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Archivo mensual: junio 2013

¿Es suficiente el mercado eléctrico para “inducir” los márgenes de potencia necesarios para asegurar competencia y garantizar suministro?. Todo indica que no.

El denominador común de todos los ponentes industriales en el Foro de AEGE, tal como resumí en mi último trabajo, fue la necesidad de impulsar en España contratos de electricidad largo plazo referidos a variables energéticas mundiales, demostrando con datos concretos que nuestro pool pesa demasiado en el mercado eléctrico y que, por tanto, nuestros precios eléctricos tienen demasiada volatilidad a corto y ninguna garantía de competitividad a largo. Este planteamiento, que yo mismo defendí en mi trabajo anterior, me ha hecho llegar una serie de comentarios, dudas  y miedos de los que quiero destacar uno:

  • ¿Generaría un mercado pool más enfocado a los ajustes señales de precio suficientemente potentes como para impulsar las inversiones necesarias desde la perspectiva de seguridad de suministro, incluidos los márgenes para compensar situaciones adversas?

Y, añado yo, también desde la perspectiva de la competencia real hacen falta márgenes, porque si no hay exceso de oferta no hay mercado sino racionamiento.

Como es habitual, adelanto mi opinión: En un producto como la electricidad, imprescindible en horizontal, no almacenable y muy difícilmente sustituible, un mercado liberalizado pero todavía aislado no garantiza competencia suficiente como para inducir las inversiones necesario, por lo que el regulador responsable no puede dejar de vigilar el grado de adecuación de la oferta a las necesidades previsibles, teniendo en cuenta el plazo necesario para la maduración de las inversiones.

A continuación trataré de justificar esta opinión, reflexionaré sobre el concepto de planificación y sobre la lógica de los bilaterales proveedor-cliente a largo plazo, propondré un análisis de la situación de nuestro sistema para ver si la garantía de suministro a plazo está asegurada o no en condiciones Murphy, a pesar de nuestro enorme exceso de potencia instalada, y acabaré, como siempre, con conclusiones concretas.

¿Garantiza el mercado eléctrico potencia eléctrica suficiente a futuros?: Partiendo del principio de que un mercado competitivo si lo hace, pero bajo la condición de un necesario equilibrio de poder entre proveedores y clientes, para la electricidad mi respuesta es no. En electricidad los clientes no pueden dejar de consumir si quieren seguir “vivos”, en su fábrica o en su casa, están sometidos a medios de transporte específicos, limitados y propiedad de sus proveedores y, en nuestro caso, no pueden sorprender a nadie comprando la electricidad fuera de nuestras fronteras. Es decir, en electricidad ese necesario equilibrio es muy complicado, por no decir imposible, y en una situación de aislamiento, todavía más.

Mi razonamiento se basa en que si los proveedores, de cualquier cosa, cuentan con clientes cautivos y precioaceptantes, el riesgo de que caigan en la tentación de ir cortos de oferta es altísimo. Pues bien, en electricidad esas características se dan con transparente plenitud, con clientes maniatados, que no pueden dejar de consumir ni salir a comprar fuera, con lo que la carestía afecta directamente a su competitividad, y a la del país por agregación. Y tenemos un ejemplo concreto, y próximo, y también aislado, Reino Unido, con sus reguladores revisando en profundidad el diseño de su mercado eléctrico precisamente porque comprobaron que la inversión en generación no seguía el ritmo necesario.

Por eso yo creo que, sea cual sea el tipo de mercado o el nivel de liberalización, en electricidad la autoridad no puede dejar de vigilar la situación teniendo previstas líneas de actuación para, en su caso, inducir a tiempo nuevas potencias por dos motivos, porque sin márgenes suficientes de oferta no hay mercado real, y porque quedarse cortos en electricidad no es planteable en un país desarrollado. Por cierto, recordemos que no ha sido nuestro mercado el que ha inducido la sobrecapacidad, sino unas primas reguladas fuera de mercado.

¿Planificación como herramienta imprescindible?. Mi planteamiento anterior no debe traducirse por necesidad de planificación porque, a mi juicio, el concepto de planificación es incompatible con el de mercado competitivo. De hecho, en electricidad, tras la liberalización nuestra planificación se dividió en dos, una para las redes, con carácter obligatorio para los gestores, y otra para las potencias de generación, meramente indicativas para los generadores, que mantienen su libertad de inversión. Incluso me atrevo a razonar que esa función meramente indicativa puede afectar negativamente a la competencia real, porque los agentes ya tienen una referencia, más bien un techo, a la hora de plantear sus inversiones ya que si, al final, los números resultasen cortos, los precios subirían, ellos no perderían clientes y la responsabilidad sería del planificador. Baste señalar, como contraste, que en ninguno de los sectores para los que he trabajado hay planificaciones públicas, ni indicativas ni nada. Lo que hay es mercado real globalizado que si induce inversiones.

Los bilaterales largo plazo, el pool y el sistema: Desde la perspectiva del sistema eléctrico hay que tener en cuenta que las subastas en el mercado pool diario generan un “mapa” de centrales casadas que no tiene en cuenta ni el mapa de la demanda ni el de las redes disponibles, por lo que lo primero que tiene que hacer REE todos los días es los ajustes necesarios, las famosas restricciones técnicas, para integrar los tres mapas y, ya en el día siguiente, equilibrar permanentemente oferta y demanda. Y pregunto: si una parte de esas subastas previas se sustituye por el flujo derivado de contratos bilaterales firmes proveedor-cliente, de cuyo nivel, y no del precio, REE estaría siempre informada, ¿hay cambios negativos para esa función de REE? Francamente, lo que yo veo es lo contrario, porque para un trabajo como el de REE todo lo que sea estabilidad e información previa es positivo.

