Javier Revuelta y el mercado eléctrico: Parte 2, o por qué el mercado eléctrico NO es marginalista

En la Parte 1 de esta serie de tres artículos sobre el diseño del mercado eléctrico me centré en el porqué de un diseño marginalista, en el que aparentemente ”se paga el pollo a precio de solomillo” (todos los megavatios al precio del más caro).

En esta Parte 2 cuento por qué en realidad esto no es exactamente así.

En general, debemos entender el ’mercado eléctrico’ como toda la cadena que interviene en suministrar un kilovatio hora al consumidor final, y esta va más allá del mercado mayorista o ’pool’, con toda una serie de flujos de dinero que es todo menos trivial. Igual que la compra de gasolina en el surtidor, conlleva muchos pasos intermedios y costes desde la extracción de un ’barril de Brent’. Así, cuando el famoso Pool sube a una cifra cualquiera, como 200€/MWh y más en estas últimas semanas, no es ese el precio que internalizamos y pagamos por toda la energía adquirida ese día.

Punto 1. Mercado diario y contratación bilateral

El mercado mayorista ’spot’, que gestiona OMIE, es donde se hace la compra de energía de un día para el siguiente, así como los ajustes intradiarios. Pero no toda la energía comprada y vendida pasa obligatoriamente por ahí, sino que existe la posibilidad de firmar contratos bilaterales entre un consumidor y un generador, sin que nadie más conozca el precio pagado por esa transacción. Teóricamente, se podría incluso gestionar casi toda la compraventa de energía por bilateral, con pequeños volumenes de ajuste en el mercado spot. En la práctica, en España el mercado spot mueve aproximadamente 70% de la energía, mientras que el 30% restante se vende de manera bilateral. Esta cifra incluye gran parte de la energía nuclear, una pequeña parte de la hidráulica, una parte de la eólica, y ocasionalmente de algunas tecnologías más. En general, se pueden vender a plazo y a precio fijo aquellas tecnologías cuyo coste no tiene exposición a combustibles volátiles.

En cuanto al precio, es libre y secreto, pero conceptualmente no suele alejarse de la expectativa de precio futuro medio en un periodo, puesto que ambas unidades de negocio, compradoras y vendedoras, deben justificar eficiencia económica. Entre otras cosas la contratación bilateral sirve para amortiguar precios puntualmente altos o bajos. En la coyuntura actual, todo lo comprado bilateralmente no se está pagando al spot, sino cabe suponer que al precio expectativa en el momento en que se cerró el acuerdo bilateral. Y en todo bilateral que se renueve ahora, no se acordará el precio spot sino teóricamente algo parecido al precio promedio futuro esperado para el nuevo periodo; ojo porque en la medida en que se esperan precios muy a la baja desde los actuales niveles desorbitados, el precio firmado hoy será más bajo que el spot de hoy, y probablemente más alto que el spot futuro.

En resumen, si bien los precios bilaterales y el spot marginal están relacionados en el largo plazo, toda la energía contratada de manera bilateral, que no es poca, no recibe explícitamente el spot marginal.

Punto 2. ’Mercado libre’ y ’Mercado regulado’

Existen en la regulación española dos grandes grupos de comercializadoras, las denominadas a ’mercado libre’ y las que operan en ’mercado regulado’ o ’PVPC’ (Precio Voluntario al Pequeño Consumidor, un nombre que nunca entendí… pero el nombre es lo de menos).

Las comercializadoras libres tienen total libertad para fijar los precios que ofrecen a sus consumidores, con la única obligatoriedad de incorporar los ’peajes y cargos’ (antes ’tarifas de acceso’) para pagar costes regulados, y que esos sí son los mismos para todas, tanto libres como reguladas. Pueden comprar su energía con cualquier combinación de compras de energía mayorista en el spot, compras bilaterales, compras a plazo, PPAs, o firma de cualquier cobertura de riesgo. Y lógicamente añaden un margen de comercialización para remunerar su actividad, adicionales a sus costes promedios de adquisición de energía mayorista.

Las comercializadoras reguladas, que por normativa únicamente son las de los grandes grupos empresariales (cualquiera puede constituir una comercializadora libre, pero nadie puede constituir una nueva comercializadora regulada), hacen un ’pass-through’ directo del mercado spot horario, y además tienen un margen de comercialización regulado.

