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El reto de rediseñar el mercado eléctrico

Electricidad y el mercado con la crisis del COVID-19La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) ha planteado en un webinar de la serie “Diálogos solares desde casa”, el tema de si ha llegado la hora de reformar el mercado eléctrico marginalista. El encuentro, moderado por la colaboradora de Caloryfrio.com, Concha Raso, ha contado con la presencia de Arancha Martínez, presidenta de UNEF, Natalia Fabra, catedrática de economía en la Universidad Carlos III de Madrid y de David Robinson, consultor en microeconomía y miembro de Robinson & Asociados.

Natalia Fabra ha puesto de manifiesto que la crisis del COVID-19 está ralentizando la economía y supone una fuerte reducción en la demanda de electricidad y ello, unido a las condiciones meteorológicas de los últimos meses, ha provocado una significativa reducción de los precios del mercado eléctrico español. Y ha señalado que, en su opinión, no existe ninguna tecnología en el mercado español ni en ningún otro mercado eléctrico cuyos costes medios puedan ser cubiertos por este precio medio de mercado tan reducido.

Y, en este sentido, ha apuntado que ello no quiere decir que las tecnologías no sean competitivas ni que haya que prescindir de ellas, sino que esta situación coyuntural está poniendo de manifiesto que ya no será tan puntual cuando se profundice, en unos años, con la penetración de las renovables en el mix de generación eléctrica. Así pues, a su entender, se está poniendo de manifiesto la inadecuación del mercado eléctrico para retribuir de forma adecuada a todas las tecnologías que concurren en el suministro eléctrico. Una circunstancia que ya se hizo patente – ha rememorado – en 2005.

Así pues, ha argumentado que se trata de un mercado inadecuado porque genera problemas retributivos, tanto en un sentido positivo como negativo. Desde el punto de vista de la economía, ha razonado, la inadecuación del mercado eléctrico como se conoce actualmente a la hora de determinar retribuciones adecuadas tiene que ver con el coste marginal del sistema en contraste con los costes medios de las diferentes tecnologías. Las distintas tecnologías, debido a que sus estructuras de coste son diversas, tienen costes medios muy distintos y, por lo tanto – ha dicho – no se puede pretender que un mismo precio sea el adecuado para retribuirles. Y este es un hecho que, bajo su punto de vista, queda particularmente patente en el caso de las energías renovables porque sus estructuras de costes implican unos costes de inversión y, por tanto, fijos muy elevados; unos costes marginales muy cercanos a cero y, en consecuencia, el coste medio siempre queda, por construcción, por encima de sus propios costes marginales.

Así, a medida que las energías renovables vayan aumentado su peso en el mercado eléctrico será mayor el número de horas en que las renovables serán las marginales y si hay competencia entre ellas el precio del mercado caerá de manera significativa, por debajo de sus costes medios, y por lo tanto sea posible encontrarse con situaciones como la que estamos viviendo en estos momentos, en las que los precios del mercado quedan por debajo de los costes medios. Y este es un problema que también afecta, ha añadido, a las energías nucleares por su inflexibilidad, ya que operan en base y van a recibir ese precio medio del mercado, que irá cayendo a medida que abunden las energías renovables. Y, además, - ha explicado – este mercado tampoco es adecuado para las tecnologías térmicas, de ciclos combinados, bien porque sean competitivas y marquen precios iguales a sus costes marginales y, por tanto, no recuperen tampoco sus costes medios, o bien porque estas tecnologías sean capaces de ejercer poder en el mercado en situaciones de escasez, ostentando posiciones dominantes y cobrando a precios de escasez, dado que su tecnología será absolutamente necesaria para la garantía del suministro del sistema.

En ese contexto cobrarán precios elevados que les permitirán, en el mejor de los casos, cubrir sus costes medios. El mecanismo de precios de escasez, en palabras de Natalia Fabra, tampoco es un medio adecuado para retribuir a las tecnologías de ciclos combinados, aunque entiende que continuarán siendo necesarias para mantener la garantía de suministro del sistema eléctrico.

