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La CNMC no ha encontrado “manejos” en la subasta CESUR de diciembre, pero está claro que hay que cambiar el sistema de determinación de los precios domésticos

Si en mi último trabajo volvía a insistir en que el mercado eléctrico necesita una revisión profunda, un par de semanas después el Ministerio anuló el resultado de la subasta CESUR, la fórmula de mercado que determina el precio de la electricidad que yo consumiré durante el siguiente trimestre porque, esta vez, el precio resultante fue demasiado alto. La Comisión Nacional de Mercados y Competencia no ha encontrado acuerdos previos, colusión, luego el problema hay que buscarlo en el sistema, el procedimiento, para fijar el precio CESUR.

Y en este trabajo lo que pretendo es intentar explicar qué hay debajo de la subasta CESUR y qué pudo motivar ese precio de casi 62 €/MWh para, al final, atreverme a sugerir que hay que volver a fórmulas basadas en costes reales de producción para fijar los precio de la luz, o por lo menos utilizarlos como referencia de partida para las subastas a la baja, porque cada vez está más claro que las subastas a pelo no funcionan en el producto-servicio electricidad.

Clientes y ofertantes en las subastas CESUR: Los clientes no son los consumidores, sino comercializadores eléctricos específicos CESUR, filiales de las eléctricas clásicas, pero que nunca me preguntan antes de cada subasta qué voy a hacer el trimestre que viene. No defienden a los consumidores en las subastas, simplemente acumulan las demandas probables de sus contratos, sabiendo que lo que compren el día de la subasta, precio incluido, se lo pagarán sus clientes a lo largo del próximo trimestre, porque esos clientes, el consumidor final, o lo acepta o se queda sin luz. Y desde la oferta, a la subasta acuden generadores clásicos e intermediarios, con los que se pretende incrementar el número de ofertantes, teóricamente para mejorar las condiciones procompetitivas. Pero si el resultado es que lo que aparecen son intermediarios, y no nuevos productores deseosos de ganar posición en las ventas de su producto, la fórmula en electricidad sirve para poco. ¿Por qué?

Por qué: El kWh es lo que es, sólo un paquetito de energía indiferenciable, que el intermediario no puede hacer más bonito, o con más prestaciones, ni yo puedo preferir formas o modelos. Es decir, el intermediario vende lo mismo que compra y, como no se almacena, tampoco puede competir a partir de un stock de producto barato comprado en otro sitio o en otro momento, y como estamos en una isla eléctrica, tampoco puede trasladar al consumidor español el resultado de un contrato fantástico en otro país. Dicho de otra manera, estamos hablando de organizaciones que, cuando toque “alimentar mi consumo” durante el próximo trimestre, tendrán que acudir necesariamente a los generadores españoles para conseguir la electricidad que ellos han intermediado en la subasta como vendedores de algo que no tienen. Eso si, como es lógico, de su intermediación buscan beneficios, pero como me venden lo mismo que compran, para conseguirlos no les queda más remedio que asegurarse de que el precio de la subasta, el que yo les pagaré durante tres meses, resultará superior al que ellos pagarán a los proveedores reales durante esos tres meses, y todo ello sin ningún riesgo de que yo decida no comprar electricidad salvo que haya muerto o desaparecido. No quiero llamarlo especulación, pero la realidad es la realidad, y pregunto ¿qué aporta realmente el intermediario CESUR al cliente eléctrico?

La realidad del las compraventas: Creo que hay que recordar que, como la electricidad no se almacena, es imprescindible un mercado totalmente líquido que garantice que cualquier, y toda, demanda eléctrica encontrará oferta suficiente a la hora que sea el día que sea, al precio marginal que resulte. Y esa responsabilidad es la que asume nuestro mercado pool, gestionado por OMIE. Contando con ello, el ofertante intermediario en la subasta CESUR, que no tiene capacidad para generar electricidad, acude como comprador al pool diario y esa electricidad comprada al precio pool es la que vende de forma instantánea al comercializador CESUR, el que ejerció de comprador el día de la subasta, que se la paga al precio CESUR, y este cierra el bucle alimentando mi consumo, porque es conmigo con quien tiene el contrato de tarifa TUR. Pero queda claro que a mi, el consumidor y cliente real, me han tenido totalmente al margen en todo el proceso de determinación del precio de “mi” electricidad.

