capacidad subastada en la subasta a un año vista. No obstante, puesto que las subastas a un año vista suponen una vía mejor para que la gestión de la demanda acceda al mercado, el Gobierno del Reino Unido se comprometió en 2014 a contratar en las subastas a un año vista por lo menos el 50 % de la capacidad reservada cuatro años antes. En la subasta T-1 con entrega en el año 2018/2019, se contrató más del doble de la capacidad reservada cuatro años antes (4,9 GW frente a los 2,5 GW previstos inicialmente), al tiempo que en la subasta T-1 condicional con entrega en el año 2019/2020, el objetivo de contratación también fue superior a la capacidad reservada inicialmente (2,7 GW frente a 2,5 GW).

(64) Aunque el Gobierno del Reino Unido prevé organizar subastas de capacidad T-4 y T-1 todos los años, solo puede tomar una decisión definitiva sobre la celebración de una subasta de capacidad una vez completada la precualificación para una subasta.

(65) El Gobierno del Reino Unido tiene poder discrecional para suspender o posponer la subasta en cualquier momento hasta el comienzo de la primera ronda de la subasta. Si el Gobierno no decide suspender la subasta, esta se inicia automáticamente. Una vez iniciada la subasta, el Gobierno solo tiene el poder discrecional de rechazar el resultado de la misma si existen motivos razonables para sospechar que NG, en cuanto organismo ejecutivo, no ha celebrado la subasta de acuerdo con los Reglamentos y las Normas. Si el Gobierno no opta por suspender la subasta, esta se valida automáticamente. Una vez iniciada una subasta, el Gobierno carece de poderes discrecionales para influir en su resultado.

(66) Todas las subastas del mercado de capacidad son a la baja, de precio discriminatorio, en las que a todos los adjudicatarios se les paga en función de la última oferta aceptada. La subasta se desarrolla sobre la base de unas normas definidas previamente. Al inicio de la subasta, el subastador anuncia un precio elevado y a continuación los participantes admisibles presentan ofertas en las que indican la cantidad de capacidad que están dispuestos a suministrar a ese precio. Este proceso se repite varias veces siguiendo un calendario predeterminado hasta alcanzar el precio más bajo en el que la demanda coincide con la oferta. A todos los adjudicatarios se les paga el mismo precio de adjudicación (pay-as-clear model). Asimismo, existe una serie de medidas encaminadas a minimizar los riesgos estratégicos y garantizar un resultado eficiente.

(67) A la hora de decidir cuánta capacidad suministrar a un precio de capacidad dado, se espera que los participantes contemplen la posibilidad de obtener ingresos en el mercado de la energía. Los ingresos en el mercado de la energía previstos varían de un proveedor a otro, en función de que los factores de carga que esperan, los precios mayoristas y los costes del combustible y del carbono.

(68) En 2014, el Reino Unido consideraba que la gestión de la demanda «a la baja», la gestión de la demanda derivada de la producción y la producción integrada (o conectada a la distribución) (hasta 50 MW) eran sectores incipientes que necesitaban apoyo adicional para ayudarles a prepararse para la competencia en las principales subastas del mercado de capacidad. En consecuencia, se celebraron dos subastas transitorias para 2016 y 2017 para brindarles dicho apoyo. Si bien la primera subasta transitoria estaba efectivamente abierta a las tres categorías de capacidad descritas anteriormente, el nivel de éxito de la producción integrada (o conectada a la distribución) y la gestión de la demanda derivada de la producción en la primera subasta transitoria, y en las subastas T-4 de 2014 y 2015, hizo que el Reino Unido considerase que tales participantes eran lo suficientemente maduros para competir satisfactoriamente en las principales subastas del mercado de capacidad con otros tipos de capacidad sin más apoyos específicos. Por consiguiente, el Reino Unido excluyó estos recursos de la segunda (y última) subasta transitoria, de forma que solo pudiese participar la gestión de la demanda «a la baja». Por otro lado, para la segunda subasta transitoria, el Reino Unido indicó que había decidido probar si un umbral de participación más bajo (es decir, 500 kW en lugar de 2 MW) sería una modificación positiva del régimen permanente del mercado de capacidad para todos los participantes. En el cuadro 4 se recogen los resultados de la subasta transitoria. Cuadro 4 Capacidad (reducida, MW) que obtuvo acuerdos a través de las subastas del régimen transitorio 1.a subasta transitoria 2.a subasta transitoria Producción conectada a la distribución 328 N/A Gestión de la demanda total, de la cual: 475 312 — Gestión de la demanda derivada de la producción 322 N/A — Gestión de la demanda a la baja: — Incluida capacidad < 2 MW 153 — N/A 312 — 8,5 (es decir, 8 CMU) Total 803 312

(69) En el cuadro 5 se recogen, para cada subasta celebrada desde 2014, la cantidad que NG recomendaba contratar, el volumen objetivo autorizado por el Secretario de Estado y la cantidad que efectivamente se contrató en las subastas T-4 y T-1. Cuadro 5 Necesidades de capacidad (GW) Cantidad que National Grid recomienda contratar en el informe sobre la capacidad de electricidad Recomendación ajustada de National Grid de la cantidad que se ha de contratar en la subasta tras la precualificación Cantidad que ha de contratarse Volumen objetivo autorizado por el Secretario de Estado Cantidad contratada en subasta T-4 2014 53,3 48,6 48,6 49,3 (22) T-4 2015 47,9 44,7 45,4 46,4 T-4 2016 49,7 51,1 51,7 52,4 T-4 2017 50,5 49,2 49,2 50,4 T-1 2017 6,3 4,9 4,9 5,79 T-1 2019 (subasta condicional) 4,6 4,3 (noviembre de 2018) 2,3 (mayo de 2019) 2,7 3,6