Ambos tipos de comercializadora pueden firmar bilaterales y PPAs a un precio diferente al spot, para una parte de su energía, y ofrecer a sus clientes finales precios que, por tanto, no correspondan con el spot marginal. Cierto que la energía nuclear e hidráulica, con costes no relacionados con el gas ni el CO2, cabe suponer que tiendan a firmar bilaterales principalmente con la comercializadora de su grupo empresarial; pero esta ventaja competitiva para sus dueños (y los clientes de sus comercializadoras) en situaciones de precios de mercado elevados, es también una liability y una desventaja competitiva en periodos de precios bajos, teniendo en cuenta la carga impositiva que soportan.

Hay muchas casuísticas de precios que pueden ofrecer unas y otras, aparte de distinto servicio, distinta imagen, distintas fórmulas de precios por tramos, distinta exposición al spot etc. Pero en esta coyuntura tan extraña e inesperada de precios desorbitadamente altos, las comercializadoras reguladas, tradicionalmente algo más baratas (esto se puede mirar en el comparador de ofertas de la CNMC, https://comparador.cnmc.gob.es/), son las que han repercutido inevitablemente el spot altísimo, muy por encima de los precios fijos o al menos más estables de las comercializadoras libres.

Todo doméstico que hubiera optado por comercializadora regulada y a priori más barata, a cambio de mucha mayor volatilidad, resulta pagar hoy un precio mucho más elevado que quien optara por comercializadoras libres; a expensas de las acciones del gobierno encaminadas a controlar la espectacular subida del PVPC, la única tarifa doméstica que sí sufre directamente el spot marginal. Lo mismo sucede a los industriales con tarifas indexadas a pool sin coberturas de riesgo.

Las tarifas libres se deben renegociar en algún momento, porque las propias comercializadoras libres sufren precios de compra de la energía cambiantes. Pero más de la mitad de la energía doméstica no acogida al PVPC tiene contratos con comercializadoras libres que no tienen indexación directa al spot marginal. En el caso de la demanda comercial e industrial, supongo que hay mucha variedad de fórmulas de precio e indexaciones, porque no hay producción nuclear e hidráulica suficiente para ofertar precios fijos a todos los tipos de clientes. Es interesante que España es el único país europeo con una exposición directa de consumidores domésticos al mercado spot en el PVPC, motivo por el cual otros países no han sufrido las mismas repercusiones que España a pesar de un spot igualmente elevado.

El mercado minorista de la electricidad, por tanto, no es marginalista en conjunto.

Punto 3. Liquidación de las renovables antiguas (RECORE)

Casi todas las renovables que se construyeron en España antes de 2020 están acogidas hoy al RECORE (Régimen retribuitivo específico de las Renovables, Cogeneración y Residuos), excluyendo las que ya han salido de su régimen primado y las que se están construyendo con riesgo merchant (sin primas) o con PPAs.

Toda esa energía, unos 90 TWh, aproximadamente un tercio del consumo nacional, no cobran finalmente el spot, sino de hecho un precio mucho más elevado. La operativa es compleja, ya que sí cobran el spot en el momento, pero reciben a final de mes un complemento, que sale de nuestros peajes y cargos regulados, tal que la suma de pool, spot y complemento cubra una rentabilidad objetivo fijada. Lo realmente farragoso de este régimen es que al ser el ingreso por pool volátil, mientras que las primas se fijan para varios años, existe un complejo sistema de previsiones y reliquidaciones a posteriori para compensar los faltantes o sobrantes de una previsión trienal de pool. Es decir, a pool más alto, RECORE más bajo aunque con retardo, y viceversa. Un sistema que, por cierto, es razonablemente válido para periodos de baja volatilidad que permiten acertar razonablemente las previsiones trienales, pero francamente muy problemático para periodos de alta volatilidad; hoy estamos pagando cifras innecesariamente desorbitadas a unos generadores con remuneración y rentabilidad regulada, anticipándoles un ingreso que ya se les quitará a partir de 2023 y de forma muy amortiguada…¡pero es que el problema lo tenemos hoy!

Ya adelanto que, en mi opinión, urge una reforma de este mecanismo. Una buena regulación de la retribución a las renovables ’antiguas’ ayudaría enormemente a contener periodos como el actual, sin alterar el valor de la rentabilidad objetivo del RECORE.