Datos:  He preparado una información gráfica a partir de los precios CESUR, los precios  medios trimestrales de precios pool y el OMIP trimestre siguiente, para el que calculo la  media de cotizaciones del contrato trimestral inmediatamente posterior al mes en que se celebran las subastas CESUR. De esta forma, las fechas recogidas en los gráficos son las de los trimestres en los que se aplican los precios decididos el mes previo, en CESUR y OMIP, y los del trimestre corriente en el pool, y siempre para el contrato base, no el específico de las horas punta.  

La comparación precios CESUR y precios pool: El gráfico indica los precios de la subasta CESUR y el precio medio del pool durante el trimestre de aplicación de ambos, y se ve que en las 21 subastas, sin Imagen1contar la última, el precio medio trimestral del pool resultó inferior al precio CESUR aplicable ese trimestre 17 veces, y sólo cuatro, los  trimestres 2º 2009, 3º 2011 y 3º y 4º 2013, la cosa fue al revés, con los intermediarios pagando más de que comprometieron a cobrar.

Y tras esas pérdidas, si nos fijamos en los trimestres 3º de 2009 y 4º 2011, justo después de los trimestres en pérdidas, el precio CESUR sube bruscamente y el pool no, al revés. ¿Será para compensar las pérdidas previas?. Y si nos vamos al final de 2013, resulta que los precios pool fueron superiores a los aplicables CESUR durante dos trimestres seguidos, luego, ¿Puede ser que la razón de una subida tan fuerte, como señala la altura del punto rojo, el precio de la subasta de diciembre, es que tenían que recuperar la pérdida de dos trimestres seguidos? No quiero “jurar” que esa fue la única razón, pero lo que está claro es que para nada pensaron en los consumidores a la hora de optar por esa subida en la subasta. En un mercado real si sube de golpe un precio es porque falta oferta y/o presiona la demanda, pero hoy ese no es el caso ni del consumo doméstico español ni de nuestra capacidad de generación.

Lo que podrían ser precios “de referencia”:  Para tratar de tener un contraste, en el siguiente gráfico lo que hago es comparar el precio de la subasta CESUR que me toca pagar  con el precio de Imagen2futuros OMIP trimestre siguiente que antes he explicado. Es decir, en ambos casos precio medio durante el siguiente trimestre, y como la subasta CESUR normalmente tiene lugar en la tercera decena del mes que toca, los intermediaros que van a participar como vendedores saben ya por dónde van los tiros del mercado eléctrico para el siguiente trimestre. Y en el gráfico se comprueba que las dos curvas son prácticamente coincidentes en la mayoría de los trimestres. ¿Casualidad, o el mercado OMIP sirve de referencia para los precios de subastas CESUR la mayor parte de las veces? Pero… ¿y las diferencias?

Pues salvo la del 1er trimestre 2013, se producen tras los mismos trimestres en pérdidas a que antes hemos hecho referencia al comparar con los precios pool. ¿Otra casualidad? Y si volvemos a la subasta anulada, la de diciembre 2013 para precios aplicables el primer trimestre 2014, OMIP ya marcaba para ese trimestre una subida importante, del orden de 8 €/MWh respecto del anterior, pero la subasta CESUR casi duplicó esa cifra, para proponer una subida de casi 15 €/MWh, tras dos trimestres de pérdidas.

