La publicación del Real Decreto 413/2004 en el BOE el pasado martes 10 de Junio de 2014 supuso un auténtico día negro para el sector de las energías renovables al entrar en vigor la reforma del sistema retributivo para las energías primadas, tal como se había decidido ya hace un año en el célebre Real Decreto 9/2013. El elemento fundamental de dicha reforma es la eliminación total de las primas que las plantas de generación de electricidad acogidas al llamado Régimen Especial, entre las cuales todas las plantas de energía renovable construidas y conectadas hasta el año 2012, habían recibido por cada kilovatio hora que generasen, y su sustitución por otro en que la base de la remuneración sea el precio que se cotice en el mercado ibérico mayorista de electricidad, el llamado “pool”. El nuevo sistema retributivo se aplica a todas las instalaciones eléctricas acogidas al Régimen Especial y por esta razón se puede decir que tiene carácter retroactivo.
El motivo por dar carpetazo al sistema de primas para las energías renovables no es otro que los graves desequilibrios que había causado desde su creación ya en 2007. El gobierno socialista de entonces lo estimó oportuno dar un empujón decisivo al desarrollo de las energías renovables para la generación de electricidad, no importasen los costes. En esta época los costes de construcción de plantas de energía renovable, fuera esta eólica, solar fotovoltáica, solar termo eléctrica o de residuales, eran todavía tan elevados, que no podían ser competitivas en comparación con fuentes de energía convencionales. Por dar un ejemplo, una central fotovoltáica montada en suelo en 2007 no se construía por menos de 5,00 €/Wp, ahora su precio rondaría como mucho el 1,25 €/Wp.
El motivo por dar carpetazo al sistema de primas para las energías renovables no es otro que los graves desequilibrios que había causado desde su creación ya en 2007. El gobierno socialista de entonces lo estimó oportuno dar un empujón decisivo al desarrollo de las energías renovables para la generación de electricidad, no importasen los costes. En esta época los costes de construcción de plantas de energía renovable, fuera esta eólica, solar fotovoltáica, solar termo eléctrica o de residuales, eran todavía tan elevados, que no podían ser competitivas en comparación con fuentes de energía convencionales. Por dar un ejemplo, una central fotovoltáica montada en suelo en 2007 no se construía por menos de 5,00 €/Wp, ahora su precio rondaría como mucho el 1,25 €/Wp.
Para
dar este empujón se creó el real decreto RD 661/2007. En éste se decidió que
todas las plantas de energía renovable tuvieran el derecho de recibir por su
electricidad generada una tarifa fija garantizada para toda la vida útil de la
planta. Estas tarifas garantizadas se pagaban completamente independientemente
del precio de la electricidad cotizado en el pool y eran suficientemente
elevadas para atraer la atención de muchos inversores en búsqueda de
oportunidades con una alta rentabilidad prácticamente sin riesgo.
A partir de 2007 los proyectos de
energía renovable salieran como setas en otoño y obviamente, con los proyectos,
aumentó también el pago de las primas a las energías renovables, como demuestra
fig. 1. En apenas tres años la cantidad de primas pagadas subió de unos 2.240
millones de € en 2007 a más de 7.000 millones de € en 2010. Hasta final de 2013
se había pagado un total de 54.294 millones de € en primas. Independientemente
de los argumentos en pro y en contra de las energías renovables, el gobierno
conservador salido de las urnas en noviembre de 2011 consideró inaceptable esta
escalada de costes, sobre todo en vista de la imperativa necesidad de reducir
el déficit presupuestario, que en 2011 estaba cifrado en 100.072 millones de €,
es decir, las primas pagadas hasta entonces sumaban algo más de la mitad del
déficit presupuestario. Para el nuevo gobierno suficiente motivo para cortar
drásticamente en estas primas.
Fig. 1: de las primas pagadas a las energías renovables.
Fuente: CNE (http://www.cne.es). Cifra para 2014 estimada (Ministerio de Industria,
Comercio y Turismo).
Desequilibrios estructurales en el mercado eléctrico español
España siempre ha dependido fuertemente de la importación de combustibles fósiles para abastecerse de energía y por tanto el precio de los combustibles fósiles (mayoritariamente petróleo) siempre ha sido un factor, por no decir el único factor determinante en la evolución de los precios en el pool. Sin embargo, esta relación empezó a romperse en el año 2009, como demuestra fig.2.
Fig. 2: La relación entre el precio de la electricidad en el mercado mayorista (pool, línea azul, en €/MWh), el precio del petróleo Brent (línea verde, en €/Barril) y la disponibilidad de fuentes de energía de coste 0 (barras verdes, en %) entre 2001 y 2014. Fuentes: OMIE (http://www.omie.es, precios de electricidad y fuentes de energía), EIA (http://www.eia.gov, precios de petróleo, en US$), OANDA (http://www.oanda.com, tipos de cambio €/US$). Los valores de todos los precios, tipos y porcentajes son valores medios anuales.
En la misma fig. 2 se aprecia claramente que en el mismo año 2009 empieza a dispararse la disponibilidad de lo que puede llamarse “fuentes de energía de coste 0”. Tradicionalmente la única fuente que puede permitirse ofrecer su electricidad en el pool a precios muy cerca de los 0 €/MWh, es la energía hidráulica, al consistir ésta en su totalidad de plantas de generación muy antiguas, todas construidas antes de 1975, y por tanto ya amortizadas y con muy bajos costes de operación y mantenimiento. Sin embargo, la disponibilidad de la energía hidráulica es un factor constante que suele oscilar entre el 6% y el 20% de toda la producción eléctrica anual, dependiendo de las precipitaciones caídas en cada año, con lo cual no se puede considerar un factor desestabilizante en el mercado eléctrico.