2.4.3. Seguidores de precios

(70) Para mitigar el poder de mercado en la subasta, los proveedores de capacidad potenciales que han superado la precualificación se clasifican como «seguidores de precios» (que no pueden presentar ofertas por encima de un umbral relativamente bajo) o «fijadores de precios» (que sí pueden). Por defecto, los proveedores de capacidad existente son seguidores de precios. Los nuevos participantes y los recursos de gestión de la demanda se clasifican como fijadores de precios y tienen libertad para presentar ofertas que igualen el límite global de precio de la subasta. De acuerdo con el Reino Unido, esta distinción refuerza los incentivos para que los participantes presenten ofertas por el valor real de su capacidad y mitiga el riesgo de que las centrales existentes con costes inferiores pretendan establecer un precio elevado en los años en que no es necesaria la entrada de nuevas empresas. El Reino Unido sostiene que el umbral de los seguidores de precios debería fijarse en un nivel que capte la mayoría de las centrales existentes pero que se sitúe en un precio suficientemente bajo para mitigar los riesgos estratégicos. El umbral de los seguidores de precios se ha fijado en 25 GBP/kW (50 % net-CONE). Esta cifra es suficientemente alta para captar a la mayoría de centrales existentes. En 2014, la modelización del Reino Unido sugería que con ella se captaría aproximadamente el 80 % de las centrales existentes. El cuadro 6 muestra que, en realidad, el umbral de los seguidores de precios captó en torno al 60 % de las centrales existentes. Asimismo, 25 GBP/kW se sitúa considerablemente por debajo del coste previsto de las nuevas entradas. En consecuencia, un umbral de los seguidores de precios de 25 GBP/kW también mitiga los riesgos estratégicos. Cuadro 6 Centrales existentes captadas por el umbral de los seguidores de precios desde 2014 Subasta Centrales existentes captadas por el umbral de los seguidores de precios Capacidad (MW) % Precio de cierre (GBP/kw) 2014 T-4 25 007 67 19,40 2015 T-4 39 286 80 18,00 2016 T-4 29 548 56 22,50 2017 T-4 31 099 57 8,40 2017 T-1 2 306 29 (23) 6,00 2019 T-1 (condic.) 1 758 (24) 49 0,77

(71) Se puede permitir que las centrales existentes con costes particularmente elevados participen en calidad de fijadores de precios (y presenten ofertas por encima del umbral de los seguidores de precios), pero han de justificar la necesidad de un nivel de pago superior (por ejemplo, un certificado del consejo y el plan empresarial presentado ante el consejo del proveedor). Dicha justificación debe ponerse a disposición de la OFGEM y podrá utilizarse en el transcurso de cualquier investigación sobre abuso del poder de mercado.

(72) Es probable que cualquier proveedor existente que ofrezca un precio por encima del umbral de los fijadores de precios y no obtenga un acuerdo de capacidad en la subasta, pero siga en activo en el año de entrega, sea investigado por la OFGEM, que puede utilizar la información aportada junto con la oferta de fijación de precios para la subasta.

(73) Los nuevos participantes pueden fijar un precio sin justificar su oferta, aunque si este se percibe como una forma de intentar ejercer su poder de mercado, también podría ser objeto de una investigación por la OFGEM como parte de su función de aplicación normal. En cualquier caso, el nivel de la oferta está restringido por el límite de precio establecido en la curva de demanda proporcionada antes de la subasta.

2.4.4. Vigencia del acuerdo de capacidad

(74) A los proveedores de capacidad seleccionados se les adjudica un contrato de capacidad al precio de adjudicación. La duración de los acuerdos de capacidad disponibles es variable para garantizar la igualdad de condiciones entre los proveedores de capacidad.

(75) La mayor parte de los proveedores de capacidad existentes tienen acceso a acuerdos de un año. Los proveedores de capacidad que tienen gastos de capital superiores a un umbral inicial de 125 GBP/kW (centrales que renovar) pueden acceder a acuerdos de una duración máxima de tres años. Los proveedores de capacidad con gastos de capital superiores inicialmente a 250 GBP/kW (nuevas centrales) pueden acceder a acuerdos de una duración máxima de quince años. Estos umbrales se revisan anualmente y han sido objeto de ligeros aumentos con el tiempo hasta situarse en 135 GBP/kW y 270 GBP/kW respectivamente en diciembre de 2018. Los acuerdos de más de un año solo se adjudican en las subastas a cuatro años vista.

(76) Para garantizar la seguridad reglamentaria y fomentar la confianza de los inversores en los mecanismos, las condiciones esenciales de un acuerdo de capacidad están «blindadas» (25) (sin perjuicio de posibles reglamentaciones futuras en sentido contrario, aunque hasta la fecha no se han introducido tales cambios). Estas condiciones esenciales son: a) duración del acuerdo; b) precio de la capacidad y derecho al pago; c) obligación de capacidad y cifra de reducción; d) hitos de ejecución y gastos de rescisión aplicables; e) responsabilidad máxima por sanciones.

(77) El Reino Unido sostiene que la justificación de los contratos de mayor duración para los nuevos participantes es que ayudan a promover el acceso competitivo de nuevas incorporaciones al mercado. Adjudicar a esas nuevas incorporaciones contratos de larga duración les permitirá obtener financiación para su inversión a menor coste. El Reino Unido cree que ello permitirá atenuar las barreras a la entrada a las que deben hacer frente las empresas independientes que no pueden financiar su inversión en nuevas capacidades mediante ingresos procedentes de otras centrales de su cartera. Al fomentar la competencia en el mercado, los contratos de mayor duración pueden ayudar a reducir los costes soportados por los consumidores en los mercados de energía y de capacidad. Asimismo, según las autoridades del Reino Unido los contratos de mayor duración reducirían el riesgo de que los participantes con costes elevados de inversión o remodelación carguen todos estos costes en un solo acuerdo de un año.

2.5. Mercado secundario (negociación)

(78) Entre la subasta y la entrega, y en el año o años de entrega, los participantes pueden ajustar su posición mediante la negociación, es decir, asumiendo una obligación mayor o menor o encontrando capacidad alternativa para suplir carencias temporales. La negociación secundaria es un instrumento importante para que las partes gestionen su riesgo de exposición a sanciones dentro del mercado de capacidad. Existen distintas formas de negociación secundaria permitidas por el mercado de capacidad: negociación financiera, reasignación de volumen y negociación de obligaciones.

2.6. Entrega

(79) El mercado de capacidad sigue un modelo de «energía suministrada»: los proveedores de capacidad están obligados a suministrar energía siempre que resulta necesario para garantizar la seguridad del suministro, es decir, en situaciones reales de tensión en el sistema. De no hacerlo, se exponen a ser sancionados. El modelo también incluye pruebas físicas adicionales de la capacidad. Si no demuestran que la capacidad alcanza el nivel exigido en el número de ocasiones requerido, los pagos de capacidad se retienen hasta que se demuestre satisfactoriamente.