O sea, cabe pensar que la referencia OMIP se tiene en cuenta para fijar los precios CESUR, salvo cuando hay que compensar pérdidas. Es decir, los intermediarios parece que siguen pautas justificables, un mercado oficial de futuros, pero cuando les aprieta el zapato van por su cuenta sin pensar, para nada, en cuanto le aprieta el zapato al consumidor. ¿Es esto un mercado competitivo? Para resumir datos, a continuación reflejo los valores medios de los tres “Precios” desde el 4º trimestre 2008 a 4º trimestre 2013:

  • Subasta CESUR:             49,70 €/MWh
  • Precio OMIP:                   48,37 €/MWh
  • Precio pool:                      44,15 €/MWh

 Resumen: Para mi creo que ha quedado claro que todos esos intermediarios, aunque  compitan entre si, necesitan todos un precio de subasta superior al medio del pool del trimestre siguiente para que su gestión rinda beneficios, diferencia que yo tendré que pagar siempre aunque lo que me vendan sea lo mismo que mi teórico representante, la “comercializadora  CESUR”, podría haber comprado directamente en el pool. No estoy planteando esto como solución, porque los precios pool varían mucho mes a mes, y día a día, y el precio de la luz estaría todos los días en los titulares, pero me pregunto: ¿por qué tengo que pagar esa diferencia sin nada a cambio?. Planteado más en profundidad: si, al final, todo sigue consistiendo en que son los eléctricos de toda la vida los que me siguen garantizando la electricidad todos los días, ¿para qué tanto intermediario?. ¿De verdad aportan esa competencia real traducida en menores costes para el cliente?.¿De verdad colaboran en un sistema eléctrico cuyos precios finales, siendo competitivos, garantizan las inversiones suficientes?

Reflexiones y propuesta: No es la primera vez que en este blog he planteado que la electricidad es un producto singular que los gobiernos no acaban de “soltar” al mercado, y que los mercados eléctricos ni inducen las tecnologías más eficientes ni garantizan inversión a largo plazo, y que los clientes eléctricos no pueden jugar de verdad en esos mercados porque son cautivos, porque la compra de electricidad no se puede posponer tirando de stocks ni se puede traer de cualquier sitio del mundo.

Y pregunto: ¿por qué, en estas condiciones, nos seguimos empeñando en que sea unos mercados eléctricos ineficientes los que den referencia de precio a unos agentes de mercado que no van a aportar nada más que sobrecostes?. Y propongo: ¿Por qué el precio de referencia para la tarifa doméstica no se establece a partir de un análisis de coste a largo plazo del sistema, con los parámetros necesarios en función de los horarios de consumo, los costes de las energías primarias, los costes del sistema, las pérdidas, compensaciones interanuales, etc?. ¿Quién lo estudia y propone? Los equipos técnicos del Ministerio o de la CNMC. Y para los que sólo se fían del mercado, un recuerdo histórico: en las condiciones “marco estable”, las vigentes en España hasta la liberalización, en España el sector eléctrico superó varias crisis y se mantuvo fuerte, y nuestras tarifas acabaron situadas entre las mejores de Europa, luego los funcionarios responsables supieron hacer bien su trabajo.

Y ¿a quién se presenta esa referencia de precios largo plazo? Pues a los proveedores eléctricos, todos, en una subasta a la baja para que cada uno exprima sus posibilidades de coste respecto de la propuesta, para ganar ese golosísimo segmento, ya que el consumo doméstico supone en España un 30% del consumo total, y los clientes TUR, perdón, ya CVPC (Contrato Voluntario del Pequeño Consumidor) todavía suponen el 60%. Es decir, utilicemos todas las experiencias de que disponemos, dedicando a identificar un precio coherente con los costes y su evolución a los que ya han demostrado que tienen en la cabeza a los clientes y a los proveedores a la vez, y que saben analizar costes de generación, transporte, distribución y sistema, y los expertos en subastas planteándolas a la baja partiendo de esa referencia. Es decir, a la vez lógica, información técnica y respeto simultáneo a proveedores y clientes, para definir la base, y competencia para mejorarla.

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.

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.