Las energías renovables primadas sin embargo, sí lo son, y sobre todo a partir del citado real decreto RD 661/2007. Aparte de las tarifas fijas garantizadas por unidad de electricidad para toda la vida útil de la planta, también se establece en él el derecho de las energías renovables a ofertar en el pool con prioridad, es decir por delante de otras fuentes de energía, con excepción de energía nuclear y hidráulica por motivos técnicos. Es decir, RD 661/2007 hizo que las energías renovables podían permitirse el lujo de este momento y en adelante de ofrecer su electricidad en el pool a precio 0 porque recibirían sus ingresos de todas maneras; por ley las energías renovables se habían convertido en una nueva fuente de energía de coste 0.
En 2008 hubo un nuevo real decreto, el RD 1578/2008, que limitó el crecimiento de la energía solar fotovoltáica, lo cual dio vía libre a sobre todo la energía eólica a crecer como la espuma. De hecho, en 2013 más del 70% de toda la energía renovable instalada en España era energía eólica frente a tan solo un 15% de energía solar fotovoltáica (ver fig. 3), cifras que no cambiaron en 2014.
Desequilibrios estructurales en el mercado eléctrico español
España siempre ha dependido fuertemente de la importación de combustibles fósiles para abastecerse de energía y por tanto el precio de los combustibles fósiles (mayoritariamente petróleo) siempre ha sido un factor, por no decir el único factor determinante en la evolución de los precios en el pool. Sin embargo, esta relación empezó a romperse en el año 2009, como demuestra fig.2.
Fig. 2: La relación entre el precio de la electricidad en el mercado mayorista (pool, línea azul, en €/MWh), el precio del petróleo Brent (línea verde, en €/Barril) y la disponibilidad de fuentes de energía de coste 0 (barras verdes, en %) entre 2001 y 2014. Fuentes: OMIE (http://www.omie.es, precios de electricidad y fuentes de energía), EIA (http://www.eia.gov, precios de petróleo, en US$), OANDA (http://www.oanda.com, tipos de cambio €/US$). Los valores de todos los precios, tipos y porcentajes son valores medios anuales.
En la misma fig. 2 se aprecia claramente que en el mismo año 2009 empieza a dispararse la disponibilidad de lo que puede llamarse “fuentes de energía de coste 0”. Tradicionalmente la única fuente que puede permitirse ofrecer su electricidad en el pool a precios muy cerca de los 0 €/MWh, es la energía hidráulica, al consistir ésta en su totalidad de plantas de generación muy antiguas, todas construidas antes de 1975, y por tanto ya amortizadas y con muy bajos costes de operación y mantenimiento. Sin embargo, la disponibilidad de la energía hidráulica es un factor constante que suele oscilar entre el 6% y el 20% de toda la producción eléctrica anual, dependiendo de las precipitaciones caídas en cada año, con lo cual no se puede considerar un factor desestabilizante en el mercado eléctrico.
Las energías renovables primadas sin embargo, sí lo son, y sobre todo a partir del citado real decreto RD 661/2007. Aparte de las tarifas fijas garantizadas por unidad de electricidad para toda la vida útil de la planta, también se establece en él el derecho de las energías renovables a ofertar en el pool con prioridad, es decir por delante de otras fuentes de energía, con excepción de energía nuclear y hidráulica por motivos técnicos. Es decir, RD 661/2007 hizo que las energías renovables podían permitirse el lujo de este momento y en adelante de ofrecer su electricidad en el pool a precio 0 porque recibirían sus ingresos de todas maneras; por ley las energías renovables se habían convertido en una nueva fuente de energía de coste 0.
En 2008 hubo un nuevo real decreto, el RD 1578/2008, que limitó el crecimiento de la energía solar fotovoltáica, lo cual dio vía libre a sobre todo la energía eólica a crecer como la espuma. De hecho, en 2013 más del 70% de toda la energía renovable instalada en España era energía eólica frente a tan solo un 15% de energía solar fotovoltáica (ver fig. 3), cifras que no cambiaron en 2014.
Fig. 3: Potencia renovable instalada en
España: eólica (barras azules), solar FV (barras naranjas), solar
termoeléctrica (barras color vino tinto); potencia instalada por año (barras en
colores claros) y potencia acumulada (barras en colores oscuros). Todas las
cifras en MWp. Fuentes: AEE (http://www.aeeolica.org, eólica), EPIA (http://www.epia.org, solar FV),
Schlumberger Energy Institute (http://www.sbc.slb.com, solar
termoeléctrica).
Sin embargo, no se modificó ni el
sistema de las primas garantizadas, ni el trato privilegiado para todas las
energías renovables en el mercado eléctrico. El efecto desestabilizador de
convertir las energías renovables en una potente fuente de energía de coste 0,
se demuestra a continuación utilizando métodos macro econométricos.
Análisis macro econométrico
de la evolución del precio
Una primera inspección de los
variables que han determinado la evolución del precio en el mercado eléctrico
de España nos lleva a formular la siguiente hipótesis:
p(e,t) = A.p(oil,t) + B.s(t) + C, es decir el precio p(e,t) de la electricidad en el mercado mayorista en año t depende positivamente del precio del petróleo Brent p(oil,t) en año t y negativamente de la disponibilidad s(t) de fuentes de coste 0 en año t, es decir, el coeficiente A ha de tener un signo positivo, B ha de tener un signo negativo y, ya que los precios no pueden ser negativos, el signo del constante C ha de ser positivo también.