Se está, pues, ante un sistema retributivo basado en los precios de un mercado que se establecen en función del coste marginal de la tecnología más cara que se necesita para cubrir la demanda y ese coste marginal no es adecuado para cubrir los costes medios. Es por ello que esta experta considera que, efectivamente, es el momento de repensar el mercado eléctrico. 

Un modelo no factible

David Robinson, por su parte, tras comentar estar de acuerdo en muchos sentidos con Natalia Fabra en relación al mercado actual, ha señalado que consideraba pertinente abordar el tema desde la trayectoria de los objetivos de la política energética, así como del papel de la liberalización, vinculados a la seguridad y suministro, sostenibilidad del sistema y eficiencia o coste razonable. En un principio, ha explicado, la liberalización tenía como fin intentar mejorar la eficiencia del sistema y reflejar las preferencias de los consumidores y un aspecto que la definía era que pretendía pasar los riesgos de la inversión a los inversores, ya que hasta entonces eran los gobiernos quienes tomaban casi todas las decisiones en relación a la inversión y, en el caso de riesgo o errores, los costes derivados podían ser traspasados a los consumidores.

En cualquier caso e independientemente de si la fórmula ha funcionado en positivo o en negativo, este experto ha constatado que actualmente el modelo no es factible y que no está preparado para el futuro porque fue diseñado con las tecnologías del pasado, en el que la energía tenía un coste marginal positivo y en el que se podía, en un principio, recuperar la inversión a través del precio de mercado. Así pues, este ponente cree que con el cambio hacia una tecnología con costes marginales de casi cero o cero y sobre todo de costes fijos y un modelo que depende de precios marginales para recuperar los costes ni va a ser factible para los inversores en renovables ni para inversores en recursos energéticos, ya que tienen un coste marginal importante, y que pueden no estar capacitados para recuperar los costes fijos.

En este sentido, ha considerado que la cuestión es qué diseño de mercado hay que introducir teniendo en cuenta que, por una parte, se está tratando con sistemas de energías renovables – solar fotovoltaicas y eólicas – que son intermitentes y requieren flexibilidad del sistema y que, otra parte, se parte de un sistema mucho más descentralizado y con más operadores, de modo que se introduce una incertidumbre que hasta ahora no existía en la distribución.

El nuevo modelo que se cree, además, deberá asegurar que los consumidores no solo se beneficien del mercado sino que sus preferencias se reflejen en cómo ese mercado funciona. Es por ello que, ha razonado, ni los gobiernos ni las empresas deberían decidir cuál es el mix ni el nivel de seguridad de suministro sin tener en cuenta las preferencias de los consumidores.

Una retribución adecuada

En cuanto a qué modelo promueve cada uno de los ponentes y cómo éste facilitaría el desarrollo de las renovables, Natalia Fabra ha solicitado hacer una distinción entre modelo retributivo para nuevas inversiones, para las existentes y para las que se pusieron en marcha antes de la ley de 1997. En relación a las nuevas inversiones desde hoy y hasta 2030 y más allá, ha expuesto, España deberá llevar a cabo un gran esfuerzo inversor en la incorporación de energías renovables y, por tanto, es preciso poner el énfasis en la inversión y, siendo así, es en el momento de invertir cuando hay que hacer competir a las tecnologías para acceder al mercado porque es en ese momento en el que las renovables se están jugando la eficiencia porque, una vez estas inversiones se han llevado a cabo, la producción de esas tecnologías será exógena y vendrá determinada básicamente por las condiciones atmosféricas.