La “nueva” interrumpibilidad ya está en el BOE y la gestión de demanda de la industria intensiva entra en una nueva etapa que merece reflexiones y consolidación largo plazo.

El 1 de noviembre el BOE publicó la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad. La siguiente referencia Internet conduce al texto completo:    https://www.boe.es/boe/dias/2013/11/01/pdfs/BOE-A-2013-11461.pdf

En su momento, a mediados de septiembre, dediqué este blog al borrador de la OM bajo el título “La interrumpibilidad tras la reforma. La propuesta de 17 de julio se puede, y se debe, negociar a tres bandas, industria, REE y Ministerio, para que cumpla todos los objetivos”. Por ello me parece lógico repasar la OM definitiva centrándonos conceptualmente en esa posible negociación y sus resultados, y en los objetivos a futuro, sin entrar en cifras y parámetros concretos.

Como siempre, adelanto mi opinión: La OM presenta cambios sin duda fruto de conversaciones intensas entre los tres “agentes”, empresas, REE y Ministerio, pero los resultados prácticos sólo podrán analizarse con certeza una vez aplicado el nuevo esquema de interrumpibilidad porque, como es totalmente distinto al anterior, nadie tiene experiencia de cómo y cuanto se van a poder adaptar las empresas a lo nuevo. Trataremos los dos temas por separado para acabar reflexionando sobre el futuro de esta fórmula de “vinculación” entre la industria intensiva y el sistema eléctrico en España que, tras 30 años en vigor, entiendo que el Ministerio la sigue considerando necesaria, ya que la ha incluido en la Reforma Eléctrica.

La capacidad de diálogo: Quizá la palabra negociación sea muy “intensa”, y sea mejor hablar de muchas y detalladas conversaciones, pero está claro que el texto BOE de la OM incorpora cambios técnicos y conceptuales que mejoran lo redactado en el borrador desde la perspectiva de posibilidades de oferta de interrumpibilidad de las empresas. Por supuesto que no se han producido todos los cambios propuestos, pero lo que me parece obligado destacar es que Ministerio y REE han demostrado voluntad y capacidad de diálogo, que deseo que no se hayan agotado con la publicación de la OM porque el cambio de un sistema de  interrumpibilidad 100% regulado a otro basado en “un mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de demanda de interrumpibilidad” resulta tan importante que sólo tras la primera experiencia de su aplicación práctica se podrá pensar en mejoras tanto desde la perspectiva de REE como de las industrias, y en ese momento esa voluntad y capacidad de diálogo volverán a ser imprescindibles para que la interrumpibilidad siga siendo útil para todas las partes, Gobierno incluido.

Los resultados: Aunque se que voy a repetirme, me parece imprescindible no olvidar que  de lo que estamos hablando es que la gestión de demanda contratada con REE se creó en España hace ya 30 años con dos objetivos simultáneos: desde la perspectiva del Operador del Sistema, contar con ayuda inmediata y firme por parte de las empresas consumidoras intensivas para resolver momentos graves de debilidad de la garantía de suministro del sistema y, desde la perspectiva de la empresas involucradas, conseguir que la compensación recibida por las garantías y esfuerzos aportados hiciese sus precios eléctricos competitivos. Por eso yo creo que es importante repasar la historia y valorar la importancia de los cambios.