Con el método de los cuadrados ordinarios mínimos (ordinary least squares) se obtienen los siguientes resultados:
Ecuación resultante 1:
|
p(e,t) = 0,79.p(oil,t) - 110,55.s(t) + 51,94
| |||
Coeficiente
|
Valor
|
t Stat
|
Valor-P
|
Error estándar
|
A
|
0,787409575
|
6,839096537
|
0,000028044
|
0,115133566
|
B
|
-110,549637076
|
-5,806813822
|
0,000118106
|
19,037916570
|
C
|
51,944270132
|
10,355147703
|
0,000005211
|
5,016275153
|
Se observa que los signos de los coeficientes son los deseados (+ para A
Fig. 4: Precios
de electricidad en el pool reales (línea azul) en comparación con los precios
de electricidad predichos por la ecuación resultante 1 (línea naranja). Ambos
precios en €/MWh.
Si ahora hacemos el mismo
análisis con datos mensuales en vez de anuales, obtenemos una relación aún más
estrecha entre el precio de la electricidad por un lado, y el precio del petróleo
Brent y la disponibilidad de fuentes de coste 0 por el otro.
Utilizando el mismo método de los “ordinary
least squares” se
obtienen los siguientes resultados:
Ecuación resultante 2:
|
p(e,t) = 0,57.p(oil,t) - 93,46.s(t) + 58,34
| |||
Coeficiente
|
Valor
|
t Stat
|
Valor P
|
Error estándar
|
A
|
0,570615113
|
15,654981884
|
0,000000001
|
0,036449427
|
B
|
-93,463214339
|
-16,027147386
|
0,000000001
|
5,831556427
|
C
|
58,344623734
|
26,255035666
|
0,000000001
|
2,222226032
|
Volvemos
a ver los signos correctos para los coeficientes, tal como esperábamos. Sin
embargo, se aprecian valores del t Stat más de tres veces superiores que en el
análisis con datos anuales, lo cual indica una significancia del casi 100% de
los coeficientes. También los valores P se aproximan muy estrechamente a 0 y
los errores estándar son mucho más bajos que en el análisis con datos anuales,
lo cual respalda la muy alta significancia de los coeficientes. Es más, la
coincidencia entre los valores reales del precio de la electricidad y los
previstos por la ecuación resultante 2 es casi perfecta, como demuestra fig. 5.
Fig. 5: Valores reales del precio medio de electricidad mensual (curva
azul) comparados con los previstos por ecuación resultante 2 (curva naranja)
entre enero 2001 y diciembre 2014. Ambos precios en €/MWh.
Fig. 17: Representación gráfica de las consecuencias positivas para la economía española de una mayor aportación de energía solar FV sin primas al mix energético español.
El papel del gobierno
La relación es especialmente
directa entre el precio de la electricidad y la disponibilidad de fuentes de coste
0: un aumento en dicho variable hace bajar el precio de la electricidad de
inmediato, como se aprecia claramente en fig. 6.
Fig. 6: Efecto negativo de la disponibilidad de
Fuentes de coste 0 (barras verdes, en %) en el precio de la electricidad (curva
azul, en €/MWh). Observe como el desplome del precio de la electricidad en los
inviernos de 2010, 2013 y 2014 coincide con una elevada disponibilidad de
fuentes de coste 0 (energía hidráulica en 2010, energía hidráulica + eólica en
2013 y 2014). La curva verde es el precio del petróleo Brent (en €/barril). Para
fuentes, ver fig. 2.
Los
desplomes del precio que ocurrieron en los inviernos de 2010, 2013 y 2014,
coincidieron con una muy elevada disponibilidad de fuentes de coste 0. En el
invierno de 2010 las causas fueron una más que normal disponibilidad de energía
hidráulica más un bajo precio del petróleo, mientras en los inviernos de 2013 y
2014 la causa fue una combinación de una disponibilidad de energía eólica
subsidiada en niveles record más una elevadísima disponibilidad de energía
hidráulica por las intensas lluvias de los meses anteriores. Sobre todo después
de 2012, cuando la capacidad eólica instalada en España llegó a cifras nunca antes
conocidas, no es tan descabellado decir que cada vez que sople una tempestad
sobre Galicia, se desploma el precio de la electricidad.
La gran paradoja
eléctrica
Mientras
la tendencia para el precio mayorista de electricidad ha sido a la baja a
partir de 2008, los precios para los usuarios finales no han dejado de crecer,
como se puede contemplar en fig. 7. Esta evolución divergente y anti natural de
los precios de electricidad se conoce por muchos nombres, como por ejemplo la
gran paradoja eléctrica, o la vuelta energética.
Fig. 7: Evolución de los precios para la industria
(línea en color vino tinto) y los hogares (línea roja) en comparación con los
precios para mayoristas (línea azul), todos los precios en €/MWh. Fuente:
Eurostat (http://epp.eurostat.ec.europa.eu).
Gran parte de esta paradoja, pero no todo, se explica
con el aumento de las primas pagadas a las renovables, puesto que alguien
tendrá que pagarlas: bien el contribuyente, bien el usuario final de la
electricidad. A cual peor. Unamos en fig. 8 los gráficos de las figuras 1, 2 y
7 para ver los efectos perversos de las primas a las renovables en toda su
nitidez:
Fig. 8: El efecto perverso de las primas (área naranja, en
cientos de millones de €): baja el precio pool (línea azul), pero suben los
precios para los usuarios finales (líneas roja y de color vino tinto). Todos
los precios en €/MWh. Fuentes coste 0 (barras verdes) en %. Para fuentes, ver figs.1, 2 y 6; cifras para
2014 estimadas.
RD 413/2014 y sus
consecuencias
El nuevo real decreto RD 413/2014 que entró en vigor el pasado 11 de junio de 2014, vuelve a establecer que los productores de energía renovable tienen pleno derecho a ofrecer su electricidad en el mercado libre. Sin embargo, para la gran mayoría de las plantas eléctricas funcionando bajo el Régimen Especial los ingresos por venta según el precio en el mercado libre no serán suficientes para amortizar los préstamos con los que se financió su construcción en su día, y menos todavía para ser rentable.