2.6.1. La obligación del acuerdo de capacidad

(80) En virtud de la obligación del acuerdo de capacidad, las situaciones de tensión en el sistema se definen como cualquier período de liquidación de media hora en el que se experimenta regulación de la tensión o deslastre de carga controlada en cualquier punto del sistema durante quince minutos por lo menos. Los proveedores están obligados a determinar su propia respuesta en tales circunstancias y evitar incumplir los códigos o condiciones de autorización existentes. Hasta la fecha, el operador del sistema solo ha emitido dos avisos en el mercado de capacidad, el 31 de octubre de 2016 y el 7 de noviembre de 2016. En invierno (2018/2019) se iba a cumplir el primer año de funcionamiento pleno de la medida.

(81) Para garantizar que los participantes puedan gestionar adecuadamente el riesgo de exposición a sanciones, por ejemplo, el riesgo de que varias centrales cometan un fallo simultáneamente, el operador del sistema ha publicado un aviso de tensión en el sistema a través de una «advertencia del mercado de capacidad», sobre la base de la metodología establecida en las Normas relativas al Mercado de Capacidad (8.4.6) (26). A menos que se haya emitido esta advertencia, una situación de escasez no activará sanciones en el mercado de capacidad ni pagos «por el excedente».

(82) Los acuerdos de capacidad obligan a los participantes a suministrar una cantidad especificada de electricidad. La obligación de un proveedor en el momento de una situación de tensión se calcula a partir de las obligaciones que asumió a través de las subastas a cuatro años vista y un año vista, a la que se suma toda obligación negociada en el mercado secundario asumida para los períodos de liquidación específicos en que se produce una situación de tensión.

(83) En los períodos de tensión precedidos por una advertencia del mercado de capacidad con una antelación de por lo menos cuatro horas, las obligaciones de los proveedores son de «seguimiento de la carga». Esto conlleva que solo han de producir electricidad o reducir la demanda hasta el nivel total de su obligación si toda la capacidad, para la cual se han celebrado acuerdos de capacidad en el mercado, es necesaria para satisfacer la demanda. En una situación de tensión en la que solo es necesario el 70 % de dicha capacidad total para satisfacer la demanda, cada proveedor solo debe producir electricidad o reducir la demanda hasta el 70 % de su obligación de capacidad íntegra.

(84) De acuerdo con las autoridades del Reino Unido, las obligaciones de seguimiento de la carga son apropiadas para garantizar que los productores tengan incentivos para operar de manera eficiente en el mercado y son proporcionales en relación con el perjuicio causado a los consumidores por la carga perdida. Si todos los participantes estuviesen expuestos a ser sancionados por su obligación de capacidad total íntegramente siempre que hubiese tensión en el sistema, el mercado de capacidad crearía señales para que las centrales estén a pleno rendimiento incluso cuando resultase ineficiente desde el punto de vista económico para ellos hacerlo, aumentando tanto las emisiones como la factura de los consumidores.

2.6.2. Sanciones

(85) El régimen sancionador pretende ofrecer a los proveedores de capacidad incentivos para suministrar energía cuando sea necesario. Se penaliza a las unidades cuyo rendimiento sea inferior al nivel previsto, mientras que las que lo superen reciben pagos por el excedente, de tal forma que al final de año los pagos de capacidad de cada unidad reflejan en términos generales su rendimiento. El régimen sancionador consta de tres elementos principales: a) un máximo mensual de responsabilidad del 200 % de los ingresos mensuales por la capacidad de un proveedor, lo que, habida cuenta de la ponderación de los pagos mensuales de acuerdo con la demanda del sistema, puede exponer a los proveedores a una responsabilidad derivada de sanciones de hasta el 20 % de sus ingresos anuales en un solo mes; b) un máximo anual global del 100 % de los ingresos anuales; c) un tipo penalizador fijado en 1/24 de los pagos de capacidad anuales de un proveedor.

2.6.3. Régimen de pruebas

(86) El régimen sancionador se complementa con un sistema riguroso de demostraciones del rendimiento para garantizar que los proveedores de capacidad sean capaces de suministrar energía cuando sea necesario y solo reciban los pagos de capacidad si son fiables. Esto reviste especial importancia en el caso de los años de entrega sin situaciones de tensión en los que poner a prueba el rendimiento de los proveedores garantiza que estos sean físicamente capaces de suministrar conforme a sus obligaciones de capacidad.

2.7. Presupuesto, financiación de la medida y flujos de pago

(87) En el cuadro 7 se recoge un resumen del resultado de las diversas subastas del mercado de capacidad que se han celebrado desde 2014, incluidas las subastas transitorias. Cuadro 7 Resumen de los resultados de las subastas del mercado de capacidad Subasta Capacidad adquirida en la subasta GW Precio de cierre GBP/kW Presupuesto total para capacidad comprometida en subasta (27) Millones GBP T-4 2014 49,3 19,40 1 734 T-4 2015 46,4 18,00 1 082 T-4 2016 52,4 22,50 2 012 T-4 2017 50,4 8,40 500 T-1 2017 5,8 6,00 35 T-1 2019 (condicional) 3,6 0,77 3 Subasta transitoria 2016 0,8 27,50 22 Subasta transitoria 2017 0,3 45,00 14

(88) En virtud del artículo 6, apartado 1, del Reglamento relativo a la Capacidad Eléctrica (pagos de proveedores, etc.) de 2014, todos los proveedores autorizados deben abonar una tasa de proveedor del mercado de capacidad para financiar los costes del mercado de capacidad (es decir, aquellos en que se ha incurrido para financiar los pagos de capacidad a los proveedores) según el siguiente proceso: a) se realiza un perfil de los pagos en función de la demanda del sistema, de forma que los proveedores reciben un porcentaje mayor de sus pagos durante los meses de gran demanda (es decir, durante el invierno) y un porcentaje menor en los períodos de poca demanda; b) tres meses antes del inicio del año de entrega, los proveedores realizan una previsión de su demanda durante el período comprendido entre las 4 y las 7 pm de todos los días laborables desde el principio de noviembre hasta el final de febrero, y notifican estas estimaciones al organismo de liquidación; c) las tasas de proveedor se determinan sobre la base de su cuota de mercado prevista y las tasas mensuales se aplican a los proveedores autorizados para ajustar el perfil de pago con los proveedores de capacidad. Las tasas de proveedor se calculan sobre la base de la demanda entre las 4 y las 7 pm de los días laborables de invierno para incentivar a los proveedores a que reduzcan la demanda de electricidad de sus clientes en los momentos en que la demanda es habitualmente más alta. Así se debería reducir la cantidad de capacidad necesaria, reduciendo por tanto el coste del mercado de capacidad; d) las tasas de proveedor se actualizan para reflejar los datos reales relativos a la cuota de mercado una vez disponible conforme al proceso de conciliación del Código de Balance y Liquidación existente. Este proceso de conciliación prosigue durante catorce meses a medida que se reciben los datos sobre la demanda revisados.

