Javier Revuelta – parte 3 y última: ¿Qué hacer con el marginalismo del mercado eléctrico?

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En los artículos anteriores, se ha abordado el actual mercado eléctrico. En la parte 1 de esta serie he planteado por qué tenemos el diseño de mercado mayorista que tenemos. En la parte 2, expliqué por qué en realidad el precio final que pagamos en la factura no está tan directamente vinculado al precio mayorista.

En esta parte 3 aporto algunas reflexiones personales sobre aspectos potencialmente problemáticos en los próximos años, posibles complementos, y posibles cambios que podríamos plantear.

Y, antes de abordar propuestas, permitidme rebajar las expectativas señalando que esto es un breve artículo de opinión, y no un análisis pormenorizado de los muchos frentes y las muchas alternativas que habrá que abordar para lograr de manera óptima los objetivos –autoimpuestos y discutibles– de este complejo sector.

El trilema de 1) la seguridad de suministro, 2) el medioambiente y 3) el coste –sin olvidar 4) la volatilidad o 5) el empleo local–, va de trade-offs. Y, además de estos trade-offs, con ponderación cambiante según el color del gobierno, el votante y sus conocimientos de la materia, está el objetivo casi utópico de que no solo se logren rentabilidades adecuadas (ni muy altas en detrimento del consumidor, ni muy bajas que conduzcan a quiebras) sino, más difícil aún, que todas las decisiones de inversión y desinversión y no inversión sean las correctas; tanto las merchant tomadas a riesgo por inversores privados, como las ’reguladas’ tomadas en la práctica por el Regulador.

Es decir, no podemos estar de acuerdo en los cambios y soluciones que se quieren implementar si no estamos de acuerdo en los problemas que hay que solucionar. Lo cual no es posible si no tenemos la misma ponderación de los vértices del trilema. Lo cual tampoco es posible con tanta ’asimetría de información’, desinformación, información parcial y medias verdades, cuando no mentiras interesadas.

“Solo me fío de las estadísticas que manipulo yo”, decía Winston Churchill, y es que hay muchas formas de contar las realidades y los retos a los que nos enfrentamos.

Personalmente, pondero muy alto el vértice medioambiental y la sostenibilidad del planeta, posiblemente porque tengo hijos y la inmensa suerte de llegar a fin de mes. También personalmente, considero mucho más perjudicial para dicha sostenibilidad las emisiones de CO2 desconfinado que la producción de deshechos nucleares radiactivos debidamente confinados, habida cuenta de que el cambio climático está causado exclusivamente por las emisiones de GEI, que también duran miles de años y son fuente garantizada de daño al planeta y muertes prematuras por calidad del aire.

Sin duda, las renovables deben ser el gran jugador del siglo por sus muchas ventajas de coste y rapidez de desarrollo; pero no olvidemos que sus necesidades ingentes de potencia de respaldo y de almacenamiento, y su intensísimo consumo de materiales para capturar un recurso tan distribuido e intermitente también plantean retos mayúsculos para nuestra descendencia. Según concluyen estudios del IPCC, si acaso nuestros bisnietos tienen una oportunidad de vivir en un mundo cuya temperatura haya subido menos de 1.5ºC con sus devastadoras consecuencias (ya hemos ’consumido’ más de 1ºC y ya hemos escrito los incrementos asociados al mucho CO2 ya emitido), esta pasa por un considerable aumento de la participación nuclear mundial así como por un ingente retiro directo de GEI de la atmósfera durante la segunda mitad de este siglo, mediante tecnologías prohibitivas a día de hoy. Les dejamos así el legado y responsabilidad de absorber de la atmósfera y enterrar hasta 20 años de emisiones mundiales al ritmo de hoy; ahí es nada…

Dicho lo anterior, vayamos al grano.

 

 

1. Principales problemas actuales

El mercado marginal, ¿paga demasiado? ¿paga demasiado poco?

Posiblemente ambos casos se vayan a seguir dando, a merced de precios altamente volátiles como seguirán siendo el gas, el petróleo, el CO2, y los metales.

