La tormenta perfecta en el mercado eléctrico

Precios muy bajos en el mercado eléctrico

Los primeros meses de este año se han registrado precios mucho más bajos en el mercado eléctrico diario de mayoristas (MIBEL), también llamado el “pool”, que en años anteriores, como se puede observar en fig. 1, que demuestra los precios del pool por mes desde enero 2012 hasta mayo de este año.

Fig. 1: Evolución del precio del pool entre enero de 2012 y mayo de 2016.

Es verdad que antes también ha habido períodos con precios muy bajos (por debajo de los 40,00 €/MWh), como marzo y abril de 2013 y febrero hasta abril de 2014. La diferencia entre dichos períodos y la situación actual sin embargo es la larga duración de los precios bajos (el precio medio de mayo de este año no superó los 28,00 €/MWh) hasta tal punto que en el sector se teme que pueda significar el inicio de una tendencia a largo plazo.

Para saber si este temor tiene fundamento hay que analizar los hechos. En un artículo publicado ya en mayo de 2015 en “El Periódico de la Energía” (http://elperiodicodelaenergia.com/una-nueva-oportunidad-para-la-energia-solar-en-espana/) explico que los factores que determinan en exclusiva el precio en el mercado eléctrico español (p^e_t en €/MWh) son el precio del petróleo Brent (p^oil_t en €/barril) y la aportación de energía procedente de fuentes de coste 0 al sistema (ε_t en %). Las fuentes de coste 0 son tradicionalmente la energía hidráulica y la energía renovable primada, la última en su vasta mayoría (un 75%) eólica. En el artículo viene explicado por qué dichas fuentes de energía se comportan como fuente de coste 0.

La relación entre el precio del pool por un lado y por otro los factores determinantes en caso de datos mensuales es la que describe la ecuación (2) del artículo: p^e_t = 0,57p^oil_t – 93,46ε_t + 58,34. Sin embargo, esta es la ecuación tal como aparece en el artículo en que aún no estaban disponibles los datos para 2015 y 2016. La ecuación tomando en cuenta los datos hasta mayo de este año es (2’): p^e_t = 0,57p^oil_t – 95,85ε_t + 59,16. Los coeficientes de la variable ε_t y la constante varían algo, pero las diferencias son tan pocas que no son suficientes como para ser determinantes.

Rellenemos ahora en ecuación (2’) los valores registrados del precio del petróleo y la aportación de fuentes de energía de coste 0. Los resultados se ven en la tabla en fig. 2.

Variable	Enero	Febrero	Marzo	Abril	Mayo
poilt	28,24	28,80	33,56	36,30	43,47
εt	51,68%	51,43%	49,58%	52,54%	53,84%
pet según (2’)	26,69	22,76	27,13	23,93	26,39
pet real	38,72	29,15	29,36	25,56	27,31

Fig. 2: Precios del pool según la ecuación (2’) y los precios reales.

Aparte de enero 2015 se ve poca diferencia entre el precio previsto por ecuación (2) y el precio real. El gráfico en fig. 3 demuestra una vez más la exactitud con que la ecuación (2) explica la evolución del precio del pool. 

Fig. 3: Precio del pool previsto por ecuación (2’) (curva naranja) versus el precio real (curva azul): las dos curvas son prácticamente idénticas lo cual demuestra la extrema exactitud con que la ecuación (2’) explica la evolución del precio del pool. Se ven también las evoluciones del precio del petróleo (curva verde) y de la aportación de fuentes de coste 0 (barras verdes).

En el gráfico en fig. 3 se ve claramente como el bajo precio del petróleo coincide con una elevada aportación de energía procedentes de coste 0 en los meses de enero hasta mayo de este año, lo cual confirma una vez más que el bajo precio del pool registrado en el mismo período de tiempo se debe exclusivamente a estos factores: la tormenta perfecta.

El precio del pool en el futuro

Sabiendo ahora las razones detrás del comportamiento del precio del pool, la pregunta si la tormenta perfecta de los últimos meses marca el inicio de una tendencia hay que contestar con un rotundo “no”. Los motivos son los siguientes: 

1. El precio del petróleo ha vuelto a subir.
2.  La elevada aportación de energía procedente de fuentes de coste 0 es estrictamente estacional.

El desplome del precio del petróleo del último año se debe a una sobreoferta de petróleo causada por un lado por el estancamiento de algunas economías muy grandes, sobre todo la de China y de la India, y por otro por una apenas disimulada guerra comercial entre los miembros de la OPEP, Rusia, Canadá y EEUU (los últimos grandes productores por el llamado “fracking”). Sin embargo, los países productores de petróleo, muy conscientes de que una situación de bajos precios por un prolongado período de tiempo no le interesa a nadie, ya han empezado a eliminar la sobreoferta y así corregir el problema.

La aportación de energía de fuentes de coste 0 siempre es más alta los primeros meses del año que en verano y otoño. El motivo reside en la climatología de la Península Ibérica con sus veranos secos carentes de precipitaciones, más la limitada capacidad de almacenamiento de los embalses. Después del verano, siempre caliente y seco en que se gasta mucha agua, en otoño las lluvias vuelven a caer. Se vuelven a llenar los embalses, proceso que dura varios meses hasta llegar al 100% de capacidad, un fenómeno que suele darse entre enero y marzo del año. Sólo una vez llegados al 100% de su capacidad los embalses pueden soltar agua y así generar electricidad. Sin embargo, ya que la primera razón de ser de los embalses es almacenar agua para uso doméstico y agrícola, los desembalses no pueden ser ilimitados y suelen terminar al llegar el verano. Sólo el Norte de España y Portugal se escapan de este esquema a tener estas regiones climas mucho más marítimos con lluvias todo el año.

