‘Order of merit effect’: La reducción del precio de mercado de la electricidad por la penetración de renovables

Últimamente se escucha a menudo hablar sobre el impacto que tiene la integración de renovables en el sistema eléctrico sobre la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, el denominado ‘order of merit effect’ – OoME –, con varias buenas publicaciones explicando y cuantificando este efecto tanto en nuestro sistema eléctrico como en el de otros países con creciente integración de renovables (Alemania). En el contexto actual español de ‘caza de brujas’ contra las renovables en base a calumnias y manipulaciones de la información, me parece muy sano el nivel de difusión que está alcanzando esta derivada segunda de la operación del sistema y mercado eléctrico, reflejo de una creciente democratización y educación sobre el sistema eléctrico, que con el tiempo irá sin duda edificando las herramientas que permitan su transformación hacia la sostenibilidad.

En recientes estudios macroeconómicos sobre el efecto de la introducción de renovables en nuestro país, como el elaborado por APPA (asociación de productores de energías renovables), se apunta a que el ahorro producido en el precio del mercado hasta la fecha como consecuencia de la introducción de energías renovables por el OoME es superior a las primas pagadas a estas tecnologías, concluyendo por tanto que las primas a las renovables proporcionan un ahorro neto. Otros estudios llegan a resultados con el OoME del orden de magnitud de los costes de las primas, en algunos casos algo superior y en otros algo inferior, tanto para los sistemas eléctricos Español como el Alemán (buena revisión aquí).

Otros estudios, como el del Observatorio Crítico de la Energía , en un buen trabajo evalúan el valor de las primas a las renovables que conducirían a un incremento nulo del coste total de la electricidad como suma de sus componentes de mercado y regulada, al equilibrar las primas con el OoME producido.

Sin embargo, en ocasiones me da la impresión de que se pierde la perspectiva global al apoyarse en el OoME como argumento para defender que las primas a las energías renovables no constituyen un coste neto, obviando la insostenibilidad implícita de extrapolar el argumento del OoME en el contexto del sistema eléctrico actual si queremos evolucionar hacia una elevada penetración de las energías renovables. A mí no me cabe duda alguna que el valor de las renovables es significativamente superior a su coste actual (primas), y en el siguiente post desarrollaré un poco más esta línea argumental, pero la argumentación de coste nulo de las primas a las renovables en base al OoME no me parece totalmente adecuada por los motivos que desarrollaré más abajo. Pero antes probablemente se impone una breve introducción al OoME para que tod@s partamos del mismo punto:

La Figura-1 reproduce de forma simplificada el efecto de una creciente introducción de generación renovable en el contexto actual (coste de oportunidad nulo) sobre el precio de casación del mercado mayorista de electricidad. En este mercado, se confrontan las curvas de oferta y demanda de electricidad, determinando el punto de corte de ambas curvas tanto la cantidad de electricidad intercambiada (producida y consumida) en cada hora, como el precio de dicha electricidad (precio de casación). La curva de oferta se conforma acumulando las ofertas de generación en orden creciente de su coste, de tal forma que las centrales de generación que ofertan a menor coste se sitúan al principio de la curva y por tanto tienen prioridad para entrar en la cobertura de la demanda (despacho de energía). Dado el carácter marginalista de este mercado, todas las centrales que ofertaron por debajo del precio de casación cobrarán su generación a dicho precio de casación (a pesar de que para la mayoría de ellas el precio de casación es considerablemente superior al precio original al que ofertaron, que no es su coste de ciclo de vida sino su coste de oportunidad – significativamente inferior al anterior). No vamos a entrar aquí a discutir las importantes limitaciones de este mecanismo de mercado tanto para trasladar correctamente las señales de precio a los consumidores finales, como para capturar adecuadamente los costes de ciclo de vida de la generación de electricidad con cada una de las tecnologías del mix energético. Simplemente nos limitaremos a entender el OoME.