Tecnologías cuyos costes no dependen del gas y el CO2 (nuclear, hidráulica y renovables) operando con exposición merchant tienen una retribución ligada a dichas commodities volátiles, puesto que el ciclo combinado seguirá marcando precio marginal directa o indirectamente más del 90% de horas durante muchos años, y bajando ligeramente a penetración renovable creciente. Que la nuclear tenga toda la década una remuneración razonable por mercado sería una auténtica e improbable casualidad, fruto de un gas y CO2 que sistemáticamente hicieran ofertar al ciclo combinado cerca de 50 €/MWh, o ligeramente al alza a medida que se incrementa la participación renovable aportando esos necesarios ’precios 0’ para contrarrestar un CO2 de fundamentales muy alcistas. También la hidráulica e incluso las renovables merchant podrían tener una remuneración elevada, si ante eventuales commodities altos no se recauda una adecuada renta inframarginal mediante tasas o subastas.

Por el contrario, existe una preocupación creciente por que los ingresos a determinadas tecnologías sean insuficientes en el futuro, y esto podría frenar las inversiones merchant. Teniendo en cuenta que las renovables a priori seguirán ofertando según sus costes variables muy bajos, y que su participación irá en aumento como mínimo según el ritmo político de subastas, bien podría darse una situación de precios bajos en que las renovables merchant, la hidráulica y la energía nuclear no recuperasen sus costes de inversión o incluso sus costes operativos.

 

¿Atraerá el diseño actual las inversiones adecuadas?

El mercado actual sin duda traerá renovables, no solo las determinadas por el gobierno mediante su calendario de subastas, sino adicionalmente sustancial capacidad merchant con PPAs o incluso sin ellos; esta última, al menos, de momento. Otra cuestión es si las inversiones a riesgo (incluso las de subastas tienen riesgo pasado el año 12 de operación) verán las rentabilidades esperadas; sería francamente mucha casualidad porque todas las previsiones previsiblemente fallarán. También señalo que durante esta década sí que vendrán tantas renovables como permitan los cuellos de botella administrativos, pero no está claro que la formación de precios futura sea suficiente para seguir atrayendo renovables hasta obtener un mix 100% descarbonizado en siguientes décadas. De alcanzarse en el futuro un equilibrio de mercado en que las renovables no alcanzan la penetración deseada, habrá que replantear si seguir con el actual diseño complementado con subastas hasta cubrir el cupo objetivo o, si por el contrario, plantear un diseño de mercado nuevo que logre precios suficientes sin subastas. Nuestros análisis prevén que los precios capturados sí se mantendrán durante varias décadas en niveles suficientes para atraer renovables merchant sin alterar el actual diseño marginalista (aunque interviniéndolo para atraer más almacenamiento).

Por otra parte, necesitamos más que desarrollar renovables: por seguridad de suministro que las renovables prácticamente no aportan, y por el necesario almacenamiento cuyos ingresos por mercado siguen insuficientes. Hacen falta incentivos de remuneración a largo plazo o ayudas a la inversión, que atraigan almacenamiento sustancial. También potencialmente –si los precios bajan en línea con los Forward– hará falta un mecanismo que mantenga viva la potencia nuclear como mínimo hasta que el futuro mix ’transicionado’ esté listo a base de renovables, almacenamiento, y gases renovables.

¿Cerrarán megavatios que necesitamos?

Sin duda cerrarían numerosos ciclos combinados que hoy nos dan garantía de suministro, incluso si se repiten periodos de gas caro como el que hoy sufrimos. Recuerdo que gas caro no implica necesariamente mayor margen para los ciclos combinados, sino principalmente compras de gas muy caras e incremento de márgenes para los países productores, habida cuenta de que el gas cada vez más se compra con contratos de corto plazo e indexación a hubs de gas. También queda en riesgo la potencia nuclear española, si a los precios mayoristas a la baja añadimos la propuesta de minoración de ingresos por CO2 que está en tramitación parlamentaria y busca ser permanente (aunque con algunos parámetros de ajuste discrecionales).