El comportamiento estacional de las fuentes de coste 0 queda patente en el gráfico de fig. 4 que desglosa las fuentes de coste 0 en sus componentes hidráulico y de energía renovable primada.

Fig. 4: Aportación de energía hidráulica (azul) y energía renovable primada (verde) al sistema eléctrico. Se observa como la aportación de energía hidráulica se concentra en la primera mitad del año.

Por último cabe descartar que la energía renovable primada desaparezca paulatinamente por los efectos del RD 413/2014. Se prevé que 2034 sea el último año en que alguna instalación de energía renovable siga recibiendo primas.

Los efectos de Real Decreto 413/2014

Real Decreto 413/2014 supuso un revulsivo en el sector renovable al reducir drásticamente las primas a que la energía renovable subvencionada tenía derecho a percibir. Ya en el artículo publicado en mayo del año pasado argumenté que RD 413/2014 había ayudado a estabilizar los precios en el mercado eléctrico. Sería interesante averiguar si esta hipótesis se mantiene, especialmente en vista de los bajos precios en el mercado eléctrico de este año.

RD 413/2014 redujo la energía renovable con derecho a recibir primas en un 39%, mientras antes de la entrada en vigor de este real decreto (junio de 2014) toda la energía renovable producida en España había sido primada. Para saber qué habría pasado con el precio del pool si no se hubiera aprobado RD 413/2014, en la variable ε_t de la ecuación (2’) hay que rellenar la aportación de toda la energía renovable (régimen especial) en lugar de la parte primada, añadiendo la aportación de energía hidráulica.

Variable	Enero	Febrero	Marzo	Abril	Mayo
poilt	28,24	28,80	33,56	36,30	43,47
εt	74,90%	74,53%	71,85%	76,14%	78,03%
pet según (2’)	3,49	4,17	9,45	6,91	9,19
pet real	38,72	29,15	29,36	25,56	27,31

Fig. 5: Precios de la electricidad en 2016 si no se hubiera aprobado RD 413/2014.

Fig. 6: Diferencia entre los precios reales (curva azul) y los precios hipotéticos tal como habrían sido sin la aprobación de RD 413/2014 (curva en color vino tinto).

Tanto en fig. 5 como en fig. 6 se ve claramente que los precios en el mercado eléctrico mayorista habrían sido mucho aún más bajos (oscilando alrededor de los 5,00 €/MWh) si no se hubiera aprobado RD 413/2014.

El mercado eléctrico y el nuevo modelo energético

Aunque se puede discutir sobre la manera en que se ha terminado con las primas a las energías renovables, de dudosa legalidad, a estas alturas ya no queda lugar a duda alguna que RD 413/2014 está contribuyendo decisivamente a la estabilización de los precios en el mercado eléctrico, tanto en el mercado mayorista como en el mercado de los usuarios finales, donde los precios están bajando.

Es evidente que subvencionar el precio de la electricidad mediante primas no era la manera adecuada de fomentar la muy necesaria transición hacia un modelo energético completamente basado en fuentes renovables (previsto para 2050), por no decir, ha sido un rotundo fracaso: hundió los precios para mayoristas mientras los precios para los usuarios finales se han más que duplicado a causa de las primas y lo más importante es que no ha contribuido a la creación de una industria potente y puntera alrededor de las energías renovables en España.

La transición hacia el nuevo modelo energético solo se puede realizar con éxito si se basa en nuevas plantas de energía renovable cuyos costes de construcción y mantenimiento sean lo suficientemente bajos para que puedan competir en el mercado eléctrico en igualdad de condiciones sin necesitar subvenciones o cualquier otro tipo de ayuda financiera oficial, lo cual ya es el caso para la energía solar fotovoltaica. Para tal fin precios estables en el mercado eléctrico resultan ya fundamentales.

El éxito de RD 413/2014 en cuanto a su efecto estabilizador en el mercado eléctrico invita a seguir por la senda tomada. La idea obviamente no es introducir más inseguridad jurídica de que ya había para los inversores en energía renovable subvencionada, pero sí había que pensar en una fórmula de aislar las energías subvencionadas (no solo las renovables) del mercado eléctrico para que dejen de influir negativamente en el precio de la electricidad.

Luego cabe una serie de otras medidas de índole fiscal y administrativo para fomentar las energías renovables no primadas, todas de exclusiva aplicación a nuevas plantas de energía renovable no primada:

1. Exención del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica con que se grava la producción (facturación) con un 7% (Ley 15/2012).
2. Exención de una serie de impuestos que gravan la inversión en nuevas plantas, mayoritariamente de índole municipal y autonómica.
3. Reducción del Impuesto de Sociedades del 25% al 20%.
4. Respaldar con avales estatales los créditos bancarios con que se suelen financiar las plantas de energía renovable.
5. El autoconsumo completamente libre de barreras fiscales (derogar el llamado "impuesto al sol").

El objetivo es hacer la transición energética cuanto antes. El nuevo gobierno que salga de las urnas el próximo 26 de junio ha de tomárselo muy en serio.

Fuentes

Frans Bakker: Una nueva oportunidad para la energía solar en España.

Deloitte: Un modelo energético sostenible para España en 2050.

OMIE: http://www.omie.es