(89) Todos los flujos de pago asociados al mercado de capacidad, para todos los participantes, son calculados y administrados por el organismo de liquidación, con la asistencia de un proveedor de servicios de liquidación (Elexon). El papel y las responsabilidades del organismo de liquidación y de Elexon se resumen en la sección 2.2.

(90) Los pagos de capacidad están determinados por las cantidades fijadas en el acuerdo de capacidad de cada proveedor de acuerdo con el resultado de la correspondiente subasta para cada año de entrega: los pagos de capacidad equivalen a la cantidad de capacidad que los proveedores de capacidad adjudicatarios han ofrecido en la subasta, multiplicada por el precio de adjudicación.

(91) Los fondos recibidos por el organismo de liquidación se mantienen en una cuenta del servicio bancario del Gobierno sin intereses. El organismo de liquidación es, asimismo, responsable de la recaudación, custodia y, en su caso, devolución de cualquier garantía constituida por los productores de nueva construcción o proveedores de gestión de la demanda como parte del proceso de precualificación antes de cada subasta de capacidad.

(92) Los principales flujos financieros con destino y origen en el organismo de liquidación son los siguientes: a) Los proveedores están obligados a pagar mensualmente al organismo de liquidación las denominadas «tasas del organismo de liquidación» a partir del ejercicio 2015/2016. La «tasa del organismo de liquidación» cubre los gastos administrativos de mantener la función de liquidación del mercado de capacidad soportados por el organismo de liquidación (y su agente). La recaudación de estos pagos se produce según el año fiscal del Reino Unido, que transcurre entre abril y marzo, por lo que sigue un calendario distinto al de otros flujos de pago del mercado de capacidad, que se rige por el año de capacidad que va de octubre a septiembre; b) Los proveedores están obligados a aportar una cobertura crediticia antes del comienzo de cada mes del año de entrega. Esta cobertura debe ascender al 110 % de su tasa mensual de proveedor y tiene la finalidad de garantizar que los flujos de pago hacia el proveedor de capacidad pueden seguir efectuándose en caso de incumplimiento de un proveedor. c) Los proveedores están obligados a pagar una «tasa mensual de proveedor» al organismo de liquidación a más tardar veinticuatro días hábiles después del fin de cada mes del año de entrega. La tasa mensual de proveedor es una obligación sobre los proveedores (a través de una condición incluida en su autorización de suministro) para financiar el mercado de capacidad. d) En caso de que durante el año de entrega los proveedores de capacidad no alcancen el rendimiento exigido por sus obligaciones de capacidad en una situación de tensión, estos están obligados a pagar al organismo de liquidación una «tasa de penalización». Dicha tasa debe pagarse a más tardar veinticuatro días hábiles después del fin del mes. e) El organismo de liquidación paga a los proveedores un «pago de capacidad». Se trata de un importe calculado de acuerdo con su obligación de capacidad (la cantidad establecida en la subasta de capacidad) en el plazo de veintinueve días después del fin de cada mes del año de entrega. Todos los pagos en favor de los proveedores se financian a través de los ingresos procedentes de las tasas aplicadas a los proveedores autorizados. En caso de que un proveedor de capacidad no haya pagado su tasa de penalización, el pago del proveedor se retiene hasta que se haya recuperado la tasa de penalización correspondiente. Los pagos efectivos en favor de los proveedores tienen en cuenta cualquier negociación de obligaciones que se haya producido entre la subasta y el período de entrega. f) En caso de que los proveedores de capacidad suministren más capacidad de la contemplada en sus obligaciones durante una situación de tensión que se produzca en el año de entrega, el organismo de liquidación abona un «pago por el excedente». Los pagos por el excedente adeudados a cada proveedor de capacidad se calculan al final del año de capacidad y se abonan utilizando los fondos recaudados en concepto de sanciones a lo largo del año. Ello no incrementa el nivel global de pagos de capacidad en un año dado, ya que los pagos por el excedente compensan las sanciones recaudadas por la no entrega. g) Si procede, el organismo de liquidación devuelve a los proveedores un «importe residual de las sanciones en favor del proveedor». Se trata de los ingresos restantes después de abonar al tipo correspondiente los pagos por el excedente acumulados a lo largo del año.

2.8. Adecuación de la producción en Gran Bretaña

2.8.1. El mercado de la electricidad en Gran Bretaña

(93) El 1 de abril de 2005, el Reino Unido introdujo en Gran Bretaña un conjunto único de disposiciones para la negociación y el transporte de la electricidad al por mayor denominado BETTA (British Electricity Trading and Transmission Arrangements). El BETTA se basa en la negociación bilateral entre productores, proveedores, clientes y comerciantes y los participantes siguen el modelo de autodespacho en lugar del de despacho centralizado.

(94) Al amparo del BETTA, los contratos de electricidad se acuerdan en los mercados a plazo y de futuros desde varios años hasta veinticuatro horas antes de un período de entrega semihorario dado. Las bolsas de la energía a corto plazo y los mediadores del mercado eléctrico brindan a los participantes la oportunidad de ajustar sus posiciones contractuales de una a veinticuatro horas antes de la entrega. Todos los acuerdos son bilaterales y se liquidan al precio registrado en la bolsa de la energía o acordado bilateralmente o a través de un mediador.

(95) De acuerdo con el BETTA, el precio de la electricidad al por mayor recompensa a los productores por su electricidad y su capacidad, y los inversores tienen que decidir si invertir en función de sus expectativas de recuperar los costes de dicha inversión a través de la venta de electricidad en el mercado mayorista de electricidad.