En este caso el RD
413/2014 establece mecanismos de apoyo financiero para recuperar por lo menos
parte del dinero invertido. Sin embargo, dichos mecanismos de apoyo están
sometidos a una normativa muy estricta y en ningún caso serán suficientes para
mantener el flujo de ingresos anterior a la aprobación del RD 413/2104.
Para empezar, todos los
parques eólicos conectados antes de 2005, perderán todos los derechos a recibir
ayuda financiera cualquiera, lo cual eliminaría un 37% de toda la capacidad
eólica instalada (equivalente a un 28% de toda la capacidad renovable) en
España del Régimen Especial.
Según un análisis
exhaustivo del bufete de abogados Garrigues, todas las instalaciones de energía
renovable acogidas al Régimen Especial sufrirán pérdidas de ingresos; en
general, a más tamaño, más pérdidas. En particular, las consecuencias serán las
siguientes:
- Los parques eólicos conectados en el año 2005 dejarán de ser rentables, a pesar de tener derecho a recibir ayuda financiera, lo cual afecta a otro 7% de la capacidad eólica instalada (5% de la capacidad renovable total).
- Las demás instalaciones eólicas pueden seguir siendo rentables, eventualmente después de aplicar medidas de reestructuración financiera.
- Más o menos un 90% de toda la capacidad fotovoltáica instalada en España podría seguir siendo rentable después de aplicar medidas de reestructuración financiera. Es decir, el 10% (un 1,5% de la capacidad total renovable) restante no será rentable, a pesar de medidas de las medidas de apoyo y las reestructuraciones que se apliquen.
- Sólo las instalaciones fotovoltáicas pequeñas montadas sobre cubierta ganarán con la nueva normativa.
- Dos tercios de la capacidad solar termoeléctrica dejará de ser rentable, es decir un 4,5% de la capacidad total renovable instalada en España.
Todo eso significa que un
porcentaje igual a 28% + 5% + 1,5% + 4,5% = 39% de toda la capacidad renovable
instalada en España dejará de funcionar bajo el Régimen Especial. A esta cifra
habría que añadir el porcentaje equivalente a los 10% de las horas de
producción de las instalaciones que sí sigan funcionando bajo el Régimen
Especial (0,1 x 61%) ya que estas horas dejarán de ser primadas también. Esto
eleva el porcentaje de la capacidad renovable instalada en España que abandona
el Régimen Especial a 39% + (0,1 x 61%) ≈ 45%.
La evolución del precio
de la electricidad en el futuro
La aportación de las fuentes de coste
0 a largo plazo
Está claro que el abandono del 45% de la capacidad instalada acogida al
Régimen Especial tendrá la consecuencia que esta capacidad deje de comportarse
como fuente de coste 0. Lo que no está claro es el ritmo con el cual este
proceso se desarrolle. Las cifras que nos llegan desde el OMIE sugieren un
comportamiento de los agentes en el mercado como si el Régimen Especial no
hubiera sufrido cambios sustanciales. Fig. 9, que recoge los precios medios diarios de electricidad registrados en
el mercado eléctrico español y la disponibilidad diaria (hidráulica + régimen especial) de fuentes de coste 0 entre
el 1 de septiembre de 2014 y el 21 de enero de 2015, nos demuestra claramente
que las subidas del precio siguen coincidiendo con una relativa reducida
disponibilidad de fuentes de coste 0 y al revés.
Fig. 9: Precios medios de electricidad diarios (curva en azul claro, en €/MWh) y disponibilidad diaria de fuentes de coste 0 (en %) entre el 01/09/2014 y el 21/01/2015. Fuente: OMIE (http://www.omie.es).
Es más, en enero de este año, los días en que hubo mucho viento
coincidieron con una aportación de energía eólica igual que el año pasado:
cabría esperar una aportación de un 33% menos a causa de la eliminación
prevista de los parques eólicos conectados en 2005 o antes.
Fig. 10: Aportación
del Régimen Especial en MWh a la generación total de electricidad en enero de
2014 (azul) y enero 2015 (rojo). Fuente: OMIE (http://www.omie.es).
Estos datos nos dicen que los agentes van a tomarse el tiempo para
ajustar su comportamiento a la nueva realidad. No obstante, por pura lógica
empresarial, no es un proceso que puede extenderse hasta la eternidad, puesto
que ninguna empresa que dependa únicamente de sus beneficios para existir, está
dispuesta a mantener por mucho tiempo una actividad que no le aporte
beneficios.
Por estos motives cabe esperar
que el abandono del 45% de la capacidad instalada acogida al Régimen Especial
se realice en un plazo no superior a los cinco años: los propietarios más
importantes de instalaciones eólicas en España, Acciona, ACS e Iberdrola, ya
están realizando operaciones de desinversión en capacidad eólica. Luego el
proceso de desconexión de capacidad del Régimen Especial se acelera por la
pérdida de productividad de un 0,5% de medio anual a que está sometida cada
instalación de energía renovable, lo cual significa que la capacidad de
generación eléctrica del Régimen Especial en cada año es solo el 99,5% de su
capacidad el año anterior.
Por último, cuando se aprobó el RD 413/2014, la
instalación más antigua ya estaba 8 años en producción. Suponiendo un plazo de
20 años de plazo para recibir primas, a las instalaciones más antiguas les
quedan 12 años para recibir primas bajo el Régimen Especial. Significa que entre 2026 y 2034 todas las instalaciones de
energía renovable, aún acogidas al Régimen Especial, dejarán de ser fuente de
energía de coste 0 con el mismo ritmo en que fueron conectadas a la red. Es
decir, en 2034 como muy tarde la disponibilidad de fuentes de coste 0 se habrá
reducido al nivel natural del 15% que corresponde a la energía hidráulica.
