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Archivo mensual: diciembre 2013

Los precios del pool de la primera quincena de octubre. Es imprescindible que la reforma eléctrica revise en profundidad lo que ahora llamamos mercado.

No es la primera vez que hablamos de esto, pero lo que ha ocurrido estos días con los precios del pool, y las justificaciones que se han dado, merecen un repaso. Sabemos que la nueva CNMC ha recibido el encargo del Ministerio de estudiar la situación, lo que me parece correcto, y en estas líneas voy a intentar demostrar que la demanda no ha tenido nada que ver con el subidón de precios de la primera quincena de diciembre, para acabar con otra reflexión sobre la necesidad de reconocer que el mercado eléctrico necesita un rediseño para que el juego oferta-demanda tenga el peso que tiene que tener para que podamos hablar de un mercado real.

Para partir de datos, y no de sensaciones, he utilizado datos de REE y de OMEL para poder comparar demandas y precios en un periodo que abarca las dos primeras semanas completas a partir del primer lunes de diciembre 2012 y 2013. Los datos de calendario no coinciden por uno día de diferencia, pero lo que buscamos son periodos coherentes para comparar curvas de demanda y precios que incluyan los mismos fines de semana en el periodo analizado. 

Los precio pool: Para empezar por el principio, el siguiente gráfico recoge los precios máximos y 2mínimos de cada día, durante el periodo indicado, a partir de la información OMEL He utilizado los precios máximos y mínimos de cada día para luego compararlos con las demandas, también máxima y mínima de cada uno esos días. De un vistazo, está claro que los precios pool máximos y mínimos de las dos primeras semanas de diciembre 2013 son claramente superiores a los del mismo periodo del año anterior, de una forma más “lineal” los máximos, y más alocada los mínimos.

La demanda de potencia: Y ahora veamos con ha evolucionado la demanda comparada, también a 1partir de los máximos y mínimos diarios de la potencia demandada a nivel peninsular durante esas dos semanas, con las puntas de demanda de cada día en invierno en el entorno de las 8 de la tarde y las demandas mínimas alrededor de las 4 de la madrugada, horas normalmente cubiertas por los precios máximos y mínimos del pool, con lo que podremos explicar las diferencias tan sensibles en los precios máximos y mínimos de cada día, dadas las diferencias importantes en las potencias máxima y mínima demandada.

Y los datos ya están claros. Las demandas máxima y mínima de las dos primeras semanas diciembre 2013 son prácticamente idénticas a las del mismo periodo 2012, tanto en forma como en nivel, luego la demanda tiene responsabilidad nula en el alza de los precios diciembre 2013, salvo que alguien piense que había que apagar España para mantener los precios eléctricos.

Para cuantificar las cosas, he preparado el cuadro adjunto, que recoge los valores medios de esos 14 días 3para esas cuatro curvas, las de precios y demandas. Pues bien, los precios  máximos han resultado en 2013 un 55% más caros, y los mínimos un 80% más caros, para unas demandas máximas y mínimas prácticamente idénticas. Y el hecho de que la subida de precios sea mayor en los mínimos de demanda va a hacer que, en los próximos comentarios sobre la cobertura de la oferta eléctrica, me dedique a los momentos de mínima demanda de cada día, cuando todo sobra y hay mercados eléctricos europeos en los que aparecen precios negativos.

El problema está en la oferta, no en la demanda: Es cierto que ha habido menos viento, menos agua fluyente y menos nuclear, pero ya hemos tratado en otras ocasiones que, a efectos de la formación de precios, los tres ofrecen a precio cero para garantizar que el mercado asume toda su producción, y que al final son los ciclos combinados los que tienden a fijar precios en el pool, dado que son los mejor preparados para ajustarse a las oscilaciones del viento. ¿Es que esa falta de agua, viento y nuclear nos ha llevado a rozar los límites de capacidad de las centrales para justificar esas fuertes subidas? Pues no, ni en las demandas máximas ni en las mínimas, pero en los momentos de precios mínimos, que han subido un 80% respecto de los mismos 14 días en 2012, las demandas han sido del orden de 22.000 MW, sólo un 20% de la potencia total instalada, y con un aporte medio de los ciclos combinados del orden 2.600 MW, para una potencia total instalada en ciclos de más de 25.000 MW. Es decir, e insisto, el problema no lo ha creado la demanda ni de lejos.