  • El origen y los cambios que se ido produciendo: El procedimiento empezó hace tres décadas, incorporando a las tarifas vigentes en 1983 los conceptos de interrumpibilidad, modulación y gestión de reactiva. El momento era crítico para el sistema, que enfrentaba una situación de electricidad cara y escasa, y el esquema se mantuvo estable hasta que las tarifas vieron su final, lo que motivó dos cambios, uno en 2007 para preparar el sistema cara a la desaparición en 2008 de las tarifas industriales generales, y otro en 2008 para incorporar al sistema a las empresas muy grandes y de consumo muy plano, cuyas tarifas iban a desaparecer en 2009. En ambos casos los cambios se mantuvieron bajo un esquema regulado, se eliminó la gestión de reactiva y la modulación se incluyo como una parte de la fórmula de cálculo de la interrumpibilidad, manteniéndose la estructura conceptual y los requisitos.  Y en noviembre 2013, dentro de la Reforma Eléctrica, se ha producido el último cambio, esta vez de alcance estructural muy profundo por dos motivos, porque establece un procedimiento de subasta para la fijación del precio del servicio de interrumpibilidad y porque prevé que el Operador del Sistema pueda solicitar la aplicación del contrato de interrumpibilidad por motivos económicos, y no solo técnicos de garantía de suministro, como hasta ahora. La OM identifica ambas posibilidades con la siguiente redacción, a)Criterios técnicos: Como herramienta de respuesta rápida en situaciones de emergencia dentro de la operación del sistema y b)Criterios económicos: En situaciones en que la aplicación del servicio suponga un menor coste que el de los servicios de ajuste del sistema. Además, aunque no de forma estructural, la modulación no tiene cabida en la práctica en la redacción actual
  • No hay experiencia ante el nuevo esquema: He defendido siempre que para que la gestión de demanda siga siendo un esquema defendible, por supuesto lejos de las subvenciones, los esquemas prácticos, condiciones, procedimientos, etc, se debían ir adecuando a las condiciones del sistema eléctrico y, evidentemente, no se podía seguir con un esquema estructurado hace 30 años y una situación eléctrica totalmente distinta, luego habrá que ser capaces de afrontar los cambios y aprender de los resultados. En este sentido, la definición de criterios técnicos antes indicada no supone cambio respecto de la experiencia de estos 30 años, pero la subasta como vía de fijación del valor de la interrumpibilidad y la aplicación de los criterios económicos suponen un escenario respecto del que las experiencias pasadas no valen como referencia.

Las perspectivas de futuro de esta “vinculación” empresas-sistema eléctrico: Una vez reconocido y asumido que la gestión de demanda de la industrias intensivas en electricidad se debe ir adaptando a la evolución de las necesidades del sistema, creo que también hay que aceptar que hay que hacerlo en condiciones de equilibrio con las posibilidades y necesidades de la otra parte, la industria que aporta esa gestión porque, insisto, el objetivo de cualquiera de los formatos de interrumpibilidad que se establezca debe seguir siendo el mismo, un sistema eléctrico más eficiente con gestión de demanda que sin ella y, a la vez, una industria intensiva con precios eléctricos competitivos. Es decir, estamos hablando de un compromiso estructural entre la empresas y el sistema eléctrico, a mi juicio digno de ser tenido en cuenta como una herramienta de la política industrial de este país, aunque siempre haya figurado bajo normativa eléctrica.

Reflexiones y propuestas: La realidad práctica es que durante los 30 años que lleva en vigor esa vinculación, REE la ha utilizado de forma intensa como herramienta de último recurso para evitar apagones en dos periodos muy importantes, los años centrales de los 90 y en los primeros 2000 además de los del diseño inicial, en los 80, cuando se mezclaban pruebas con necesidades, y en algunos momentos puntuales, la última vez en 2009. Luego el sistema ha funcionado de forma estructural, porque entiendo que está claro que no se puede hablar de ponerlo o quitarlo un día si y otro no, como si fuese una bombilla, y si el objetivo debe ser mantenerlo hace falta adecuarlo y potenciarlo, por lo que se me ocurren algunas reflexiones dado que estamos ante una fase de cambios importantes.