Así, en el momento de las inversiones hay que seleccionar a aquellos que puedan hacerlas a menor coste, de modo que su retribución sea la adecuada, es decir, que cubra sus costes medios más una tasa normal de beneficios. Y la subasta, ha apuntado, es un mecanismo que permite poner a competir a los distintos inversores, tanto si en ellas compiten distintas tecnologías como una única tecnología, dependiendo de las circunstancias en cada caso, y en las que lo que se determine sea el precio por cada uno de los megavatios por hora que se vayan a producir durante quince o veinte años de vida. De esa manera, ha dicho, se conseguiría reducir las primas de riesgo, puesto que los inversores sabrían cuál sería su retribución y ello conllevaría una reducción en los costes de financiación y, al final, ello permitiría una mayor afluencia de competidores a esas subastas. Esos menores costes – ha rubricado – vía la competencia en subastas se acabarían trasladando a unos precios menores que, en definitiva, serían los que pagarían los consumidores. Así pues, a su parecer, se apostaría por subastas que establezcan un precio por megavatio por hora para la entrada de las nuevas centrales renovables en el sistema.

A continuación, ha abordado el ámbito de las inversiones llevadas a cabo desde 1997 hasta el momento actual para señalar que bajo su punto de vista habría que respetar la regulación vigente en el momento en el que se llevaron a cabo las inversiones y que, por tanto, a esas instalaciones, principalmente de tipo combinado, pero también de energías renovables habría que mantenerles la retribución que se determinó en su momento. Y para las centrales nucleares e hidroeléctricas, que forman parte del parque histórico de generación, – ha añadido – se podría adoptar una regulación como la que proponía el libro blanco y que acordaron las propias empresas del protocolo eléctrico, que consistía básicamente en respetar la retribución acordada en el momento de la inversión, y liquidarlo frente a los precios de este mercado eléctrico que seguiría funcionando y mediante contratos que les aseguraran una retribución adecuada y acorde a los compromisos que se establecieron en el momento de la inversión. Cree que únicamente de esa manera se logrará que se respeten legítimamente los intereses de los consumidores y la viabilidad económica de las empresas que, de este modo, serán capaces de recuperar sus costes de inversión y de funcionamiento.

Incentivos para el consumo de renovables

Seguidamente, David Robinson ha profundizado en la cuestión planteada exponiendo que existen dos mercados: un mercado para las energías firmes y flexibles, que pueden asegurar la energía, y un mercado intermitente, que es donde esencialmente operan las energías renovables. En el primero de ellos, el firme, se fijaría un precio marginal emulando al mercado original, tal y como se concebía; mientras que en el intermitente operaría con precios muy similares a los de los contratos a largo plazo con un precio fijo que reflejen el coste medio de la tecnología. Ambos tipos de tecnologías tienen distintos costes, ha puntualizado, y, en consecuencia, mezclarlos podría suponer crear un problema. No obstante, ha matizado, la idea clave es que los consumidores vean dos precios diferentes y cuenten con la opción de adquirir uno u otro, o bien una mezcla, dependiendo de su perspectiva en cuanto al coste que les supone, pero también en relación a la importancia que den a la seguridad en el suministro, que tendrían que pagar si optan por la energía firme y flexible.

El objetivo es que el consumidor tenga un incentivo para que consuma energía renovable cuando está funcionando y que esa es una flexibilidad a favor de la penetración de la energía renovable. Es una manera de que vea el atractivo de una energía renovable – cuyo precio, augura, irá bajando - en un contexto en el que el mercado firme será muy volátil y con un precio muy alto. Y, en ese sentido, ha dicho, al principio y en caso de ser preciso, el gobierno puede hacer atractivo este supuesto. Al final, este planteamiento permite crear una cadena de oferta de productos y servicios que facilitan que el consumidor sea flexible y que consuma en este mercado renovable pero, al mismo tiempo, le otorga flexibilidad para, si fuera el caso, vender al mercado firme y flexible. En definitiva, ha rubricado, se le da al consumidor mayor control sobre su mix de energía y sobre el del sistema y también sobre su seguridad y la del sistema.

Modificado por última vez enViernes, 17 Abril 2020 12:38

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