Para algunos colegas a los que he consultado, el motivo hay que buscarlo en la situación del gas en España, con escasez y precios al alza debido al desvío de metaneros hacia mercados con el precio más caro que el nuestro. Sin profundizar en el tema, a mi me parece que el razonamiento es coherente, y lo voy a tener en cuenta.

¿No debería la reforma eléctrica abordar el diseño del mercado?: Un mercado real se justifica a si mismo cuando cumple simultáneamente con dos condiciones básicas, ofrecer a los proveedores eficientes rentabilidad suficiente a largo plazo, y a los consumidores precios competitivos, también a largo plazo, y a mi me parece que nuestro mercado eléctrico no está garantizando ninguna de las dos, más bien al contrario. Y lo que ha pasado estas dos semanas no lo contradice, al revés, porque vuelve a poner de manifiesto que la demanda real no juega en el mercado pool porque es inelástica a los precios a corto plazo, con lo que no es cierto que los precios pool respondan al juego oferta-demanda, porque una fábrica no se puede poner en marcha o parar en función del precio del pool de cada día, y una casa tampoco, y como estamos en una isla eléctrica todo es más complicado. Y lo hemos visto, los precios medios de esas dos semanas han resultado nada menos que un 60% más caros que los del año pasado, pero las demandas han sido las mismas. Y yo me pregunto, ¿es normal que un poco de viento o de agua disloquen los precios del mercado de referencia? Si la respuesta es si, puede el pool ser mercado de referencia?. Y más preguntas:   ¿si estuviésemos en un mercado eléctrico UE real, habría pasado esto?¿si un cliente español pudiese contratar sin problemas con un proveedor austriaco, o alemán, o francés, o noruego, habría pasado esto?¿si en España fuesen normales los contratos a largo plazo proveedor-cliente final, habría pasado esto?¿si estuviésemos realmente interconectados vía gasoductos suficientes con el mercado de gas centroeuropeo, habría pasado esto?

Dicho de otra manera, como la electricidad es como es, imprescindible y no almacenable,  y como las conexiones eléctricas y de gas con el resto de la UE no serán suficientes en años, o lustros, la idea de un mercado real UE de electricidad y gas va para muy largo, luego: ¿no es imprescindible replantear las bases de la contratación eléctrica en España para que se cumplan los dos principios antes indicados, rentabilidad para los ofertantes y competitividad para los demandantes, o sea competencia real entre los proveedores y capacidad real de los consumidores para negociar sus precios eléctricos de tu a tu con cualquier proveedor, tanto a corto como a largo plazo?. Obviamente, mi respuesta es que si, que es necesario que la reforma eléctrica incluya todo esto en sus objetivos, teniendo en cuenta las características de la electricidad, la mezcla electricidad-medioambiente-CO2, nuestra condición de isla y la imprescindible necesidad de precios eléctricos competitivos con senda a largo plazo transparente y de garantizar inversiones suficientes por parte de los proveedores.

Respecto de esto último, hay una cosa que me empieza a preocupar. En este mundo globalizado y lleno de multinacionales, es normal escuchar que, a pesar de las crisis, algunas de nuestras multinacionales llegan a resultados positivos gracias al negocio fuera de España. Pues bien, en el caso de las multinacionales eléctricas que operan en España, el problema es que tienen necesariamente que invertir en nuestro país para garantizar suministro a largo plazo. En electricidad, mientras sigamos aislados, no vale con el retorno de las ganancias si no hay compromiso de inversiones suficientes en nuestro territorio y con garantía de precios competitivos, para no echar a las multinacionales no eléctricas.

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La interrumpibilidad y la modulación. Dos formas distintas de colaboración de la industria con la eficacia y seguridad del sistema eléctrico

En mi último trabajo, referido a la nueva OM de “gestión de demanda de interrumpibilidad”, expliqué, entre otras cosas, que el esquema de colaboración de la industria intensiva con el sistema eléctrico, iniciado en los 80, se centró en tres “herramientas” básicas, interrumpibilidad, modulación y gestión de reactiva, cada una con sus propias fórmulas de valoración y que, de esos tres componentes iniciales, la gestión de reactiva ya no se incluyó en la reforma 2007, en la que también la modulación dejó de ser un concepto independiente, integrándose su valoración en una nueva fórmula de interrumpibilidad, y que en la nueva OM de “gestión de demanda de interrumpibilidad”, de 1 de noviembre 2013, la modulación no tiene cabida en la práctica.