  • Prueba y diálogo: La OM ya está encima de la mesa, con parámetros y condiciones concretas en los que sin duda ha influido esa capacidad de diálogo a la que antes me he referido, luego ahora le toca el turno a las empresas, que espero que hagan sus mayores esfuerzos para adaptarse a ese nuevo esquema, definir la potencia que pueden ceder cumpliendo las condiciones y, luego, defenderla en la subasta. Pero como el cambio es tan profundo, me atrevo a sugerir una especie de periodo de prueba de forma que, en cuanto se conozcan los resultados reales de la aplicación de esta OM, las tres partes, Ministerio, REE y empresas, vuelvan a utilizar esa capacidad de diálogo de forma que se proceda a un análisis de lo positivo y negativo para, en su caso, replantear lo replanteable pero ya no discutiendo sobre teorías o presunciones, como estos meses, sino sobre la realidad tras esa primera experiencia práctica. La OM prevé una revisión cada dos años, para adaptarse a las necesidades del sistema, pero lo que yo estoy planteando es un análisis de la viabilidad global del nuevo esquema, aprovechando la experiencia de su primera aplicación. No olvidemos que hay mucho en juego porque, insisto, el objetivo conjunto debe seguir siendo un sistema eléctrico más eficiente con gestión de demanda que sin ella y, a la vez, una industria intensiva con precios eléctricos competitivos.
  • Realidad futura de los sectores industriales intensivos: Está claro que la crisis está afectando a los diversos sectores de forma muy distinta y en algunos casos de forma estructural. Por poner dos ejemplos, la siderurgia directamente relacionada con la construcción y el cemento no pueden esperar producciones estables a futuro comparables a las previas a la crisis. Hay quien habla de niveles de sólo un 30% de los records, pero incluso aunque la realidad se acercase al 50% estamos ante una reestructuración empresarial muy importante que, por un lado, se verá influida por los parámetros definitivos de la nueva interrumpibilidad y los márgenes resultantes de competitividad y, por otro, afectará sensiblemente a la potencia interrumpible a ofrecer por ambos sectores. Entiendo que no debería pasarse por alto esta circunstancia, y puedo aportar alguna experiencia personal al respecto. En los 80 trabajaba para la siderurgia privada más directamente relacionada con la construcción, y en el durísimo  proceso de reestructuración al que se vio sometida tras la incorporación al Mercado Común, que supuso un reajuste que cambió radicalmente la estructura sectorial afectando al 50% de la plantilla, el esquema de gestión de demanda creado en el 83 tuvo una importancia más que sensible en el dimensionamiento global del sector y en la estructura de trabajo. Estoy seguro de que, ahora, también.
  • Política industrial y eficiencia del sistema eléctrico: La repercusión de la crisis actual en el empleo, y el reconocimiento del valor de las exportaciones, están haciendo que los expertos recomienden que España recupere peso del sector industrial en su PIB y, si podemos llegar a ese 20% que quiere Bruselas para el año 2020, pues mejor. Desde esta perspectiva, ¿no podemos identificar la gestión de demanda de la industria intensiva como una parte firme de la política industrial y en la de eficiencia del sistema eléctrico?. Yo creo que si, y reconocerlo explícitamente daría peso al esquema y su continuidad, porque tanto el sistema eléctrico como la industria invierten a largo plazo, y todo lo que vaya estructuralmente en ese sentido será positivo.
  • El largo plazo: Aunque al principio he indicado que no íbamos a entrar en aspectos concretos, para ser coherente con lo expuesto hasta ahora creo que hay que cambiar el carácter anual del compromiso de interrumpibilidad por otro de plazo claramente superior, más estructural. A mi juicio no inferior a cinco años, lo que va más en línea con el proceso inversor de ambas partes y, además, permitiría destacar la necesidad, voluntad y capacidad real largo plazo de las muy diferentes empresas interrumpibles.

Reflexiones sobre el descontrol origen del déficit de tarifa y la necesitad de “blindarnos” ante esos errores, además de corregir el déficit.