Si bien un mercado marginalista seguirá siendo necesario y es, en líneas generales, razonable dados los argumentos expuestos en la Parte 1, el problema reside en la creciente volatilidad hacia la que vamos, ya que la incertidumbre tan grande de precios resultantes:

  • no garantiza el suministro eléctrico el 100% de horas, porque no salen las cuentas para invertir en ninguna tecnología firme, ni tampoco para que permanezcan abiertos los ciclos combinados actuales;
  • no garantiza que permanezca la tecnología nuclear hasta el calendario actualmente pactado, con su beneficioso impacto en los precios y emisiones a la baja, y su contribución a mitigar la volatilidad de precios y la balanza comercial energética de España;
  • no garantiza que paguemos precios razonables a todas las tecnologías inframarginales, ni de más ni tampoco de menos, especialmente año a año, y solo quizás razonablemente como promedio de periodos largos.

Por tanto, necesita complementos.

 

 

2. Posibles complementos al diseño actual

Capacidad

La capacidad firme está directamente relacionada con la garantía de suministro. No se trata de tener más megavatios instalados, sino un mix que garantice con una probabilidad muy alta que no tendremos apagones parciales (la falta de potencia no produce ’blackouts’ sino ’brownouts’).

Si bien Europa prefiere como opción 1 los ’energy only markets’ que no paguen por potencia, casi todos los países de Europa están yendo en otra dirección, hacia la opción 2 (Reservas Estratégicas) y más bien la opción 3 (Mercados de Capacidad o sucedáneos). Es una opción clara, de hecho, en desarrollo muy preliminar en España, con un diseño propuesto parecido al inglés. Este mercado se sustentará en análisis anuales de seguridad de suministro, y permitirá al gobierno dar complementos –naturalmente, con cargo a los consumidores eléctricos– que garanticen las inversiones necesarias en potencia firme.

Será un razonablemente buen e imprescindible mecanismo que, no obstante, vendrá con algunos problemas. Entre otros, el hecho de que a priori se pagará el servicio de potencia a todas las tecnologías según su contribución a la seguridad; es decir, que para salvar ciclos combinados necesarios, tendremos que pagar también un ’windfall profit’ a la nuclear, hidráulica, y en menor medida la energía eólica antigua aún cuando ya ingresen suficiente por mercado de energía; a falta de que sigamos tirando de parches en el diseño de este nuevo mecanismo, como limitar su participación a determinadas tecnologías o activos concretos bajo otros mecanismos de apoyo, o que parte de lo recaudado por los mercados de energía y de capacidad se lo quitemos a base de impuestos discrecionales por reales decretos espontáneos y judicializables, en aras de que obtengan una remuneración neta razonable. También anticipo un importante problema en lo referente a su efectividad para atraer el almacenamiento adecuado, lo cual describo más adelante.

 

Renovables

Un complemento sencillo y compatible con un mercado marginalista es el desarrollo de subastas por parte del gobierno. El recién creado REER (Régimen Económico de Energías Renovables) es un contrato con el gobierno a 12 años con una liquidación por diferencias que, según describo en la Parte 2, permite aislar al productor y al consumidor de los vaivenes del gas y el CO2 (durante esos 12 años). Podría teóricamente dejarse en manos del Gobierno que decida la totalidad del mix renovable que desea, a través de un ritmo de subastas que copase la capacidad de la red (como ha hecho Portugal) o la capacidad objetivo. Pero esto no es lo que ha pedido el sector últimamente, y además no hay razón para impedir la entrada a generación renovable merchant que se juega su dinero a riesgo sin pedir nada a cambio (más allá de que no haya cambios regulatorios retroactivos perjudiciales).

Sí que existe un potencial problema de rentabilidades adecuadas para estas inversiones merchant, que bien podríamos pagar de más o de menos respecto a sus expectativas o sus necesidades, en función del gas. Pero siempre que el riesgo y el beneficio sean conocidos y aceptados en el momento de la inversión, la posibilidad de ganar o perder respecto a las previsiones no es distinto que en otros tantos sectores. Además, que un renovable merchant obtenga potencialmente rentas muy altas, no quita que también aporta beneficios grandes para el consumidor por su simple presencia en el mix; y sobre todo es importante recordar que hay grandes riesgos de que en el largo plazo suceda lo contrario, al igual que sucedió en un año 2020 de precios bajos que nadie les compensó. No veo por tanto que la volatilidad de ingresos para los proyectos merchant sea muy problemática para el conjunto del sector.