He recibido bastantes comentarios, que se pueden resumir en que no he explicado en qué consiste la modulación, sus diferencias con la interrumpibilidad y por qué no “cabe” en la referida OM, por lo que me parece oportuno corregir esos vacíos, para lo que a continuación voy a explicar que es lo que se pretende con la interrumpibilidad y la modulación, para que se vea que ambos son positivos para la eficiencia del sistema y su seguridad y que, no siendo incompatibles, a veces su aplicación no puede ser simultánea. Luego luego pasaré revista a las dificultades relacionadas entre la modulación y la crisis económica y acabaré con una propuesta que permitiría reintegrar la modulación en la OM que nos ocupa.

La interrumpibilidad: En origen, se planteó como herramienta de último recurso para que REE pudiese evitar cortes de suministro ante situaciones sobrevenidas, escasez o fallos en las centrales de generación, sobrecargas en las líneas de transporte o distribución, otros problemas en las líneas, etc, de forma que la petición de interrumpibilidad a unas cuantas empresas permitiese a REE evitar el corte al resto de consumidores, dándole tiempo para restablecer el equilibrio. Por ello se previeron interrupciones de distinta duración.

A esta funcionalidad de último recurso la última OM ha añadido que la interrumpibilidad también pueda ser aplicable para abaratar lo que le cuesta a REE, y luego los consumidores, disponer de márgenes de potencia inmediata segura en todo momento y en todas las zonas de consumo. A partir de ahora, REE podrá obtener ese margen de seguridad aplicando la interrumpibilidad, a los precios del contrato anual, en lugar de tener que acudir a subastar esa necesidad de potencia entre los eléctricos, con el resultado de precios tendiendo a muy caros.

La modulación: El objetivo de esta herramienta es favorecer consumos máximos en horas valle y mínimos en horas punta, para “achatar” la curva de carga, es decir, reducir la diferencia entre máximos y mínimos diarios para que no sea necesaria tanta potencia instalada en centrales y líneas de transporte y distribución para garantizar ese máximo, y que, una vez superado, ya no son necesarias. Unos datos para entendernos: en 2012, según datos de REE, la potencia máxima demandada en la península fue de 43.527 MW, el 13 de febrero a las 20:21 horas, la mínima fue de 17.597 MW a las 6 menos cuarto de la madrugada del día de Navidad, y la potencia media anual necesaria para producir los 268,6 TWh generados ese año sería de 30.583 MW, un 30% menos que la máxima, pero como el producto no se almacena, y lo consumimos todos para todo, personas y empresas, para garantizar la punta  hizo falta tener instalados y disponibles esos 13.000 MW más, sin incluir los márgenes de seguridad necesarios por si pasaba algo, y solo funcionaron todas las horas del año esos 17.600 MW suficientes para el mínimo. No tengo datos al respecto, pero se que la relación diaria punta-valle es mayor en España que en otros países. Y si hablamos de las líneas de transporte y distribución, también tienen que estar preparadas para esos 43.500 MW, más los márgenes de seguridad necesarios, y estar infrautilizadas el resto del tiempo. 

Y el problema clave no es la forma en que consumimos, sino que no haya stocks. Un ejemplo para aclararnos: seguramente la compra horaria de periódicos es más desigual que la de electricidad, pero basta con llenar los kioscos a las 7 de la mañana, y todo resuelto, y las rotativas y los camiones de distribución trabajan a su ritmo y en su momento, pero no cada vez que alguien compra un periódico.

Por eso, hasta que se desarrollen sistemas reales de almacenamiento, la única solución para disminuir el equipamiento total, y hacerlo más eficiente, es ajustar la demanda, lo que antes he llamado “achatar la curva de carga”. Por eso lo que la modulación planteó a la  industria fue conseguir, vía precios finales de la electricidad, que las empresas se comprometiesen a bajar sus demandas en todas las horas punta del año, y a funcionar a tope todas las horas valle, y todo ello de forma programada en función del calendario eléctrico oficial de cada año.

Modulación e interrumpibilidad son dos productos distintos, pero no incompatibles: La gran diferencia es que la interrumpibilidad es una herramienta de seguridad, que REE aplica a su criterio con el fin de resolver situaciones sobrevenidas, mientras que la modulación es más una herramienta de programación, en la que son las empresas, no REE, las que deciden reducir potencia en función de un calendario fijo, eso si, bajo programas preanunciados a REE.