Las energías renovables del Régimen Especial cuentan con una retribución fija a través de una tarifa (FIT) que depende de cada tecnología. Hasta hace poco (RDL 2-2013 del 2/2/2013), existía también la posibilidad, más eficiente desde varios puntos de vista, de que las instalaciones del Régimen Especial vendieran la electricidad al precio del mercado más una prima, pero ya no es el caso (otro de los sin sentidos regulatorios de los últimos tiempos por lo que se refiere a las energías renovables en España, al eliminar la única señal de precio para que la generación renovable participara en la operación del sistema, perdiendo la posibilidad de sacar provecho de la despachabilidad que algunas tecnologías como la solar termoeléctrica pueden ofrecer). En estas condiciones, todas las energías renovables del Régimen Especial entran en el mercado con un coste de oportunidad nulo, pues su interés es generar siempre que sea posible para maximizar la producción de electricidad anual y por tanto sus ingresos por FIT. En otras condiciones (sin FIT), las energías renovables no gestionables (eólica, fotovoltaica,…) seguirían entrando en el mercado a coste de oportunidad nulo, pues con disponibilidad de recurso (sol o viento) tienen que generar electricidad para no perder la oportunidad de hacerlo, pero otras tecnologías renovables como la solar termoeléctrica entrarían con un coste de oportunidad no nulo dado que gracias a su capacidad de almacenar pueden generar la electricidad en periodos distintos a los de captación del recurso renovable, maximizando de esta forma sus ingresos si los precios del mercado transmiten las señales adecuadas en relación al valor de la energía en cada momento.

Además de las renovables, la nuclear también entra en el mercado a coste de oportunidad a coste de oportunidad nulo, aunque en este caso por motivos totalmente distintos: La rigidez de la tecnología nuclear y sus dificultades para regular la generación hacen que le resulte más conveniente ofertar a coste de oportunidad nulo para asegurarse que entra en el despacho y evitar así tener que regular su generación. Además, dado que el precio que cobrará por su generación será el de la última tecnología que oferte (precio de casación) y que además estas centrales se encuentran ya amortizadas, esta estrategia de ofertar a coste de oportunidad nulo le proporcionará grandes beneficios.

Es decir, en el contexto del mecanismo de mercado marginalista (todas las centrales cobrando la electricidad al precio de la oferta más cara que haya entrado en el despacho), las centrales que ofertan a precio más bajo y que tengan su retribución ligada al precio de mercado (no es el caso de las renovables en el contexto actual con una FIT), dependen para la generación de sus ingresos que entren en el despacho otras centrales con ofertas más caras. Esto permite estrategias como las de ofertar a coste nulo para asegurarse la entrada en el despacho, pero sólo mientras el precio de casación final asociado a la oferta de la central más cara que entre en el despacho sea suficientemente elevado como para  proporcionar la rentabilidad necesaria. Evidentemente esta estrategia deja de funcionar a medida que va creciendo la cantidad de energía ofertada a precio nulo, y en el contexto de mercado libre deja de ser sostenible al tender hacia una situación donde todos los generadores oferten a coste nulo, es decir, cuando las ofertas con un coste un nulo y de un valor mínimo para cubrir los retornos requeridos del parque generador ya no entren en la casación.

Bien, pues volviendo al OoME, como podemos ver en la Figura-1, al ir incrementando la generación renovable con coste de oportunidad nulo (todas las renovables del Régimen Especial en el contexto actual), la curva de oferta se desplaza hacia la derecha, de tal forma que el precio de casación en el cual se corta con la curva de la demanda es cada vez menor. Si bien es cierto que la energía consumida será en principio algo superior, pero como consecuencia de las elevadas pendientes de las curvas de oferta y demanda en esta región, tiene mucho más peso la reducción del precio de casación (precio unitario de la energía) que el incremento de la energía intercambiada, conduciendo por tanto a una reducción del coste absoluto de la electricidad comercializada en el mercado mayorista.

 

Figura-1: Efecto de la introducción creciente de energías renovables a coste de oportunidad nulo en el precio de casación del mercado mayorista de electricidad.

 

La Figura-2 recoge la cuantificación de este efecto realizada en el informe de APPA a lo largo de los últimos años, expresada de dos formas: por unidad de energía renovable generada (valor ‘order of merit effect’), y por unidad de energía comercializada en el mercado mayorista (reducción precio mercado mayorista). Para comparar presentamos también el valor promedio de las primas a las energías renovables en estos años.

 

Figura-2: Cuantificación del OoME a lo largo de los últimos años, en términos específicos tanto por unidad de generación renovable como por unidad de energía comercializada en el mercado mayorista. Se presentan también los valores de las primas promedio de todas las tecnologías renovables en estos años. Procesado a partir de los resultados presentados en el informe macroeconómico de APPA.

 

La Figura-3 recoge la evolución a lo largo de los últimos años de los valores anuales del OoME, de las primas y del ‘ahorro neto’, obtenido como diferencia de ambos, tanto en valor específico por unidad de generación renovable como en valor absoluto. Como podemos observar, el OoME se ha ido reduciendo a lo largo del tiempo en términos específicos, manteniéndose relativamente constante en términos absolutos, mientras que las primas se han ido incrementando a lo largo del tiempo, de forma especialmente acentuada en términos absolutos (como consecuencia del crecimiento de la cantidad de electricidad de origen renovable), de tal forma que si bien hasta el año 2009 el ‘ahorro neto’ ha resultado positivo, en los años 2010 y 2011 ya ha resultado negativo.