Yo creo que a esta alturas ya todos tenemos claro que sólo apretar a proveedores y clientes para corregir el déficit de tarifa no está siendo la solución definitiva y, además, está resultando negativa para la competitividad del país y para la imagen y solidez de nuestro sector eléctrico. La reforma eléctrica parece totalmente centrada en controlarlo, lo cual es sin duda necesario, pero yo me planteo si, visto el éxito limitado de los intentos anteriores, ¿no sería necesario, además, buscar, encontrar y razonar los motivos por los que, de repente, al Estado se le fueron tanto de las manos los costes regulados que no se atrevió, ni se atreve, a trasladarlos a los precios finales?. Al respecto, yo creo que al final de los 90 y principio de los 2000 tuvimos condicionantes internos y externos que no supimos enfrentar con serenidad y lógica económica, y que de ahí nació el inicio y continuidad del déficit.

Yendo al grano, yo veo una “tormenta perfecta” en la coincidencia en ese periodo de  cinco cosas: la liberalización eléctrica 1997 impuesta por Bruselas, con lo que la inversión en generación pasaba de golpe a ser responsabilidad directa de los agentes, no de los estados; que en España eso coincidió con el fin del último ciclo inversor regulado; que también coincidió con un momento de mucho crecimiento de la demanda. Estas dos coincidencias obligaron a mucha rapidez en la toma de decisiones en nuevas inversiones; en paralelo, Bruselas se posicionó pro renovable con fuerza, y el gobierno español reaccionó a tope; y también coincidió con la época de vacas gordas, cuando parecía que todo era posible. Lo voy a tratar de explicar en los siguientes párrafos identificados por temas, para  acabar, como siempre, con resumen-reflexión y propuestas concretas.

La liberalización eléctrica: Hay gente que opina lo contrario, pero los países miembro de la UE no habían, ni han, cedido a Bruselas la soberanía en temas energéticos, y menos en  electricidad pero, a pesar de ello, Bruselas se lanzó al objetivo de un mercado eléctrico único UE, pero a mi juicio se cometieron errores conceptuales graves:

  • Un producto que también se puede entender como servicio público es de difícil gestión unificada desde Bruselas, luego hay que plantearlo muy bien, lo que no fue el caso.
  • Ya está más que estudiado que un producto como la electricidad, que requiere de red de transporte específica, solo se puede liberalizar en relación estrecha y constante con el desarrollo de esa red. O sea, hay que coordinar libertad de inversión con desarrollo de la red. Un ejemplo real en España: ciclos combinados acabados pero parados porque no contaban con conexión con la red española, eléctrica y/o de gas.
  • La red instalada en Europa al final de los 90 ni de broma era capaz de asumir esa liberalización en beneficio de los consumidores a nivel UE, y 15 años después las redes siguen sin dar cabida a un mercado único UE de electricidad. Bruselas lo sabe, pero sigue en sus trece. Otro ejemplo: ¿De qué sirve a los consumidores europeos que en España haya exceso de potencia instalada si nuestra escasa conexión eléctrica con Francia no les permite comprar aquí ese exceso? Es más, el resultado es que los españoles tenemos que parar los ciclos combinados y pagar por ello. ¿Es esto algo comparable a un mercado liberalizado UE?.

La presión medioambiental: Bruselas, simultáneamente, lanzó su enorme presión medioambiental, enfocada en electricidad en lanzar las renovables con objetivos muy exigentes. Eso no casaba con su decisión de liberalizar las inversiones en generación eléctrica porque, en un mercado real es el mercado, no el regulador, el encargado de determinar las tecnologías más eficientes y competitivas, y como las renovables estaban a un nivel de desarrollo que las llevaba a precios fuera de competencia con las tecnologías clásicas, el mercado no las impulsaría. Pero los objetivos medioambientales eran sagrados, y tocaba a cada país miembro encontrar el camino para entroncar las renovables en los mercados recién liberalizados, pero con ayudas y prioridades contrarias al mercado, y con Bruselas mirando para otro lado.