Estas características no los hacen incompatibles, ni mucho menos, pero no es fácil encajarlas bajo un único esquema de valoraciones y condiciones porque, y espero que mis amigos de REE no se enfaden porque me atreva a ponerme en su lugar, y opinar que,  ante un problema sobrevenido complicado, los responsables de reequilibrar el sistema querrían disponer de la mayor potencia interrumpible posible, y en todas partes, pero como lo más probable es que las situaciones límite para REE se produzcan en los momentos de máxima demanda, resulta que a esas horas las empresas modulares están en mínimos de consumo, y les queda poca potencia interrumpible para ayudar.

Pero, por otro lado, creo que no hay que darle vueltas a que, en cualquier suministro,  es más fácil atender a una demanda plana, constante, que a otra cambiante según horas y sitios, luego consumidores con demanda “a contra curva”, con mínimos en horas punta y máximos en horas valle, ayudan a REE a la hora de gestionar el sistema, además de permitir ahorros en la potencia necesaria en centrales y líneas.

Es decir, las dos cosas, interrumpibilidad y modulación, son positivas para el sistema, pero su  falta de “simultaneidad” hace difícil su enfoque legal de forma integrada, por lo que sería preferible enfocarlas y valorarlas por separado

La modulación y la OM de 1 de noviembre: Tal como está redactada, la OM plantea que la empresa ofrezca el mismo nivel de potencia interrumpible para los 6 periodos horarios de las tarifas de acceso, desde el P1, punta, al P6, valle. Pues bien, pongamos una empresa que, cuando funciona con normalidad, demanda 50 MW, que en caso de interrumpibilidad, necesita mantener 5 MW porque hay instalaciones que no puede parar, y que lleva años modulando y demandando sólo 10 MW en el periodo P1. Luego sólo puede ofrecer 5 MW de potencia interrumpible en P1, y ese es el dato para el resto de periodos y para participar en la subasta de interrumpibilidad.

Sin embargo, si la misma empresa funcionase de forma plana, demandando también 50 MW en el periodo P1 y el resto, podría ofrecer nada menos que 45 MW interrumpibles, y obtendría una compensación 9 veces mayor. De ahí mi comentario de que la modulación no tiene cabida práctica en la OM de 1 de noviembre.

¿Pueden hacer algo las empresas modulares, dentro de la actual redacción de la OM de interrumpibilidad? : Desde el punto de vista técnico, la industria básica está preparada para funcionar de forma plana todos los días del año, y si una parte de ella se hizo modular fue, precisamente, por la propuesta de gestión de los 80, que valoró mucho la modulación. Luego una solución podría ser que las empresas modulares  volviesen a funcionar plano, pero aparece Murphy, como siempre, y es que muchas de las empresas más modulares son las más afectadas por la crisis de la construcción, con lo que la demanda interna de sus productos está bajo mínimos y ya han llevado al extremo las posibilidades de exportación, están sometidas a reajustes empresariales importantes y les resulta imposible incrementar de golpe la producción, que es lo que ocurriría si pasan a trabajar todas las horas del año. Luego, de repente, esas empresas, las más afectadas por la crisis en su propia actividad, ven que sus precios eléctricos tenderán a crecer de forma importante porque las compensaciones por interrumpibilidad bajan con dureza.

También podría plantearse otra solución, que es trabajar plano, pero a medio gas a todas las horas, para que la producción no aumente. Podría ser lógico desde la perspectiva empresarial, pero si seguimos hablando de empresas vinculadas al sistema, disminuir los consumos en horas valle va en contra de la situación del sistema peninsular español, que necesita forzar al alza como sea los consumos en valle,  porque la eólica marca máximos por la noche con mucha frecuencia, y deja muy poco margen para que sigan funcionando centrales eléctricas de base, imprescindibles para que el sistema se ajuste hasta cubrir la punta de demanda de cada día en condiciones de seguridad.

Propuesta: Es decir, como ya está demostrado, creo, los dos productos son muy distintos, y es lógico que una OM específica para la interrumpibilidad no acabe de dar encaje a la modulación, yo creo que lo mejor sería añadir un producto más en la subasta, definido precisamente por la diferencia entre la potencia demandada entre el periodo P6 y el P1, y con la condición de que la demanda en P6 sea la máxima técnica de la empresa. Y esto se puede aplicar a los dos productos a subastar que propone la OM, el de 5 MW y el de 90 MW, de forma que los aspectos clave de la OM se pueden mantener sin problemas teniendo en cuenta las horas de modulación a la hora de cumplir con las condiciones.