(96) En un momento próximo a la entrega, existe un mecanismo de balance a través del cual el operador del sistema acepta ofertas y demandas de electricidad prácticamente en tiempo real. Ello permite que el operador del sistema equilibre la oferta y la demanda. En el momento del cierre, una hora antes de cada período de entrega semihorario, los productores deben informar al operador del sistema de la energía que deben suministrar por contrato y la producción prevista de cada central. Los proveedores (minoristas) deben declarar la cantidad que han contratado comprar, que debería corresponderse con la cantidad que consumirán sus clientes según las previsiones. Por último, un proceso de liquidación de desvíos efectúa y recibe pagos de los participantes del mercado cuyas posiciones contractuales no se ajustan a su producción o consumo de electricidad medidos efectivamente. Asimismo, liquida otros costes de balance del sistema. Los participantes se enfrentan a un precio de «cash-out» relativamente punitivo si sus posiciones contractuales no se ajustan a su consumo o producción real. Por consiguiente, la liquidación de desvíos o precio de cash-out incentiva que los participantes ayuden a equilibrar el sistema en tiempo real.

(97) A finales de diciembre de 2017, el Reino Unido disponía de una capacidad total de producción de electricidad de 81,3 GW. Por otro lado, el Reino Unido cuenta con cuatro interconectores que permiten el intercambio con Europa: Inglaterra-Francia (2 GW de capacidad), Inglaterra-Países Bajos (1 GW), Irlanda del Norte-Irlanda (0,6 GW) y Gales-Irlanda (0,5 GW) (28). El interconector NEMO entre Inglaterra y Bélgica (1 GW) entró en servicio el 31 de enero de 2019.

2.8.2. Problemas de adecuación de la producción

(98) La norma de fiabilidad se expresa en términos de expectativa de pérdida de carga. Esto pasa por establecer una norma, en la que se fija la media del número de horas al año en que se espera que la oferta no cubra la demanda en un año típico. La expectativa de pérdida de carga representa el número de horas al año en que, a largo plazo, se prevé estadísticamente que la oferta no satisfaga la demanda. Se trata de un enfoque probabilístico, es decir, la cantidad real variará en función de las circunstancias de un año concreto, por ejemplo, las temperaturas alcanzadas en invierno; si un número inusualmente grande de centrales eléctricas no funcionan en una ocasión en concreto; la producción de energía eólica en situación de máxima demanda; y todos los demás factores que afectan al balance de la oferta y la demanda de electricidad. No obstante, conviene señalar a la hora de interpretar este parámetro que determinado nivel de pérdida de carga no equivale a la misma cantidad de apagones; en la mayoría de casos, la pérdida de carga se gestionaría sin efectos significativos para los consumidores. El nivel crítico establecido por el Reino Unido es una expectativa de pérdida de carga superior a las tres horas.

(99) En la notificación, el Gobierno señaló que, independientemente del enfoque de modelización elegido, resulta muy difícil predecir con total confianza las futuras perspectivas de la seguridad del suministro de electricidad dada la sensibilidad de las hipótesis fundamentales, como por ejemplo la demanda de electricidad, las decisiones de retirada, la nueva construcción, la contribución de la interconexión y los factores de disponibilidad de las distintas tecnologías.

(100) En el momento de la notificación de la medida en 2014, el Reino Unido indicó que en la evaluación de la capacidad de electricidad realizada por la OFGEM en 2013 se demostraba que las expectativas de pérdida de carga aumentaban hasta las nueve horas en 2015/2016 (aunque señalaba que apenas había impacto en el caso de la alta disponibilidad de la producción convencional) y después se recuperaban antes de aumentar nuevamente en 2018/2019. En ese momento, el Reino Unido consideró que la horquilla de escenarios demostraba la incertidumbre, con la parte superior de la horquilla por encima de las tres horas en 2018/2019, lo que, a su juicio, constituía un argumento a favor de la intervención. El escenario de referencia de la OFGEM asumía 0,75 GW de exportaciones netas en la estación invernal. Gráfico 4 Expectativa de pérdida de carga y norma de fiabilidad aportadas por el Reino Unido en su notificación de 2014 Fuente: OFGEM, análisis del DECC.

(101) Asimismo, el Reino Unido informó de que el Departamento de Energía y Cambio Climático del Reino Unido (DECC) también había llevado a cabo simulaciones de la inversión en producción hasta 2030. El escenario de base del DECC sin un mercado de capacidad presentaba una tendencia similar a la del análisis de la OFGEM hasta 2016/2017. Después de 2016/2017, el escenario de base del DECC registraba una tendencia a la baja en los márgenes de capacidad que se mantenía hasta principios de la década de 2020. La modelización del DECC asumía la puesta a disposición de 2,9 GW adicionales de interconexión en 2030, así como que los interconectores, en cifras netas (es decir, tomando toda la capacidad de interconexión en conjunto), ni importaban ni exportaban en condiciones de máxima demanda. Gráfico 5 Estimaciones a largo plazo de los márgenes de capacidad reducida aportadas por el Reino Unido en su notificación de 2014 Fuente: OFGEM 2013, análisis del DECC de 2013.

(102) El Reino Unido estima que el análisis realizado por el Gobierno del Reino Unido, así como un análisis independiente aportado por National Grid, demuestran la necesidad permanente del mercado de capacidad para garantizar el cumplimiento de la norma de fiabilidad de expectativa de pérdida de carga de tres horas. Cuando se excluye el mercado de capacidad de la modelización, es probable que la norma de fiabilidad se incumpla en todos los años incluidos en la modelización.

(103) NG elabora un caso de base quinquenal de cara a la reforma del mercado de la electricidad como parte de los escenarios energéticos futuros (29) a fin de valorar la capacidad que ha de obtenerse en las subastas del mercado de capacidad. En diciembre de 2018, NG estableció un conjunto revisado de supuestos para evaluar el posible impacto de la ausencia de mercado de capacidad en el Reino Unido sobre el caso de base. La valoración de NG es que la expectativa de pérdida de carga oscilaría entre las tres y las siete horas entre 2019/2020 y 2023/2024 sin el mercado de capacidad.

(104) El Departamento de Empresa, Energía y Estrategia Industrial del Reino Unido (BEIS) llevó a cabo un análisis independiente del de National Grid, utilizando las recomendaciones más recientes del informe sobre la capacidad de electricidad de National Grid (ECR2018) junto con los conocimientos comerciales del BEIS y la evaluación de este de la economía de las centrales. En este análisis se concluye que la expectativa de pérdida de carga prevista incumple la norma de fiabilidad de una expectativa de pérdida de carga de tres horas todos los años hasta 2030 (expectativa de pérdida de carga de entre tres y 345 horas entre 2019/2020 y 2029/2030).