Por otra parte, la opción de que el gobierno decida el mix renovable mediante subastas sí reduce teóricamente la remuneración necesaria por la mayor certeza de ingresos, pero esta no está en absoluto exenta de riesgo para el consumidor. Recuerdo que el mayor error de todos los cometidos en este sector, es a mi juicio la sobreinversión renovable en 2008 a 2013 causada exclusivamente por un mal diseño regulatorio y un flagrante e incomprensible descontrol en la asignación de potencia, demasiada, demasiado pronto y demasiado cara. Es frecuentemente preferible que se equivoque un inversor privado, que no arrastre con ello al consumidor; por la misma regla no debemos rasgarnos las vestiduras por que algún promotor renovable a riesgo se pueda comprar algunos Lamborghinis.

 

Almacenamiento

Un problema del actual diseño es que no traerá por sí solo todo el almacenamiento necesario para integrar renovables y avanzar en la transición energética hacia 2030 y hacia el ’net zero’ de 2050. Si bien el venidero Mercado de Capacidad es una solución, mi análisis (el de mi empresa) es que será insuficiente, y subóptimo en la asignación de proyectos. Insuficiente, pues tenemos un sistema con sobrecapacidad que no precisa de mucha nueva potencia, y mantener la existente es más barato que traer nueva. Subóptimo pues no examina la problemática adecuada del valor que aporta el almacenamiento, y no da oportunidad a quien cuesta más pero también aporta más servicios que la firmeza anti-apagones.

Hace falta, por tanto, algún otro mecanismo que permita incentivar mucho más almacenamiento, y que además cuente con el visto bueno de Europa sobre las Ayudas de Estado.

 

Volatilidad de precios

La volatilidad del gas es poco menos que inevitable, porque las complejas negociaciones de precio del gas están cada vez más linkadas a los hubs de gas (en Europa el hub más líquido es el holandés TTF) o terminan en arbitraje. Un mix que dependa poco del gas es en la práctica la única herramienta estructural para evitar dicha volatilidad, y esto hoy en día lo proporcionan la energía nuclear, la energía hidráulica, y las renovables con almacenamiento (hibridado o stand-alone). Pero ¿cómo construir ese mix? ¿Y cómo decidir si decantarse por un mix más caro, pero poco volátil; o más barato, pero más volátil ante vaivenes del gas?

Un mecanismo regulatorio para alterar políticamente el mix hacia el que iría un mercado ’energy only’ no intervenido es un Mercado de Capacidad. Un problema de los cálculos de seguridad de suministro que amparan dicho mercado, es que se hacen para un caso base de diseño, y valorando únicamente el coste estadístico de un apagón -parcial-. El precio del gas y el CO2 ni siquiera intervienen en la metodología de cálculo de la potencia de respaldo, sino que solo interviene la probabilidad de que haya suficiente potencia firme, el coste regulado de remunerar potencia de respaldo, y el valor político de la Energía no Servida (el conocido Value of Lost Load, VoLL).

Es decir, que la herramienta a disposición del Regulador de intervenir el mix, no mira en absoluto los costes medios de un escenario, ni menos aún el impacto de la volatilidad de combustibles y meteorología. Esta responsabilidad de diseñar el mix más barato o el menos volátil queda por tanto principalmente en manos de los agentes privados en base a sus expectativas de retornos por mercado, y en menor medida en manos del gobierno a través de la cuota política de subastas renovables.

Teniendo en cuenta que no espero –ni recomiendo– un cambio en el sistema marginalista, solo contratos de largo plazo con liquidación por diferencias ’post mercado’ pueden evitar unos ingresos marginalistas demasiado altos o demasiado bajos. Estos solo pueden ser firmados (a) por gobiernos o (b) por sujetos privados. El caso (a), por gobiernos, no le gusta a Europa, que ha llegado a prohibir a priori la firma de precios fijos a ninguna tecnología (salvo las subastas renovables), bajo el argumento de protegernos de malas decisiones (por ejemplo, que frenen cierres de generación no competitiva o la instalación de futuras tecnologías coste-efectivas). El caso (b), sujetos privados, es casi imposible que comercializadoras entren en contratos de largo plazo, habida cuenta de que no pueden conocer su base de clientes futuros, especialmente si un cambio tecnológico o de combustibles las deja totalmente fuera de juego competitivo. (b) pueden ser también consumidores finales, los llamados ’corporates’, pero no hay infinitos ’Googles’ o ’Amazons’ que puedan arriesgarse a perder competitividad futura si se equivocan en el coste energético a largo plazo de su PPA.