Punto 4. Liquidación de las renovables nuevas bajo el REER

El REER (Régimen Económico de las Energías Renovables) es el nuevo marco normativo para las renovables de nueva construcción bajo las nuevas subastas optativas que han comenzado en este 2021.

Bajo este régimen, quien participe solicitando un ’precio de subasta’ de, por ejemplo, 30 €/MWh, cobrará hora a hora ese valor, más un muy pequeño incremento o decremento en función del valor horario del spot. Las diferencias con el RECORE son grandes, no solo porque las nuevas renovables tienen ingresos muy inferiores a las antiguas, sino porque la compensación positiva o negativa respecto al pool es inmediata. Es decir que siempre que el pool horario sea superior al precio de subasta, las nuevas renovables devolverán dinero al consumidor.

Siguiendo el símil del pollo y el solomillo, es como si al pasar por caja te registran el pollo al precio de solomillo, pero al subtotal se aplica un descuento igual al diferencial ’solomillo menos pollo’, de forma que en neto pagas el pollo a precio de pollo. Diferencia sustancial respecto al RECORE donde hoy el comprador paga el precio de solomillo, pero el diferencial se le devuelve empezando en el año 2023 y además laminado durante sus facturas de la compra de los próximos años.

El REER convierte así una parte de nuestras compras de energía en no marginalistas a todos los efectos. Claro que las primeras plantas bajo este régimen se conectarán en el año 2023, con una participación inicialmente muy baja en el mix, pero creciente según el ritmo que escoja el gobierno para acercarnos a los objetivos del PNIEC, con una combinación de proyectos bajo subasta y proyectos merchant.

Punto 5. PPAs, Forwards y coberturas de riesgo

Según adelantado en el Punto 1, las compras mayoristas por parte de las comercializadoras se pueden realizar ya sea al 100% en el mercado spot para el día siguiente, ya sea con contratos bilaterales y precios pactados por fuera de OMIE.

También es posible realizar una operativa al 100% spot a través de OMIE, pero acordar con una tercera parte una cobertura de riesgos financiera, liquidando por diferencias. Este es el caso de los numerosos PPAs financieros que están firmando productores renovables con off-takers corporativos o traders.

Con cualquiera de este tipo de coberturas, en forma de PPAs, o acudiendo a los mercados de futuros, o con contratos bilaterales, se puede conformar una cartera de adquisición de energía no indexada al spot marginal. Y es, por tanto, posible ofrecer al consumidor final precios minoristas no indexados directamente al spot marginal en el caso de las comercializadoras libres; o bien, todo sea dicho, obtener una renta importante en el caso de las comercializadoras reguladas con ingreso por PVPC indexado a spot y potencialmente con compras de energía a precio fijo.

Punto 6. Devolución de rentas inframarginales

Si bien la demanda sí que paga a una parte de la energía el precio spot marginal, es importante entender que una parte de esos pagos le vuelven al consumidor, ya que muchos generadores devuelven una parte de su ’renta inframarginal’. Es el caso del impuesto del 7% (7% del ingreso bruto que todos pagan al sistema), el canon hidráulico (25% de los ingresos brutos que paga la gran hidráulica), el Céntimo Verde (que pagaban gas y carbón, y hoy ya sólo el carbón), las tasas nucleares, y diversos tributos locales.

Este dinero se paga a distintas entidades receptoras, según el concepto. Algunos de ellos como el 7% y una parte del canon hidráulico, son gestionados por la CNMC y devueltos al consumidor indirectamente, en forma de una reducción de la recaudación para pagar otros costes fijos regulados. Por seguir con el símil, es como si pagas en caja cierto pollo a precio de solomillo, pero te aplican un descuento a final de mes en la compra de los huevos y la leche, con el mismo efecto neto que si hubieras pagado el pollo algo más barato que el solomillo.

Cabe discutir todos estos mecanismos, y algo abordaré en la Parte 3. Muchas de mis propuestas pasan no tanto por reformar por completo el diseño marginalista, sino por regular mejor la devolución de rentas inframarginales para que no sean ni excesivas ni deficitarias, y que sean a prueba de precios muy altos o muy bajos.