2.8.3. Las razones que explican los problemas de adecuación de la producción

(105) El Reino Unido sostiene que el problema de adecuación de la producción descrito en la sección anterior obedece a dos fallos de mercado principalmente:

(106) El primer fallo de mercado es que la fiabilidad es un bien público. Los clientes no pueden elegir el nivel de fiabilidad que desean, ya que el operador del sistema no puede desconectarlos de manera selectiva y los consumidores no responden a cambios en tiempo real en el precio mayorista. Por consiguiente, cabe esperar que los proveedores de capacidad no ofrezcan el nivel de fiabilidad óptimo desde el punto de vista social en ausencia de intervención. Esto también podría generar grandes costes para la sociedad como consecuencia de contar con un suministro de electricidad poco fiable, costes que serían externos de no aplicarse a los productores.

(107) El segundo fallo de mercado es el «missing money problem», es decir, el problema de la falta de inversiones. El concepto ha sido identificado y descrito en la literatura académica y afecta a los mercados únicamente de energía (30). En teoría, la incapacidad de los consumidores para seleccionar el nivel de fiabilidad que desean podría resolverse en un mercado únicamente de energía permitiendo que los precios alcancen un nivel que refleje el valor medio de la carga perdida, es decir, el precio que los consumidores ya no estarían dispuestos a pagar por la energía y permitiendo que los productores recibiesen una renta de escasez. Sin embargo, en la práctica un mercado únicamente de energía podría no enviar las señales de mercado correctas para garantizar una seguridad del suministro óptima y para permitir que los inversores obtengan financiación destinada a proyectos de construcción de nueva capacidad. Esto implica que los ingresos del mercado de la energía por sí solos podrían no atraer inversiones suficientes en capacidad a causa del «missing money». Las razones por las que esta situación podría producirse son dobles: a) incapacidad de los precios para reflejar la escasez: los actuales precios de la energía al por mayor no aumentan lo suficiente para reflejar el valor de la capacidad adicional en situaciones de escasez. Esto se debe a que las tasas aplicadas a los productores en situación de desvío en el mecanismo de balance (cash-out) no reflejan el coste total de las acciones de balance adoptadas por el operador del sistema (como por ejemplo reducir la tensión). b) ausencia de seguridad de que los precios aumentarán, incluso aunque puedan: en las situaciones en que los precios al por mayor del mercado de la energía deberían alcanzar niveles elevados, los inversores se muestran preocupados por que el Gobierno/regulador del mercado responda a lo que percibe como un abuso del poder de mercado, por ejemplo, con la introducción de un límite de precios. También les preocupa que los precios sencillamente no aumenten, por ejemplo, si el rendimiento de la capacidad eólica es mejor de lo previsto, reduciendo las oportunidades de utilización de capacidades despachables más caras.

(108) El Reino Unido sostiene que el «missing money» no es un problema teórico. Tradicionalmente, los precios de cash-out de Gran Bretaña no habían excedido de 938 GBP/MWh. El Reino Unido señala que los datos que se desprenden de situaciones de escasez recientes en el mercado de Gran Bretaña también indican que los precios no han aumentado tanto como cabía esperar. El Gobierno del Reino Unido y la OFGEM encargaron un estudio independiente para estimar el valor de la carga perdida, cuya conclusión fue que el valor medio para los consumidores de prevenir desconexiones en momentos de carga máxima en el sistema asciende a cerca de 17 000 GBP/MWh (31).

(109) El Reino Unido afirma que los fallos de mercado se ven agravados a corto y medio plazo por los planes de cierre muy próximos de la capacidad existente: de acuerdo con el escenario central de NG, si los ingresos del mercado de capacidad dejasen de estar disponibles, hasta 8 GW de las centrales de carbón y gas disponibles en 2018/2019 podrían cerrar en 2019/2020.

2.8.4. Medidas adicionales para garantizar la adecuación de la producción

(110) Además de la medida notificada, el Reino Unido adoptó y sigue adoptando una batería de medidas en el mercado de la electricidad de Gran Bretaña que podrían ayudar a subsanar los fallos de mercado enumerados en la sección anterior. A continuación se recogen las tres iniciativas principales de la notificación del Reino Unido.

(111) La primera medida citada por el Reino Unido estaba destinada a reducir las necesidades globales de electricidad y aumentar la capacidad de respuesta de la demanda de los consumidores. El Reino Unido indicó que estaba tomando medidas para reducir las necesidades globales de electricidad, por ejemplo, a través de los programas Green Deal y Energy Company Obligation. Asimismo, el Reino Unido trata de encontrar oportunidades para promover reducciones duraderas de la demanda («reducción de la demanda de electricidad» según la terminología acuñada por el Gobierno) y reducciones a corto plazo de la demanda como la nivelación/desplazamiento de cargas punta (que el Gobierno denomina «gestión de la demanda»). Concretamente, el Reino Unido se ha comprometido a garantizar que todos los hogares y pequeñas empresas del país dispongan de un contador inteligente a finales de 2020 a más tardar (32). Los contadores inteligentes permiten la utilización de tarifas según discriminación horaria, que ofrecen precios más baratos por la energía en el horario fuera de horas punta. A principios de 2017, Green Energy introdujo en el Reino las primeras tarifas estáticas según discriminación horaria, ofreciendo a sus clientes con contador inteligente un precio mucho más barato por la electricidad durante el período nocturno de los días laborables. No obstante, esto no refleja los costes mayoristas reales que permitirían a los consumidores responder en tiempo real (33). Más aun, tras los trabajos previos y una convocatoria de datos, en julio de 2017 el Gobierno del Reino Unido y la OFGEM publicaron conjuntamente un Plan sobre sistemas inteligentes y flexibilidad (34). En este Plan se esbozan los principios sobre los que se asienta el enfoque del Reino Unido para propiciar la transición a un sistema inteligente y flexible, seguidos de veintinueve acciones destinadas al Gobierno, la OFGEM o la industria.

(112) La segunda medida es la reforma de las disposiciones de cash-out. Los precios de desvío o de cash-out ofrecen a los participantes en el mercado incentivos para que garanticen que los volúmenes de electricidad que venden o consumen se ajustan a los volúmenes que han contratado vender o consumir. El Reino Unido sostiene que una reforma del funcionamiento del mercado ayuda a garantizar la seguridad del suministro.

