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Archivo mensual: abril 2013

El caos de precios del pool español en marzo-abril. Una razón más para revisar en profundidad todo el esquema de mercado eléctrico, virando hacia los bilaterales largo plazo

En las últimas semanas el precio mínimo de electricidad en el mercado español haya sido de 0€/MWh el 57% de los días desde 1 de marzo a 25 de abril), lo que se justifica normalmente porque han coincidido demasiada agua y viento. Por supuesto ha sido cierto, pero su explosiva incidencia en el precio de mercado merece reflexionar si “nuestro” diseño de mercado eléctrico es coherente con “nuestra electricidad”, teniendo en cuenta, además, que esos precios bajos han beneficiado más a los comercializadores que los consumidores, ya que de estos sólo muy pocos compran directamente en el pool, y la inmensa mayoría restante tiene la electricidad contratada con algún comercializador, normalmente sin referencias al pool, o siguen en la TUR.

Es decir, a mi juicio, lo que ha pasado estos días es una demostración más de que nuestro mercado eléctrico necesita una revisión profunda para que, de verdad, responda a la lógica de los mercados competitivos, en los que el cliente es por lo menos tan fundamental como el proveedor. Para explicarme voy a tocar los siguientes puntos, acabando como siempre con conclusiones y propuestas:

  • Los precios OMIE en marzo-abril 2013 comparados con 2012
  • Nuestro aislamiento no ayuda ni a la absorción de nuestras renovables por el resto de la UE  ni a la equiparación de condiciones contractuales
  • El papel del cliente en los mercados tipo pool
  • Algunas sorpresas de los mercados a plazo tipo OMIP
  • Conclusiones y propuestas

LOS PRECIOS OMIE EN MARZO-ABRIL 2013 COMPARADOS CON 2012: El gráfico recoge los precios mínimos y máximos del mercado OMIE (antes OMEL) desde 1 de marzo a 30 de abril en 2012, y hasta 25 de Poll marzo.abrilabril en 2013, separando los años por espacios en blanco. Se aprecian los 32 ceros del mínimo, y que incluso el máximo lo pisó dos veces. El motivo que se escucha es que la suma de tecnologías que ofertan al pool a 0 €/MWh, nuclear, hidráulica, o con preferencia y bajo tarifa, régimen especial, fue muy alta, pero si sólo eso justifica el disloque de los precios, haciendo que incluso los máximos pasen de 90 a 0 casi de un día para otro, es que hay que hacer algo, porque las renovables van a seguir pesando mucho en nuestra estructura eléctrica.

El problema, a mi juicio, es más general, porque el mercado, tal como está diseñado, ni reacciona con racionalidad competitiva en momentos complejos ni la induce en los normales, dado que hay mucha potencia ofertada a 0 €/MWh o bajo tarifa todos los días. (Véase en este mismo blog en el trabajo titulado ¿Induce el mercado eléctrico competencia suficiente entre proveedores, tecnologías e instalaciones? No, y sin competencia perdemos todos, proveedores y consumidores, publicado en septiembre 2012)

NUESTRO AISLAMIENTO ELÉCTRICO NO AYUDA, AL REVÉS: Parece claro que si estuviésemos suficientemente conectados con el sistema europeo, lo que supone redes suficientes y una gestión del sistema muy centralizada, el operador del sistema europeo habría hecho lo mismo que hace REE en España todos los días, asimilar las variaciones de las renovables, hidráulica incluida, sin riesgos para el sistema y sin que exploten los precios. Pero esta situación idílica va a tardar años en llegar, si es que llega, por lo que habrá que seguir aprendiendo a resolver TODOS los problemas dentro de casa.

Y lo mismo pasa con las condiciones contractuales, precios, plazo, garantías, que nos mantienen distintos. Pongo un ejemplo: el nivel de electricidad gestionada por los mercados pool en Alemania y España es muy parecido, mientras que España consume menos que la mitad que Alemania, y no digamos si comparamos con Francia. ¿Tenemos un pool sobredimensionado? A mi juicio, claramente si, lo que significa que los contratos bilaterales directos proveedor cliente pesan demasiado poco, cosa que hay que corregir para que se unan dos hemisferios hoy muy separados, el de los generadores y el de los clientes finales.

EL PAPEL DEL CLIENTE EN EL MERCADO ELÉCTRICO TIPO POOL: En cualquier mercado real el cliente puede elegir proveedor, cambiar de producto por otro parecido, hacer valer en todo el proceso el volumen de compra y capacidad de compromiso, etc, y, en el extremo, puede pasar de comprar, por táctica negociadora porque todavía le queda en stock o en la despensa, o bien por decisión firme, porque el producto es prescindible, lo que el proveedor sabe desde el principio.

Pero con la luz todo cambia porque es imprescindible, ya que se consume mientras se vive, trabajando o disfrutando o produciendo, y, además, no se puede guardar y, por último, no es ni diferenciable ni sustituible. Resultado: el consumidor eléctrico en el mercado pool, en el que compro hoy lo que voy a consumir mañana, solo puede aceptar el precio que salga de un sistema de casación en el que nadie cuenta específicamente con el, y donde tampoco importa el volumen de compra, porque al grupo de vendedores solo les interesa el total, sin tener que distinguir entre clientes grandes y pequeños y, como se juega todos los días, tampoco nadie valora el compromiso de comprar todos los días durante cinco años, por ejemplo. Creo que no hay que darle más vueltas. El llamado consumidor es necesario porque consume, pero en cuanto a precios es, sin más, un precioaceptante y punto

ALGUNAS SORPRESAS DE LOS MERCADOS A PLAZO TIPO OMIP: Aquí aparece una diferencia, que es que el cliente pone en pantalla (la electrónica manda) su oferta de compra, cantidad y precio, y queda a la espera de que alguien la acepte, pero sin ninguna seguridad, como cuando compras en la Bolsa. Eso si, como está comprando a plazo tiene algún tiempo para esperar sabiendo que, si al final se queda vacío, siempre le queda el mercado diario, el pool, para no quedarse sin luz. Pero, mientras, con los traders comprando, vendiendo y especulando en plan financiero, ya que no hay compromiso de consumo hasta que llega el plazo, los precios de casación oscilan.