Fig. 11: Evolución de la disponibilidad de fuentes de
coste 0: energía hidráulica (azul) y Régimen Especial (verde).
La evolución del precio del petróleo
La bajada repentina del precio del petróleo los últimos meses hasta niveles no vistos desde 2005, han echado por
tierra todos los análisis y previsiones hechas antes prediciendo un precio alto
por encima de los 100 US$/barril. Hay consenso entre los expertos que era
inevitable que la debilidad actual de la economía mundial (sobre todo en
Europa, Japón y China) se reflejase en un precio del petróleo más modesto, pero
la falta de actividad económica en si no puede explicar el auténtico desplome
que el precio está sufriendo. Detrás está el rechazo de los productores de
petróleo del Golfo de Persia por un lado y Rusia por otro de ajustar su
producción a la nueva realidad. El motivo parece ser un profundo desacuerdo sobre
la necesidad de esta medida. La diferencia sin embargo es que Arabia Saudita y
los países colindantes tienen más que suficientes reservas financieras, pero
Rusia como mucho hasta junio de este año. Se espera por tanto un precio muy
bajo oscilando alrededor de los 35 US$/barril hasta junio, después de que
vuelva a subir a un nivel que se considera mínimo para que ser rentable para
los países productores (unos 75 US$/barril).
Sin embargo, no nos interesan las
idas y venidas del precio del petróleo de este año, sino su evolución a largo
plazo, y al plazo que nos concierne, los próximos 30 años, el precio será
indiscutiblemente marcado por dos factores:
- Los costes de producción del petróleo.
- El crecimiento de la economía mundial induciendo un paulatino aumento de la demanda de petróleo.
Ambos factores tienen una
tendencia a la alza a largo plazo, lo que hace una paulatina subida del precio
del petróleo el escenario más probable, aunque sigue siendo una incógnita el
ritmo con que esta subida se produzca. Lo que no es probable en ningún caso es
una bajada del precio a largo plazo. De hecho, tal evolución solo cabe esperar
en el caso que se cumplan ambas de las dos siguientes condiciones:
- Un desplome estructural al nivel mundial en la demanda de petróleo.
- El descubrimiento de nuevos yacimientos de petróleo fácil de extraer o un espectacular avance tecnológico que reduzca significantemente los costes de extracción de petróleo.
La primera condición solo se
cumple si tanto la generación de electricidad, como el transporte terrestre, marítimo y aéreo
definitiva e irreversiblemente deja de depender del petróleo, algo que no está
a la vista los próximos 30 años. La probabilidad de que se cumpla la segunda
condición debe considerarse muy próximo a 0.
Fig. 12: Evolución prevista del precio del petróleo
Brent en US$/barril según el Banco Mundial y OPEP (curvas en verde oscuro, previsión
de 2013 arriba, previsión actual abajo), comparada con una previsión muy
optimista hecha por la OCDE/AIE en 2013 (verde agua) y un escenario medio
(verde lima).
Fig.
12 demuestra como el Banco Mundial y OPEP han revisado a la baja sus
previsiones para la evolución del precio del petróleo Brent. Ambos organismos
siempre se han caracterizado por sus previsiones conservadoras en comparación
con otros organismos como la Agencia Internacional de Energía y OECD.
El efecto sustitución
Según varios estudios sobre el mercado energético español
elaborados por organismos de gran prestigio como CNE, BBVA Research y Price
Waterhouse Coopers, el paulatino crecimiento del precio del petróleo provocará
un efecto sustitución en que la energía renovable, siempre y cuando que ésta no
reciba subvenciones, terminará expulsando las fuentes fósiles importados del
mercado, un proceso que se verá acelerado por la reducción de costes de
construcción que se prevé las próximas décadas para las instalaciones de
energía renovable.
Dependiendo del ritmo de crecimiento del precio del petróleo, este efecto sustitución se dará más o menos rápido, pero en ningún
caso antes de 2020; por ahora las fuentes tradicionales serán más que necesarias
ahora que el Régimen Especial ha iniciado su paulatino desmantelamiento.
La evolución típica de
tal efecto sustitución es la de una función logística, es decir, la curva de
crecimiento de la aportación de energía renovable sin primas tendrá la forma de
una S: al principio el crecimiento es lento, luego se acelera hasta llegar a su
máximo a mitad del proceso. Después el ritmo de crecimiento vuelve a decelerar
hasta aproximarse a cero, que es cuando la sustitución será completa. Ver fig.
13.
Fig. 13: Posibles
patrones de crecimiento de la aportación de fuentes renovables sin primas a la
generación de energía en diferentes escenarios para el precio del petróleo:
OECD/AIE (verde agua), medio (verde lima) y BM/OPEP (verde oscuro).
Predecir el precio de la electricidad en el mercado libre
Incluimos el efecto sustitución abordado en la
sección anterior reescribiendo la ecuación resultante 1 de nuestro análisis
macro econométrico:
p(e,t) = 0,79[u(t).p(re,t) + (1-u(t)).p(oil,t)] - 110,55.s(t) + 51,94
siendo p(e,t), p(oil,t) y s(t) como definidos, p(re,t) el coste de la energía renovable sin primas en año t y u(t) la aportación de energía renovable sin primas en
el mismo año t.
El valor de p(re,t) es muy difícil de medir, ya que son muchas las
tecnologías de generación de energía renovable las que entran en este variable,
todas técnicamente muy diferentes entre sí. Sin embargo, lo que nos interesa es
la evolución de este variable en el tiempo y no sus valores absolutos en cada
momento del tiempo. Por esta razón, es suficiente elaborar un índice que
represente la evolución de los costes de desarrollo, construcción y conexión (dcc
en adelante) de las distintas fuentes de energía renovable según su
comportamiento verdadero.