(113) La OFGEM puso en marcha la Electricity Balancing Significant Code Review (EBSCR) en 2012 (35) para abordar varias preocupaciones antiguas sobre los factores que han moderado los precios de cash-out. La OFGEM adoptó y publicó su decisión política definitiva en mayo de 2014 (36). Las reformas que se han introducido en las disposiciones de cash-out son las siguientes: a) Los precios de cash-out se han hecho «marginales» calculándolos, utilizando la acción más cara que el operador del sistema efectúa para equilibrar el sistema. Su introducción fue progresiva y el primer paso fue que los precios se calcularían utilizando una media de los 50 MWh más caros de las acciones del operador del sistema (en lugar de 500 MWh) a partir de noviembre de 2015. Desde noviembre de 2018, los precios se calculan utilizando el 1 MWh más caro. b) En los cálculos del precio de cash-out se ha incluido un coste por las desconexiones y la reducción de la tensión sobre la base del valor de carga perdida para los consumidores. Este coste se introdujo progresivamente, comenzando a partir de 3 000 GBP/MWh desde noviembre de 2015 y a partir de 6 000 GBP/MWh desde noviembre de 2018. c) Se ha mejorado la forma de fijar el precio de los costes de reserva reflejando el valor que la reserva aporta a los consumidores en situaciones de tensión en el sistema. Para ello, se ha introducido una función de precios de escasez de la reserva que fija el precio de la reserva cuando se utiliza sobre la base de la escasez que impera en el sistema (37). d) Se han introducido cambios en favor de un precio de cash-out único para cada período de liquidación a fin de simplificar los trámites y reducir los costes de desvío, en particular para las partes más pequeñas.

(114) La OFGEM ha publicado una revisión de la primera fase de la EBSCR (38). Desde la aplicación de la primera fase, el precio de desvío (precio de cash-out) medio ha disminuido. Actualmente, la mayoría de los precios de desvío se sitúan en la horquilla de 20-30 GBP/MWh, en lugar de las 30-40GBP/MWh observadas previamente. No obstante, el precio de desvío ha ganado volatilidad. El precio máximo durante los dos años previos a la reforma ascendía a 429,10 GBP/MWh, mientras que después de esta se situó en 1 528,72/MWh.

(115) El Gobierno del Reino Unido considera que el mercado de capacidad y la reforma del cash-out desempeñan funciones distintas pero complementarias en el intento de garantizar la seguridad del suministro de electricidad. Es mejor continuar con el mercado de capacidad, además de apoyar la reforma de las disposiciones de cash-out, en lugar de confiar simplemente en la reforma del cash-out por las siguientes razones: a) aunque la reforma del cash-out debería reforzar los incentivos para la inversión en el mercado de la energía a largo plazo, se espera que tenga un impacto más limitado en los niveles globales de inversión a corto y medio plazo (39). La explicación es que los productores venden prácticamente toda su energía en los mercados a plazo. No obstante, con el tiempo, la reforma del cash-out hará que los precios en los mercados a plazo aumenten a medida que los productores explotan las oportunidades de arbitraje entre los mercados a plazo y el precio en el mecanismo de balance; b) la reforma del cash-out no puede abordar el incremento del riesgo de invertir en capacidad térmica a medida que el sector de la electricidad se descarboniza: la capacidad térmica ejercerá cada vez más de reserva en caso de necesidad y tendrá que recuperar sus costes fijos consiguiendo precios elevados en las pocas ocasiones en que haya escasez y los precios se disparen; c) en la práctica, las inversiones podrían depender de un mercado líquido para la negociación de «opciones de fiabilidad» en torno a un precio en tiempo real, por las cuales los proveedores pagan a los productores un precio fijo a cambio de la opción de comprar energía a un precio de ejercicio. Es improbable que esta situación se dé con la reforma de la OFGEM de las disposiciones de cash-out, ya que el mercado, incluso después de las actuales reformas del cash-out, sigue siendo un cuasimercado en el que el cash-out se determina mediante procedimientos administrativos complejos, aunque podría desarrollarse si se introduce un mercado de la electricidad de balance que actúe como un mercado de referencia sólido para la negociación de opciones (40); d) es incierto si los inversores confiarán en que cualquier disposición nueva se mantenga. La explicación es que cuando se permite que los precios alcancen niveles elevados, al regulador le resulta cada vez más difícil valorar si unos precios muy elevados son señal de que el mercado funciona de manera eficiente o es especulación. Esto implica que los productores podrían ser reacios a ofrecer energía a un precio elevado (por miedo a investigaciones sobre abuso de mercado) o que podrían esperar una intervención pública en el futuro para mitigar subidas de precios más frecuentes; e) en caso de que se introduzcan las reformas del cash-out y estas funcionen para resolver los fallos de mercado, unos precios de cash-out más pronunciados tienen el potencial de reducir el coste de contratar capacidad a través del mercado de capacidad, de forma que el precio pagado por la electricidad debería caer a cero en la subasta; f) aunque la reforma del cash-out, una vez completada, podría suponer una subida de precios en situaciones de escasez, el nivel inherentemente elevado de incertidumbre respecto a las situaciones de escasez hace que depender exclusivamente de que las rentas de escasez sean elevadas suponga una estrategia arriesgada para los inversores en proyectos de nueva construcción de grandes dimensiones. El mercado de capacidad ofrece un pago estable y periódico durante quince años como máximo en el caso de los proyectos de nueva construcción, lo que reduce el riesgo para los inversores y promueve la inversión en capacidad nueva y existente.

(116) La tercera medida citada por el Reino Unido es la realización del mercado interior de la energía y el respaldo a niveles de interconexión mayores. El Reino Unido ha incorporado el tercer paquete energético a la legislación nacional y manifestó que estaba contribuyendo al desarrollo de códigos de red. En particular, los códigos de red de la UE relativos al mercado, que armonizan los marcos temporales en que se asigna e intercambia la capacidad, introducirán un conjunto normalizado de normas de mercado en toda Europa y fomentarán la puesta en marcha de un mercado de la energía paneuropeo competitivo. El Reino Unido sostiene que estos cambios podrían mejorar los argumentos a favor de invertir en interconectores a través de una utilización más eficiente de los activos. Asimismo, señala que en Gran Bretaña el nivel de interconexión ha aumentado, pasando del 4 % en 2014 al 6 % de la capacidad total instalada en 2019, especialmente desde la entrada en servicio del interconector NEMO el 31 de enero de 2019, y que es posible que alcance el 9 % en 2021 (41).