 

Figura-3: Evolución de los valores anuales del OoME, de las primas y del ‘ahorro neto’ obtenido como diferencia de ambos. Procesado a partir de los resultados presentados en el informe macroeconómico de APPA.

 

En términos acumulados, los resultados son los que nos muestra la Figura-4, en la que podemos observar que si bien el ‘ahorro neto’ ha empezado a decrecer en el año 2011, pero en términos absolutos es todavía muy significativo. En este resultado se apoya el informe de APPA para argumentar que hasta la fecha, el efecto neto de las primas a las renovables han proporcionado un ‘ahorro neto’ para el sistema eléctrico.

 

Figura-4: Evolución de los valores acumulados del OoME, de las primas y del ‘ahorro neto’ obtenido como diferencia de ambos. Procesado a partir de los resultados presentados en el informe macroeconómico de APPA.

 

Bueno, hasta aquí la exposición de los conceptos y de algunos de los resultados obtenidos en relación al OoME y las primas a las energías renovables. A partir de ahora un análisis crítico del OoME y de sus implicaciones reales desde un punto de vista global y bajo la perspectiva de evolucionar hacia un sistema energético basado en energías renovables.

En principio, el OoME podría entenderse como una corrección de las imperfecciones del mercado, en concreto una corrección del hecho de que la mayoría de tecnologías que entran en el despacho de electricidad en un instante dado estén cobrando un precio por la energía (precio de casación) superior al precio al que ofertaron. Pero claramente se trata de un mecanismo de corrección poco eficiente al no estar orientado a objetivos, y claramente conduce a una situación insostenible al proyectarlo hacia el futuro.

En efecto, imaginemos que evolucionamos en la dirección deseada, es decir, que la penetración de renovables en el sistema eléctrico va creciendo hasta eventualmente llegar a cubrir toda la demanda, y que además las tecnologías renovables van evolucionando a través de sus curvas de aprendizaje de tal forma que el apoyo requerido para su despliegue (tarifas o primas a la generación en régimen especial) se va reduciendo con el tiempo hasta eventualmente desaparecer por completo. En estas condiciones, y bajo el contexto del mercado marginalista actual, el precio de casación sería nulo, por lo que el parque generador (en este caso 100% renovable) no obtendría ningún ingreso por la producción de electricidad, y por tanto resultaría económicamente inviable al no proporcionar los retornos requeridos por las inversiones necesarias para desplegar ese parque generador: Es decir, o bien esas inversiones no se llevarían nunca a cabo si la situación pudiera ser anticipada por los inversores, o bien aquellos inversores que se vieran atrapados por esta situación de forma retrospectiva (ese término al que parecen haberse adherido nuestros gobernantes en materia de regulación asociada a las energías renovables) no recuperarían su capital. En definitiva, el sistema eléctrico resultante sería totalmente insostenible.

Evidentemente esta insostenibilidad no sería tal si la retribución asociada a la generación en el caso que apuntábamos arriba estuviera regulada, es decir, si cada una de las tecnologías que participaran en la cobertura de la demanda eléctrica recibiera una retribución regulada por su generación que permitiera cubrir sus costes de ciclo de vida (no los costes de oportunidad) con una rentabilidad aceptable, lo cual no es ni más ni menos que la extensión natural del mecanismo de tarifas (FIT) o primas bajo el que actualmente funcionan las energías renovables en Régimen Especial, con un valor de las FIT o primas que evidentemente se irían reduciendo acompañando a las distintas tecnologías por sus curvas de aprendizaje hasta llegar a establecerse en los valores asintóticos correspondientes a la madurez de cada una de las tecnologías. Por tanto, realmente no creo que resulte adecuado considerar el mecanismo de FIT o primas como un elemento negativo o a superar en la operación de nuestro sistema eléctrico, tal y como actualmente se pregona tanto desde el sector de los generadores convencionales (representados por las grandes compañías eléctricas con intereses en esa generación convencional, que para más guasa provienen de un sistema regulado, y han recibido unas retribuciones – CTC – para su ‘compensar’ su transición al sistema liberalizado), así como desde tendencias emergentes del sector renovable como el autoconsumo (ver post anterior).