Si la energía nuclear se volviese no viable económicamente por un entorno de precios bajos, a pesar de su contribución a la reducción de la volatilidad de precios y de la balanza comercial energética, no existe hoy por hoy un mecanismo regulatorio para que el Regulador establezca contratos de largo plazo con nucleares. Esto me resulta paradójico y problemático. Es paradójico porque un mercado con presencia nuclear y renovables puede dar lugar en el futuro a precios inferiores al Opex nuclear (incluyendo sus actuales tasas y las que están en tramitación parlamentaria), abocándolas al cierre, pero que la salida nuclear dé lugar a precios muy superiores al escenario sin nuclear, además de exponer al país a una muy indeseable volatilidad como la actual. Es decir, que, económicamente, preferiríamos que estén, aunque haga falta complementarles sus ingresos por mercado. Y es problemático, porque Europa, a priori, no deja que un gobierno adopte medidas al respecto, comprometiendo al consumidor en un eventual contrato de largo plazo a precio fijo –o, al menos, de cap&floor, que es mi preferencia personal–.

La misma paradoja y el mismo problema sucede con el nuevo almacenamiento por construir: no parece viable construir almacenamiento nuevo si el único ingreso es el mercado actual (incluyendo todos los mercados disponibles) aunque este sea coste-efectivo para el país. O, aún sin ser coste-efectivo en una previsión central de precios de gas, la sociedad española podría preferir un seguro a todo riesgo más caro, que a cambio emita menos CO2 y nos deje dormir tranquilos todas las noches y, sin embargo, no habría manera regulatoria de comprarnos ese mix.

Por poner un ejemplo de cómo es de problemática la cuestión, es como si no nos dejasen tomar un seguro a todo riesgo para el vehículo por la simple posibilidad de que el coste del seguro sea superior al coste de los accidentes. Pero es que un seguro a todo riesgo no se toma solo cuando prevemos que cueste menos que los partes de accidente potenciales, sino por lo a gusto que nos permite dormir aún cuando no hacemos uso de él. Un seguro a todo riesgo con un mix nuclear y mucho almacenamiento nos compraría dormir sin preocupación por la geopolítica y el precio del gas, pero Europa no deja al Regulador comprar tal seguro en nombre de y con cargo al consumidor.

En resumen, el mercado de capacidad es un complemento útil, y que resuelve razonablemente bien uno de los principales fallos de un mercado de solo energía: la posible inseguridad de suministro. Pero no es la solución óptima para atraer suficiente almacenamiento, ni para seleccionar el almacenamiento adecuado, ni para mantener la potencia nuclear idónea, ni para construir un mix poco volátil y poco emisor de CO2.

 

 

3. Posibles cambios estructurales al diseño actual

 

Además de los comentados complementos al mercado actual como son (a) las subastas renovables y (b) el Mercado de Capacidad, ¿qué más cambios regulatorios podrían plantearse?

Energía nuclear

El caso de la energía nuclear es especialmente complejo de regular bien. Más allá de las muchas cuestiones ideológicas y del miedo social a accidentes o la custodia de los residuos, ni siquiera es trivial mantener por mercado una capacidad durante un tiempo definido, con una retribución exactamente idónea. Sería mucha casualidad. Salvo que un gobierno entre en un contrato a plazo, lo cual precisa de un relato y de un mecanismo regulatorio por diseñar.