Desde el punto de vista macro econométrico, el coeficiente 0,79 es tanto
él del precio del petróleo, como él del precio de la generación de electricidad
con fuentes renovables sin primas, precisamente por el estricto efecto de
sustitución que existe entre las dos. El efecto sustitución entre las fuentes
fósiles, representado en la ecuación por el precio del petróleo, y las fuentes
renovables no primadas, no depende ni de otros variables en la ecuación, ni tiene
influencia alguna en estos últimos.
Para estimar la evolución de p(re,t) en el tiempo comparamos los costes dcc
actuales de una instalación de energía solar fotovoltáica sobre suelo sin
primas con los costes dcc como podrían ser en 30 años.
Año
|
2014
|
2044
| ||||||
Escenario precio petróleo
|
€/Wp
|
%
|
medio
|
OPEP
|
OCDE
| |||
Elemento
|
€/Wp
|
%
|
€/Wp
|
%
|
€/Wp
|
%
| ||
Ingeniería y construcción
|
85,00
|
11,18%
|
120,32
|
22,14%
|
118,05
|
21,90%
|
120,26
|
22,13%
|
Módulos
|
375,00
|
49,34%
|
125,00
|
23,00%
|
125,00
|
23,18%
|
125,00
|
23,00%
|
Inversores
|
65,00
|
8,55%
|
60,00
|
11,04%
|
60,00
|
11,13%
|
60,00
|
11,04%
|
Seguidores
|
155,00
|
20,39%
|
125,00
|
23,00%
|
125,00
|
23,18%
|
125,00
|
23,00%
|
Instalación eléctrica
|
18,00
|
2,37%
|
25,48
|
4,69%
|
25,00
|
4,64%
|
25,47
|
4,69%
|
Equipos auxiliares
|
2,00
|
0,26%
|
2,83
|
0,52%
|
2,78
|
0,52%
|
2,83
|
0,52%
|
Conexión a la red
|
30,00
|
3,95%
|
42,47
|
7,81%
|
41,67
|
7,73%
|
42,45
|
7,81%
|
Tasas
|
30,00
|
3,95%
|
42,47
|
7,81%
|
41,67
|
7,73%
|
42,45
|
7,81%
|
Total
|
760,00
|
100,00%
|
543,56
|
100,00%
|
539,16
|
100,00%
|
543,45
|
100,00%
|
Crecimiento medio anual (%) por escenario
|
-1,11%
|
-1,14%
|
-1,11%
| |||||
Crecimiento medio anual (%) escenario de referencia
|
-1,14%
| |||||||
Fig. 14: Crecimientos medios anuales del precio de
construcción de plantas fotovoltáicas en diferentes escenarios para el precio
del petróleo.
El precio del “hardware” (módules, inversores y seguidores, fig. 14,
elementos en morado) está cayendo continuamente y seguirá cayendo los próximos
30 años. Sobre todo el precio de los módulos caerá previsiblemente por el
progreso tecnológico. De hecho, en septiembre 2014 la empresa estadounidense SunEdison
publicó un avance tecnológico importante en la fabricación de células
fotovoltáicas que reduciría el precio de los módulos a unos 0,40 US$/Wp ≈ 0,35 €/Wp con el tipo de cambio
actual (27 enero 2015) de 0,88 €/US$. Todos los demás elementos en el dcc de
plantas de energía renovables (fig 14, en verde) están sujetos a inflación. Ya
que el precio del petróleo es un factor importante en la evolución de la
inflación total, la reducción media de los costes dcc de plantas fotovoltáicas
es ligeramente diferente en cada de los tres escenarios del precio del petróleo
contemplados.
Se prevén reducciones de costes similares para las demás tecnologías de
energía renovable. Partimos por tanto de una reducción media anual del precio
dcc de -1,14% por año para el
variable p(re,t) en su conjunto, con p(re,2014) = 100 (2014 es el año base con el índice fijado en 100).
Para la función logística fijamos los valores mínimos y máximos que la aportación de energía renovable no subvencionada pueda tener en el 0%, la cual de hecho corresponde con la situación actual, y el 75%, respectivamente, sirviendo el 25% restante de capacidad de apoyo para garantizar un suministro eléctrico sin interrupciones.
Año
|
2014
|
2015
|
2016
|
2020
|
2023
|
2026
|
2029
|
2033
|
2037
|
2041
|
2045
|
Aport. fuentes coste 0
|
61,05%
|
56,14%
|
51,59%
|
46,92%
|
46,44%
|
43,84%
|
29,25%
|
15,46%
|
15,00%
|
15,00%
|
15,00%
|
Precio petr. (medio)
|
78,71
|
75,31
|
90,77
|
94,88
|
99,29
|
103,99
|
109,03
|
147,27
|
160,02
|
173,87
|
188,94
|
Aport. RREE (media)
|
0,00%
|
0,00%
|
2,67%
|
3,66%
|
6,18%
|
11,46%
|
21,37%
|
43,71%
|
64,51%
|
72,91%
|
74,72%
|
Precio electr. (medio)
|
43,19
|
49,38
|
63,48
|
84,67
|
90,57
|
95,88
|
111,42
|
116,63
|
100,50
|
93,71
|
93,08
|
Precio petr. (OPEP)
|
74,86
|
61,75
|
91,77
|
92,53
|
93,39
|
94,24
|
95,19
|
120,01
|
131,43
|
143,95
|
157,66
|
Aport. RREE (OPEP)
|
0,00%
|
0,00%
|
0,46%
|
1,08%
|
2,11%
|
4,13%
|
7,96%
|
20,17%
|
44,27%
|
66,05%
|
73,57%
|
Precio electr. (OPEP)
|
43,19
|
38,67
|
64,79
|
74,94
|
77,32
|
82,61
|
102,22
|
115,77
|
107,14
|
93,12
|
87,96
|
Precio petr. (OCDE)
|
82,84
|
101,67
|
108,79
|
116,40
|
124,55
|
133,27
|
142,60
|
199,40
|
215,84
|
233,63
|
252,89
|
Aport. RREE (OCDE)
|
0,00%
|
0,00%
|
1,80%
|
2,07%
|
4,02%
|
9,48%
|
22,73%
|
45,69%
|
71,24%
|
74,63%
|
74,98%
|
Precio electr. (OCDE)
|
43,19
|
70,20
|
77,66
|
111,31
|
122,14
|
128,92
|
139,91
|
126,45
|
106,80
|
103,83
|
105,41
|
Precio electr. (no sust.)