7El gráfico resume esas variaciones para el producto “Año siguiente”, que para un consumidor supone el compromiso de potencia a consumir todas las horas de todos los días de ese año. La curva azul recoge al precio máximo de todas las transacciones OMIP del año previo, el de contratación, y la verde el precio mínimo. Como OMIP empieza en 2007, he añadido los precios medios anuales Platts para ese tipo de contrato que, como se ve, coinciden totalmente con los precios medios OMIP, la curva discontinua. Y la curva roja es el precio medio de cada año comprando todos los días en el pool al precio medio de cada día.

De todo ello hoy quiero destacar cuatro cosas:

  • La diferencia de precio OMIP máximo sobre mínimo llegó a superar el 40 % en 2009 y 2010, y la media de los 7 años supera el 20%, sin que el cliente pueda hacer mucho más que “adecuar” su precio si ve que su contrato sigue sin cerrarse en la pantalla.
  • La apuesta pool parece más barata como media, pero si la luz pesa mucho en el negocio, ¿Quién puede presupuestar cara al año siguiente, salvo márgenes de tesorería de lujo?
  • Con los datos desde 2008 se ve que, desde la perspectiva de precio anual que estoy pagando, al final todo depende del acierto, o error, al ir cambiando el precio de compra el año anterior hasta casarlo
  • En definitiva, la pinta es que estamos en un mercado en el que se sienten más cómodos, con muchas más capacidades, los especuladores que el consumidor real.

En resumen, tampoco en estos mercados a plazo el cliente puede, de verdad,  “gestionar” su compra con el proveedor y, mucho menos, llegar a poder prever una senda fiable de evolución de los precios.

CONCLUSIONES:  Más bien como reflexiones, propongo las siguientes:

  • Nuestro mercado eléctrico va a tener que seguir integrando cantidades muy importantes de electricidad renovable, pero debe hacerlo de forma suficiente para el generador, cuidadosa con el consumidor y sin descalabros en los precios.
  • Nuestra situación de aislamiento impide que el teórico mercado eléctrico UE nos ayude a digerir excesos puntuales de electricidad no gestionable, y no favorece que las fórmulas y condiciones contractuales de compra de electricidad se vayan alineando a las normales en el resto de mercado eléctricos europeos.
  • En el mercado marginal, OMIE en nuestro caso, el llamado cliente no lo es. No tiene ningún margen, ni como individuo ni como empresa, porque no puede renunciar a la luz. O sea, precioaceptante sin remedio.
  • En los mercados a plazo, “over the counter” (OTC) o el oficial OMIP en nuestro caso, la situación de base no es la misma pero, al final, el precio casado dependerá mucho más del juego especulador que de la realidad económica eléctrica, y la experiencia demuestra que ha llegado a oscilar más de un 40% máximo sobre mínimo en un mismo año.

PROPUESTAS: De forma muy esquemática, parto de la base de que la negociación directa proveedor-cliente final genera mucha más intensidad competitiva entre los proveedores que los mercados coyunturales corto plazo. El motivo es que en esa relación directa se tienen en cuenta volumen, compromiso, respeto mutuo de las empresas involucradas, objetivos, indexaciones compartidas, etc, y por supuesto con ambas partes asumiendo las características específicas del producto, con lo que el proveedor llega a ver al cliente como una garan tía de su propio futuro, y trabajará para no perderlo. Pero todo eso, en España hay que reinventarlo para la electricidad manteniendo los contratos coyunturales ciegos, pero “en su sitio”. Para ello:

  • Es imprescindible impulsar los contratos bilaterales largo plazo generador-consumidor final, que permitan a ambas partes “verse la cara” y apostar juntos por un futuro común
  • En este concepto largo plazo también debe entrar la TUR, o los contratos comparables. Siendo como es un producto que, suficientemente agregado, es muy previsible ¿es imposible contratar a cinco años, por ejemplo, con indexación transparente, en lugar de cada tres meses con todos los medios especulando?
  • La potenciación de esos contratos irá conduciendo al pool hacia lo que debería ser su función fundamental, un mercado de ajustes y de garantía final, en el que todo consumidor o generador pueda compensar las diferencias entre el suministro y consumo reales y los contratados, dado que hablamos de un producto que no se almacena
  • Y los generadores de renovables no se pueden quedar al margen. Por supuesto que, dadas las inevitables oscilaciones de oferta, habrá que encontrar soluciones coherentes, e incluirlas en el contrato, pero estoy seguro de que no hay más que ponerse a ello, y de que la involucración directa de los gestores de renovables con sus clientes ayudará a encontrar soluciones para cada caso, con efecto positivo para las primas y costes del sistema. En todo caso, lo que no puede ser es que el 40% de la generación eléctrica española viva al margen del sistema y de los consumidores.
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