Por tanto, vemos cómo el mecanismo de FIT o primas, más allí de constituir un apéndice transitorio para el apoyo al despliegue de las renovables, puede llegar a constituir la herramienta definitiva para operar un sistema con elevada penetración renovable. Pero volviendo al tema que nos ocupa, este escenario ya no corresponde a un mercado libre de electricidad (que habría colapsado por el OoME), sino a un mercado regulado, que siempre y cuando cuente con mecanismos de control y participación democrática (es decir, nada que ver con la regulación energética actual…) puede realmente llegar a ser mucho más eficiente y efectivo que un mercado libre para internalizar todo el valor que aporta la generación basada en energías renovables para la sociedad.

Por otro lado, incluso en la situación actual con limitada penetración de las energías renovables y el mercado eléctrico que tenemos, es preciso analizar con cierta precaución el destino del ahorro asociado al OoME:

• Las renovables, puesto que todas ellas tienen una tarifa fija (FIT) a la que se retribuye su generación (una vez eliminada la opción de prima sobre precio de mercado por el RDL 2-2013) van a cobrar lo mismo independientemente de la reducción del precio de casación por el OoME, y de hecho, su prima equivalente (como diferencia de la FIT y el precio de mercado) se incrementará como consecuencia de la reducción del precio de mercado asociada al OoME.

• La mayoría de los consumidores, al no tener participación directa en el mercado mayorista y encontrarse sometidos a las tarifas del mercado minorista que tienen contratadas con las comercializadoras, tampoco van a ver directamente repercutido el OoME sobre el coste de la electricidad que adquieran. Por tanto, en este contexto, el OoME se traduce directamente en un incremento del margen de beneficio para las comercializadoras, a costa de una reducción del ingreso de los generadores convencionales.

• Esta reducción de ingresos de los generadores convencionales, podría en primera instancia considerarse lícita al corregir algunas de las imperfecciones del mercado marginalista actual, como son los beneficios excesivos (windfall profits) que reciben estas compañías al cobrar el precio de casación para la generación de algunas centrales que ya tienen amortizadas (como las nucleares y grandes hidroeléctricas), pero a medida que fuera creciendo la penetración renovable (y por tanto reduciéndose el precio de casación del mercado), llegaría a sobrepasar ese límite a partir del cual no se obtuvieran los retornos necesarios y lícitos (evidentemente, dentro de ese ‘lícitos’ se excluye la recuperación de inversiones especulativas injustificadas como la del gran parque de centrales de ciclo combinado, cuya responsabilidad debería recaer exclusivamente sobre los que decidieron hacer esa inversión y no sobre la sociedad) de la generación convencional, conduciendo por tanto a la generación de un nuevo déficit de tarifa con origen en la parte de mercado de la tarifa eléctrica (el déficit de tarifa actual tiene su origen en la parte regulada de la tarifa). Y en primera instancia, esa reducción de ingresos en los generadores convencionales (y por tanto de las grandes eléctricas), lo que produce es ese pataleo y acción de lobby contra las renovables del que como hemos visto los últimos gobiernos que hemos tenido no tienen la capacidad, madurez e independencia como para mantenerse al margen.

Por tanto, creo que hay que ser cautos al emplear el OoME como argumento principal para justificar que las primas a las renovables tienen un coste nulo para el sistema eléctrico e incluso que no afectan al déficit de tarifa (el déficit de tarifa actual se genera en la parte regulada de la tarifa, dónde se encuentran las primas a las renovables entre otros elementos de coste, mientras que el OoME afecta a la parte de mercado de la tarifa, y de hecho, tal y como comentábamos, el OoME podría llegar incluso a ser el origen de un nuevo mecanismo de generación de déficit en la parte de mercado de la tarifa), puesto que apoyarse en el OoME conduce a una situación insostenible para el despliegue de renovables en contexto de mercado.

Por lo que se refiere al déficit tarifario actual, las renovables no constituyen ni mucho menos su causa principal, y evidentemente el objetivo principal debería ser el revisar y corregir las ineficiencias del mercado eléctrico que contribuyen a la generación del déficit, empezando por las que existen dentro de la propia parte regulada de la tarifa, y siguiendo por aquellas que se encuentran en la parte de mercado (como los windfall profits que comentábamos anteriormente) y que evidentemente deberían ponerse en juego para compensar el potencial déficit de la parte regulada. Pero una vez corregidas estas ineficiencias, el déficit de tarifa remanente debería eliminarse cubriendo los costes reales del sistema, lo cual incluye los costes asociados a la generación renovable, que no es otra cosa que reconocer el valor que esta generación aporta a la sociedad.