|
43,19
|
49,38
|
64,11
|
86,20
|
93,75
|
102,76
|
126,33
|
151,19
|
161,77
|
172,72
|
184,62
|
Fig. 15: Precios
de electricidad previstos con diferentes escenarios para el precio del petróleo,
según simulacros con ecuación resultante 1.
La tabla en fig. 15 demuestra la evolución del precio de la electricidad en el mercado libre (en €/MWh) según diferentes escenarios para el precio del petróleo: el escenario según OPEP (en naranja), que es el más conservador, el escenario medio y el según la OCDE (en verde). La última fila demuestra una hipotética evolución si no hubiera efecto sustitución: el precio de la electricidad se dispararía en el tiempo; se ha añadido como referencia. La fig. 16 da la misma información en forma de gráfico.
La tabla en fig. 15 demuestra la evolución del precio de la electricidad en el mercado libre (en €/MWh) según diferentes escenarios para el precio del petróleo: el escenario según OPEP (en naranja), que es el más conservador, el escenario medio y el según la OCDE (en verde). La última fila demuestra una hipotética evolución si no hubiera efecto sustitución: el precio de la electricidad se dispararía en el tiempo; se ha añadido como referencia. La fig. 16 da la misma información en forma de gráfico.
Fig.
16: Previsiones para el precio de la electricidad en el mercado libre según
ecuación resultante 1 incluyendo el efecto sustitución con tres diferentes
escenarios para el precio del petróleo: OCDE/AIE (celeste), medio (azul) y BM/OPEP
(azul marino). La curva en gris representa la evolución del precio de la electricidad en caso de que no hubiera efecto sustitución.
En los tres escenarios vemos un crecimiento
bastante rápido (en el caso MB/OPEP con un año de retraso por los bajos precios
de petróleo actuales) debido a la drástica reducción prevista para los próximos
tres años de la disponibilidad de fuentes de coste 0 por la aplicación del RD
413/2014. Sin embargo, después esta reducción se moderará hasta más o menos
2025, lo frenará el ascenso del precio de la electricidad en el escenario
conservador del MB/OPEP y el escenario medio. A partir de 2025 la sucesiva
caducidad de los plazos en que las instalaciones acogidas al Régimen Especial
puedan seguir recibiendo ayudas provocará otra subida del precio de la electricidad en todos los tres escenarios para el precio del petróleo.
Después el efecto sustitución hará su trabajo
moderador al conectarse cada vez más instalaciones de energía renovable no
subvencionada. El ritmo de sustitución depende de la evolución del precio del petróleo: cuanto más sube este precio, antes empieza y más rápido hace su
trabajo. Este es el motivo por qué vemos el ineludible descenso del precio de la electricidad empezando antes en el escenario OCDE/AIE que en el escenario
MB/OPEP. No obstante, el descenso será gradual hasta llegar a un suelo mínimo
de unos 80,00 €/MWh y de ninguna manera repentino. Sin embargo, ya estamos
hablando del año 2042 y después.
Estabilizar el mercado
eléctrico español
Sin duda alguna una mayor aportación de energía solar
fotovoltáica tendrá un efecto estabilizador en el mercado eléctrico. Las
razones son dos:
- Una menor dependencia de los precios de los combustibles fósiles, los cuales todos se caracterizan por su comportamiento errático y muy difícil de predecir, especialmente a largo plazo.
- El comportamiento estable y altamente previsible de los costes de producción de energía solar fotovoltáica, tanto a corto como a largo plazo.
Por un lado, los costes dcc de instalaciones de todo tipo
de energía renovable, la fotovoltáica incluida, siempre se amortizan de forma
igualada y escalonada durante la vida útil de la instalación, estableciéndose
como un componente fijo en la cuenta de resultados. Por otro lado los costes de
operación y mantenimiento de sobre todo las instalaciones fotovoltáicas son extremamente
bajos y previsibles en el tiempo al no depender de factores con un
comportamiento inestable.
Es inevitable que se traslade este comportamiento
previsible de los costes al precio de la electricidad generada con tales
instalaciones: al aumentarse la aportación de energía solar fotovoltáica en
comparación con fuentes fósiles, el precio de la electricidad tiende a
estabilizarse, no solo a largo plazo por las razones ya esgrimidas, sino
también a corto con los típicos picos mensuales, diarios y hasta horarios, que
serán mucho menos extremos, tanto hacia arriba, como hacia abajo.
Precios eléctricos estables y previsibles
que no sean excesivamente altos siempre añaden algunos puntos de porciento a
las cifras de crecimiento económico de cualquier país: contribuyen a la
competitividad de las empresas, atraen inversiones extranjeras y fomentan la
creación de nuevas empresas, especialmente en los sectores relacionados con la
industria, las cuales establecen la base de cada economía fuerte y próspera con
cifras de paro bajas y empleo de alta calidad.
Precios eléctricos estables y previsibles son también lo
que los inversores y otros proveedores de capital para proyectos energéticos
quieren ver, tanto en renovable como en convencional, dado el perfil bajo de
riesgo por el que se suelen decantar.