(117) El Reino Unido también informó de que participaba activamente en el proceso de la UE para identificar proyectos transfronterizos prioritarios cada dos años, tal como se establece en el Reglamento RTE-E. Estos proyectos prioritarios recibieron la condición de «proyecto de interés común» (PIC), lo que les permite beneficiarse de procedimientos urbanísticos y de autorización potencialmente más rápidos, posibles incentivos regulatorios, y un posible acceso al apoyo financiero del Mecanismo «Conectar Europa».

(118) El proyecto de la OFGEM Integrated Transmission Planning and Regulation (ITPR) finalizó en 2015 (42). Estableció el proceso de evaluación de opciones de red y la publicación de informes anuales al respecto. El análisis del operador del sistema ofrece información mejorada a los desarrolladores de interconectores, incluidas las ubicaciones en que resulta más fácil alojar la nueva capacidad de interconexión. El nuevo papel también incluye el estudio de propuestas de interconectores específicas y facilitar a la OFGEM evaluaciones de sus repercusiones.

2.9. Duración

(119) La Ley de Energía de 2013 no contempla una fecha para el fin del mercado de capacidad. No obstante, la autorización de la ayuda estatal es válida por un período de diez años (43) a contar desde la fecha de la primera aplicación de la medida en 2014 (44).

2.10. Razones para incoar el procedimiento

(120) Aunque las autoridades del Reino Unido notificaron el mercado de capacidad antes de su entrada en vigor, la Decisión de 2014 por la que se autorizaba el régimen fue anulada por el Tribunal General. A la luz de la sentencia del Tribunal General por la que se anula la Decisión de 2014, la aplicación de la ayuda en cuestión hasta la sentencia del Tribunal General debe considerarse ilegal (45).

(121) De conformidad con la Comunicación de la Comisión sobre la determinación de las normas aplicables a la evaluación de las ayudas estatales ilegales (46), la Comisión ha examinado la compatibilidad de la medida con el mercado interior, entre diciembre de 2014 y noviembre de 2018 y de cara al futuro, sobre la base de las condiciones establecidas en la sección 3.9 de las Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía (en lo sucesivo, «las Directrices») (47), que fijan condiciones específicas para las ayudas destinadas a la adecuación de la producción y se aplican desde el 1 de julio de 2014.

(122) El procedimiento de adopción de una nueva decisión puede así reanudarse en el punto exacto en el que se produjo la ilegalidad (48).

(123) A la luz de las conclusiones de la sentencia del Tribunal General de que la Comisión debería haber albergado dudas en cuanto a la compatibilidad de determinados aspectos de la medida con el mercado interior, la Comisión decidió iniciar el procedimiento de investigación formal.

(124) Sobre la base de la información disponible y los elementos descritos en la Decisión de incoación, la Comisión trató de obtener aclaraciones y solicitó observaciones sobre las siguientes cuestiones en particular: a) idoneidad de la medida: (1) si la medida era suficientemente abierta a todos los proveedores de capacidad pertinentes, en particular los proveedores de gestión de la demanda, como consecuencia de las diferencias en la duración aplicable de los contratos, la garantía limitada por el volumen en la subasta T-1 y el nivel mínimo de participación; (2) si la participación de la capacidad interconectada debería seguir estando limitada mediante el uso de un modelo liderado por interconectores. b) proporcionalidad de la medida: (1) si la medida era proporcional habida cuenta de las posibles diferencias discriminatorias en el tratamiento de los operadores de gestión de la demanda en comparación con los productores materializado en la duración de los contratos; (2) si el método de recuperación de costes no incentivaba a los consumidores suficientemente para que redujesen su consumo durante picos de demanda y, por tanto, no minimizaba el importe total de la ayuda. c) prevención de los efectos negativos sobre la competencia y el comercio: (1) si la medida prevenía tales efectos puesto que los contratos de larga duración estaban reservados para las unidades de producción, limitando la abertura de la medida, y teniendo en cuenta que la participación directa de capacidad extranjera no se permitía actualmente en el mecanismo de capacidad de Gran Bretaña.

3. OBSERVACIONES DE LAS PARTES INTERESADAS

(125) En la presente sección se resumen las observaciones recibidas por la Comisión durante el período de consulta de 35 partes interesadas, en particular de partes interesadas activas en el sector de la energía (como por ejemplo empresas activas en la producción convencional, interconectores, operadores de gestión de la demanda y producción de energías renovables, así como asociaciones empresariales y organizaciones no gubernamentales), Ofgem y National Grid.

3.1. Objetivo de interés común y necesidad de la medida

(126) Aunque la Comisión no trató explícitamente en la Decisión de incoación la cuestión del objetivo común o de la necesidad de la medida, algunos interesados presentaron observaciones específicas sobre dichos aspectos. La mayoría de ellos estaban a favor del objetivo y la necesidad de la medida. Algunos sencillamente compartían la conclusión preliminar de la Comisión en la Decisión de incoación, mientras que otros: a) citaban análisis realizados por la REGRT de Electricidad, el Gobierno del Reino Unido, National Grid y terceros que demuestran que, sin el mercado de capacidad, se incumpliría la norma de fiabilidad del Reino Unido; b) afirmaban que incluso a la luz de novedades recientes en el mercado de la energía (por ejemplo, la introducción de contadores inteligentes), el mercado de capacidad seguía siendo necesario; o c) explicaban que el mercado de capacidad proporcionaba una señal importante que apoyaba la inversión en nuevas capacidades y el mantenimiento de la capacidad existente.

(127) Por lo que respecta al papel y el potencial de la gestión de la demanda, algunas partes interesadas señalaron el volumen creciente de gestión de la demanda que participaba en las subastas como prueba de que el mercado de capacidad se había diseñado adecuadamente y como prueba de la ausencia de barreras para la gestión de la demanda. Asimismo, varias partes interesadas destacaron el valor del papel desempeñado por las subastas transitorias para fomentar el crecimiento de la demanda, máxime cuando se cerraban con precios más altos y no estaban abiertas a otros proveedores de capacidad.

(128) Otras partes interesadas cuestionaron la necesidad del mercado de capacidad alegando lo siguiente: a) el mercado del Reino Unido tendría un exceso de oferta. Las observaciones señalaban el enfoque prudente adoptado por National Grid para predec