El gobierno está tramitando una ’Ley del dividendo de carbono’, que solo reduce la remuneración nuclear e hidráulica en base al precio del CO2; esto podría funcionar si por casualidad el gas se queda en determinados valores altos, tal que el ingreso neto nuclear sea siempre viable para el negocio. En la medida en que esta no es mi expectativa de la evolución de los precios de mercado (ante la aplicación de dicha nueva Ley preveo un ingreso neto nuclear inferior al Opex de aquí a pocos años), y que el ’dividendo de carbono’ es discrecional, veo más razonable para todas las partes establecer un marco de ’cap & floor’ para la nuclear, mediante un servicio o un relato a explorar con Europa, tal que en periodos de precios altos no sea preciso regular mediante parches similares a los problemáticos RDL 17/2021 y RDL 23/2021. Concretamente, me parecería interesante una idea innovadora de un ’cap & floor inverso’, en que el cap a la remuneración nuclear se dé en periodos de precios bajos, y viceversa. Esto me resulta una magnífica cobertura de riesgo para el negocio de las empresas energéticas y para el consumidor, además de un interesante incentivo a seguir abaratando el pool (si es que acaso las empresas energéticas tienen tal poder que, en mi opinión, es muy limitado por no decir casi nulo en el largo plazo). Pero nada de esto existe, y tal desarrollo no sería trivial.

 

Hidráulica

En el caso de la hidráulica, opino que lo mejor es una operación privada a mercado, con una devolución de la renta inframarginal (ver Parte 1) mediante licitaciones del canon de concesión por periodos de 10 años. Esto se podría sofisticar cuanto se quiera, por ejemplo, mediante un fee variable con cap & floor, o mediante devolución de una parte proporcional a los ingresos por mercado: debe permanecer un incentivo a una gestión hidráulica que maximice los ingresos, ya que esto coincide con la explotación de mínimo coste energético y económico para el consumidor. Y, en cualquier caso, sin retroactividad regulatoria o, como mínimo, con renegociación voluntaria de las licencias vigentes, por más que las vigentes estuviesen potencialmente mal negociadas para el consumidor. No creo que el actual canon hidráulico arbitrario del 25% sea adecuado en todos los casos (en ocasiones excesivo y en ocasiones insuficiente), ni que todas las cuencas hidráulicas con distinta gestionabilidad y valor de mercado deban necesariamente pagar el mismo canon (al igual que sucede con las subastas renovables del REER).

 

CO2

Existen varios puntos de reflexión sobre el diseño del mercado de CO2. La mayoría escapan al alcance de este artículo, y los comentaré en el futuro. ¿Deben poder participar traders? ¿Deben ser perpetuos los derechos de emisión? ¿Es la senda de emisión de derechos la adecuada? ¿Debe la Unión Europea intervenir en base a los precios producidos, o en base a los derechos en circulación no cancelados? Algunas de estas cuestiones sí merecen atención, cuando los precios actuales se sitúan en niveles muy superiores a los previstos, con negativos impactos sobre la economía y sin por ello poderse acelerar la transición.

 

 

 

4. ¿Cambios más radicales aún?

Hay quien plantea una re-regulación del sector eléctrico. Centralizar todas las decisiones de inversión, y todos los contratos de largo plazo. Personalmente, no veo justificación alguna de que tal modelo abaratase la energía, además de no verle ningún encaje con la regulación española y europea, que llevarían años modificar. Tampoco veo que empresas públicas puedan ser creadas con más eficiencia y conocimiento que las privadas, ni que el ahorro pueda provenir de una menor rentabilidad o del reparto de beneficios a la sociedad. Aunque tampoco veo motivos para evitar discutir propuestas razonadas que vayan en esta línea, y que sea su análisis de impacto el que concluya o no esta opinión. ¿Quién lanza una propuesta concreta de organización regulada del sector?

No veo manera de sustituir un mecanismo que despache horariamente los generadores más baratos en Europa incluyendo los intercambios transfronterizos, dé valor a las compras de energía ’de último minuto’, dé señales a la ansiada ’smart demand’ que responda a precios horarios, y dé señales a determinada inversión merchant.

La clave de unos precios estables a corto y medio plazo la veo en mantener un mix con nuclear, más renovables y almacenamiento, así como en construir mecanismos regulatorios de largo plazo, que bien se pueden conseguir mediante complementos a dicho mercado marginalista, con relatos y diseños aún por discutir. A largo plazo, deberemos incorporar nuevos jugadores como los gases renovables, pero eso dará para otros artículos.

Espero que estos tres artículos contribuyan a entender el diseño de mercado que tenemos, y algunas posibles piezas de cómo lo podemos y debemos mejorar.

 

 

 

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