Por último el desarrollo a gran escala de energía
fotovoltáica sin primas le permitirá a España convertirse en una exportadora
neta y proveedor fiable de electricidad para sus socios europeos, precisamente
por el alto grado de previsibilidad del sol como fuente de energía en España,
así como su contribución a la estabilidad de los precios de electricidad:
electricidad generada dentro del territorio europeo con fuentes seguras,
fiables, previsibles y limpias a un precio competitivo que no le cueste dinero
a los gobiernos europeos, y menos todavía al gobierno español, es algo que
lleva pidiendo Europa ya muchos años.
Fig. 17: Representación gráfica de las consecuencias positivas para la economía española de una mayor aportación de energía solar FV sin primas al mix energético español.
El papel del gobierno
El mercado eléctrico es solo uno de los muchos ejemplos
de que las subvenciones, sobre todo si se conceden sin límites y sin control,
lo cual indudablemente ha sido el caso con las energías renovables en España,
tal como se ha demostrado en este artículo, siempre terminan corrompiendo
aquello a que fueron destinadas, aunque fuesen ideadas con las mejores de las
intenciones.
El papel del gobierno en sus diferentes niveles, sea éste
municipal, regional, nacional o incluso europeo, para ayudar a que se
materialice el gran objetivo de estabilizar el mercado eléctrico y convertir
España en una gran productora de electricidad, por tanto no es él de
subvencionar, sino el que por su naturaleza le corresponde a cualquier
gobierno, que es el de crear las condiciones adecuadas para que el objetivo se
pueda cumplir, las cuales se centran principalmente en los siguientes ámbitos:
- El ámbito administrativo legal.
- El ámbito físico.
- El ámbito económico financiero.
Crear las condiciones administrativas y legales adecuadas requiere una visión y planificación de la política energética a largo plazo, asegurando que los procedimientos administrativos y legales sean pocos, claros, baratos y sobre todo estables y sostenibles en el tiempo. Una vez más, abrir el grifo de las subvenciones sin poner límites, tal como se ha hecho desde 2007, culminando en el Real Decreto 413/2014, que supuso un frenazo en seco de esta política, no ha sido la mejor manera de planificar una política energética y ha hecho mucho daño a la credibilidad no solo de los gobiernos de España, sino de España en si como país.
Las condiciones físicas en este caso las conforma la
infraestructura de transporte eléctrica (líneas de alto voltaje, subestaciones,
etc.). Esta ha de estar preparada y planificada a largo plazo y aplazar sine
die la construcción de nuevas líneas de transporte eléctrico más las necesarias
subestaciones en la zona de Andalucía Oriental, una de las regiones de España que,
por la disponibilidad de terreno y la alta radiación solar, más perspectivas
tienen para el desarrollo de energía fotovoltáica sin subvenciones, no ha sido
una buena decisión y va en contra de los intereses de España a largo plazo.
En crear las condiciones económicas financieras se trata
de facilitar la financiabilidad de los proyectos de energía renovable. Es un
asunto extremamente complejo por el largo tiempo (20 años no son una excepción)
que la financiación tiene que estar garantizada, lo cual muchas veces está
fuera del alcance de los agentes financieros privados en el mercado (inversores,
fondos, bancos, aseguradoras y re-aseguradoras). Inevitablemente en este ámbito
el papel de los gobiernos se vislumbra cada vez más esencial. A continuación se
podrían presentar los métodos que se puedan desarrollar para que los gobiernos efectivamente
dispongan de las herramientas necesarias para facilitar esta financiabilidad a
tan largo plazo de manera eficiente y sin que supongan compromisos
presupuestarios inasumibles, pero la exposición de los mismos estaría fuera del alcance del presente artículo.
Fuentes
- RD 661/2007
- RD 1578/2008
- RD 9/2013
- RD 413/2014
- Garrigues: El Nuevo sistema de retribución específica para las energías renovables, APREAN seminar, Sevilla, April 18th 2014.
- CNE: http://www.cne.es
- OMIE: http://www.omie.es
- EIA: http://www.eia.gov
- OANDA: http://www.oanda.com
- AEE: http://www.aeeolica.org
- EPIA: http://www.epia.org
- Schlumberger Energy Institute: http://www.sbc.slb.com
- Eurostat: http://epp.eurostat.ec.europa.eu
- http://dx.doi.org/10.1787/5k49q186vxnp-en: Fournier, J. et al. (2013), “The Price of Oil – Will it Start Rising Again?”, OECD Economics Department Working Papers, No. 1031, OECD Publishing.
- http://www.opec.org: World Oil Outlook 2012
- http://www.eia.gov: Annual Energy Outlook 2013
- http://www.eia.gov/forecasts/steo/report/prices.cfm
- http://siteresources.worldbank.org/INTPROSPECTS/Resources/334934-1304428586133/Price_Forecast_May13.pdf
- http://www.cne.es/cne/Publicaciones?accion=3&id=3026&id_nodo=32
- http://www.pwc.es/es_ES/es/publicaciones/energia/assets/diez-temas-candentes-del-sector-electrico-espanol-para-2012.pdf
- http://www.businessinsider.com/department-of-energy-raised-oil-price-outlook-20-2012-6
- http://www.expansion.com/2014/09/01/empresas/inmobiliario/1409570033.html
- http://www.expansion.com/2014/10/22/empresas/energia/1413973138.html
- http://www.expansion.com/2014/10/02/empresas/energia/1412244129.html
- http://www.renewableenergymagazine.com/article/sunedison-announces-advent-of-advanced-polysilicon-technology-20141002
- http://baza.ideal.es/actualidad/3876-el-gobierno-no-considera-necesario-la-subestacion-de-400-kv-y-linea-caparacena-baza-la-ribina-.html
- http://www.lavozdealmeria.es/movil/vernoticia.asp?IdNoticia=70766&IdSeccion=3
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