Otra cosa es que el pool, nuestro OMIE, mantenga el tamaño suficiente para garantizar liquidez a todos, generadores, comercializadores, consumidores. No tengo capacidad para evaluar ese mínimo, pero me valen los ejemplos europeos que demuestran que incluso basta un 20%. Y por supuesto un mercado de ajustes separa más la diferencia entre precios máximos y mínimos, pero la experiencia en otros productos es que ello no afecta al precio medio en plazos largos ni, por supuesto, al fijado internamente en cada bilateral.

En definitiva, si no hay motivos técnicos y, además, todos los generadores eléctricos cuentan con contratos a muy largo plazo para el aprovisionamiento de sus materias primas, ¿por qué no fluyen con normalidad los contratos bilaterales largo plazo que piden con insistencia sus empresas-cliente?¿No será que la oferta tiene demasiado “poder de mercado”?

El ejemplo Murphy para evaluar la realidad de nuestro exceso de potencia eléctrica: Como es habitual, utilizaré un gráfico para explicarlo, representando para el periodo 2000-2010 los datos anuales de potencia total instalada, la demanda punta de cada año, la potencia realmente segura en condiciones negativas de oferta, año seco, viento en mínimos, punta nocturna, etc, y datos sobre las aplicaciones de interrumpibilidad hasta 2009, la última no de prueba.

Hasta 2012 la potencia por tecnologías y la demanda son datos de REE y CNE y, hasta 2020, he hecho el siguiente supuesto: Los 50.000 MW de potencia punta que la Planificación 2011 preveía para 2014-15 los traslado a 2020, por el peso de la crisis, y respecto de la potencia instalada, supongo que se mantiene la tendencia a la baja en carbón y fuel, que al final, desgraciadamente, se cierra Garoña y que, también por la crisis, los incrementos de potencia previstos 2012-2020 por esa Imagen2Planificación solo se cumplirán al 50%. En cuanto a la curva de potencia realmente segura en condiciones Murphy, lo que he hecho es aplicar los porcentajes de disponibilidad para cada tecnología indicados en el recuadro enmarcado por puntos en azul.

Todos se han producido ya, uno a uno, en año seco, poco viento, indisponibilidades globales programadas y sobrevenidas, etc, pero la condición Murphy es que coincidan con la punta de demanda, lo que es poco probable pero no imposible. Respecto de los ciclos combinados, debo aclarar que la disponibilidad garantizada la he rebajado del 85% al 75% a partir de 2010 porque hay que tener en cuenta que funcionando como potencia de respaldo de la eólica, y muy pocas horas al año, o sea totalmente fuera de diseño, el incremento de indisponibilidades y mantenimientos es inevitable.

El resultado, como se ve, es que cuando la de potencia “Murphy”, la realmente segura, la azul de puntos, se situó en los primeros años 2000 por debajo de la roja, la potencia punta demandada, REE no tuvo más remedio que aplicar de forma intensiva la interrumpibilidad, su último recurso para evitar apagones, y resulta que con los mismos coeficientes la situación se vuelve a producir a partir de 2014-2015, luego ese exceso de potencia es más nominal que real si las cosas se ponen coincidentemente duras. Además, dos cosas a tener en cuenta: que las curvas de disponibilidad no incluyen problemas de red, que también se pueden producir, y que un conjunto de empresas, dentro del esquema de gestión de demanda que llamamos interrumpibilidad, bajaban entonces su potencia demandada en horas punta, y la siguen bajando ahora, por lo que la curva de demanda futura podría desplazarse al alza en +/- 1.000-1.500 MW, dependiendo de que se mantenga o no esa parte en el esquema futuro de gestión de demanda.

Por supuesto no pretendo que los supuestos y coeficientes planteados sean absolutamente indiscutibles, pero considero que no son disparatados, con lo que el resultado hay que entenderlo como un toque a los que sólo piensan que los más de 100.000 MW instalados dan margen para todo, y justificación de que el gobierno no puede dejar de vigilar la situación.

Conclusiones: Las voy a resumir de forma muy esquemática:

  • Dadas las condiciones específicas de la electricidad, el mercado liberalizado no induce por si mismo, ni mucho menos garantiza, el ritmo de inversión necesaria para asegurar potencia suficiente en toda situación.
  • Los contratos bilaterales largo plazo basados en referencias energéticas internacionales, y no en la volatilidad del pool diario, tendrían efectos incluso positivos para el trabajo de REE al ajustar en todo momento oferta y demanda.
  • Nadie pone en duda la necesidad de un mercado con liquidez suficiente para los ajustes necesarios en un producto que no se almacena, pero ello no es ni mucho menos incompatible con la contratación bilateral a largo plazo no referenciados al pool.
  • La garantía de suministro de electricidad presente y futura es incuestionable, y como no es seguro que el mercado eléctrico la garantice por sí mismo, los reguladores tienen que analizar permanentemente la realidad deducible de las inversiones en curso.
  • El regulador tiene que disponer de herramientas suficientemente potentes como para inducir, provocar, las inversiones necesarias para garantizar suministro a largo plazo, por supuesto en coherencia con la lógica de un mercado libre pero también con las condiciones específicas de la electricidad.
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