Punto 7. Uso de los ingresos de CO₂

El pago del CO₂ que realizan todos los sujetos afectados por este mecanismo (no solo centrales de producción eléctrica sino también numerosos industriales) es también devuelto parcialmente a la sociedad. Una parte de la recaudación vuelve explícitamente al consumidor eléctrico, de la misma manera que lo comentado en el punto anterior, a través de una reducción de los cargos para pagar otros costes fijos. Concretamente un mínimo de 450 millones de euros, pero incrementados últimamente a discreción dados los muy superiores ingresos de algunos miles de millones desde que despegó el precio europeo del CO₂.

Otra cuestión es si vuelve todo lo que debería. Existen asimetrías entre lo que paga el consumidor a todos los productores, los costes reales que incurren numerosos productores, e incluso asimetrías entre consumidores de distintos países. Hay mucho por discutir en las reglas del mercado del CO₂, y si éstas lograrán de manera eficiente el objetivo de descarbonizar la economía. En este artículo expongo simplemente que, además de incentivar que vengan más renovables con su beneficioso impacto a la baja sobre los precios de la energía y las emisiones, una parte de su impacto alcista sobre el precio spot vuelve al consumidor reduciéndole el precio marginalista del solomillo.

Punto 8. Renta de congestión de interconexiones

Las interconexiones tienen un beneficio claro sobre la ’Socio Economic Welfare’, o la economía en general, y solo se construyen cuando los estudios coste-beneficio son positivos. Los gestores de las interconexiones recaudan una parte del diferencial de precios marginales entre los países vecinos, y este dinero va directamente al consumidor a través de una reducción de los peajes para pagar las redes. A priori este ingreso precisamente es una de las justificaciones para construirlas, pero una vez construidas e incluidas en los costes regulados que debemos pagar entre todos, cuanto más tránsito y más diferencial de precios (en cualquier dirección) entre España y Francia, más se reduce el pago regulado de los consumidores, desacoplando más el precio minorista del precio spot marginal.

Punto 9. Pagos por capacidad y disponibilidad

Sí, en España siguen quedando pagos por capacidad. Concretamente un tercio de los ciclos combinados (y bajando) tiene aún un modesto pago anual aunque no produzcan nada, en concepto de antigua señal a la inversión para garantizar la seguridad de suministro. Y de hecho, resurgirán pagos por capacidad nuevos a muchas instalaciones que hoy no lo cobran, por un Mercado de Capacidad en fase preliminar de desarrollo, que buscará tanto evitar que cierren centrales necesarias como atraer nuevas centrales que necesitaremos en el futuro y no serían viables con el único ingreso del pool.

Estos pagos se añaden al precio spot marginal de la energía, de manera socializada en base al volumen de cada consumidor. Esto lo asemejaría, en la factura del supermercado, a un pequeño recargo a toda la cesta de la compra en concepto de garantía de que el supermercado esté siempre abierto, para pagar al cajero aún cuando nadie viene a comprarle pollo ni leche ni huevos.

Punto 10. Otras socializaciones

Existen otros conceptos de coste o ingreso para el sistema que se socializan y se añaden al precio mayorista de la energía; típicamente costes. Por ejemplo el coste de las Restricciones Técnicas, y la banda de Regulación Secundaria, con las que el Operador del Sistema mantiene la frecuencia y la tensión de la red en un rango, es un valor añadido que pagamos en las compras mayoristas. El REER anteriormente mencionado será un valor típicamente a reducir de manera socializada.

En definitiva, el mercado de electricidad minorista no es precisamente marginalista, en el sentido de que precios altamente volátiles en el mercado spot mayorista no tienen traducción directa a los precios minoristas que pagamos, por una serie infernal de costes y de flujos de dinero intermedios. Con esto no quiero decir que el diseño actual de mercado mayorista marginalista sea perfecto gracias a los complejos complementos evocados en esta Parte 2; lejos de ello, hay mucho por discutir, proponer, reformar, sobre todo según avanzamos hacia una descarbonización cada vez más elevada. No solo la regulación española, sino también la europea que a veces tomamos como un mantra, merecen muchas reflexiones y propuestas. No creo que el conocido Winter Package sea compatible con el Net Zero de 2050, ni posiblemente con el horizonte 2030; no al menos sin problemáticos desajustes entre el precio y los costes de un sistema energético descarbonizado, barato y seguro.

Abordo algunas de las cuestiones críticas en el desenlace de esta trilogía, en la próxima Parte 3.