La planificación: Ya con el mercado liberalizado, en septiembre 2002 el Gobierno publica la Planificación de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 2002-2011, y el propio texto se apresura a explicar la diferencia entre el antes y el después de la liberalización. Lo copio tal cual porque lo explica perfectamente bien:

 Es cierto que la planificación energética no es un concepto nuevo. Sin embargo es preciso resaltar que nos encontramos ante una labor claramente diferenciada de lo que se ha venido haciendo bajo esta denominación hasta épocas recientes. Anteriormente la planificación tenía como objetivo efectuar un programa de obligado cumplimiento en donde se definían todas las inversiones que habían de acometerse en el sector energético en un plazo determinado. Es decir, se establecía el conjunto de inversiones que iban a tener lugar, así como la tecnología a emplear y la retribución económica del inversor. Este modelo ha dado paso, en el nuevo marco regulatorio, a la planificación que en su mayor parte es indicativa y donde, por tanto, sus elementos dejan de vincular a los agentes respetándose el principio de libre iniciativa empresarial

El nuevo ciclo inversor bajo libertad de inversión: La liberalización coincidió con el final del último ciclo inversor planificado y con años de fuerte crecimiento de la demanda, lo que provocó la necesidad de rápidas decisiones de inversión en esa nueva condición de libertad y sin tiempo para digerir sus pros y contras. El resultado: un doble esquema inversor simultáneo, las eléctricas clásicas lanzadas a los ciclos combinados porque el resto de tecnologías estaban o saturadas, hidráulica, o politizadas, nuclear, o fuera de entorno CO2, fuel y carbón, y el Gobierno, haciendo de empresario, lanzando una fuerte apuesta por las renovables.

Los dos procesos se desarrollaron en paralelo y sin coordinación. Un dato: la planificación antes aludida, septiembre 2002, indicaba que para garantizar la cobertura de demanda en 2011 serían necesarios 14.000 MW de nueva capacidad en el régimen ordinario y 26.000 MW en el régimen especial y, pocos líneas más adelante, el propio documento hacía ver que ya en marzo 2002 se habían oficializado solicitudes por 35.000 MW en ciclos combinados y 40.000 MW en régimen especial. A pesar de la libertad de inversión, ¿no debió alguien reunir a las partes, eléctricas y estado promotor, y hacerles razonar?. No sólo no se hizo así, sino que hemos creado dos grupos de empresas antagónicas dentro de un mismo sector.

La competencia entre el gobierno como promotor y las eléctricas clásicas: Las condiciones de financiación de esos dos procesos de inversión simultáneos eran radicalmente distintas. En un caso inversiones sometidas a la realidad financiera de las empresas y a la necesidad de elegir lo mejor para producir a precios de mercado, y en el otro todo el apoyo del esquema de ayudas, las primas, no encajadas en los presupuestos generales del estado sino directamente trasladadas a los consumidores en una especie de hipoteca a 25 años y, además, con objetivos establecidos por unas planificaciones específicas, los Planes de las Energías Renovables. Por supuesto los PER eran una planificación indicativa, pero muy especializada y dirigida, y como contaban con financiación garantizada, pasaron casi a dogmas de obligado cumplimiento, siempre justificados por los compromisos medioambientales con la UE. Sólo un ejemplo: en 2012 los ciclos combinados se quedaron en 25.000 MW, 10.000 MW menos que los solicitados en 2002, mientras que el régimen especial llegó a 38.500 MW, sólo 1.500 menos que los solicitados en 2002, y siguió creciendo.

El gobierno y las CC.AA.: Todos los expertos a los que he consultado me confirman que el RD 661/2007, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial es clave a la hora de explicar la explosión renovable. El RD sustituyó al 431/2004, conceptualmente semejante, entre otros motivos porque el ritmo de inversión de algunas tecnologías renovables no cumplía objetivos. El nuevo RD, entre otras cosas,  fijaba primas por tecnología y los niveles de potencias objetivo con derecho a esas primas, con lo que las cosas parecían bajo control pero, a la vez, cedió a las CC.AA “la autorización administrativa para la construcción, explotación, modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones de producción en régimen especial…”, con lo que, de hecho, ese control sobre niveles de potencia con derecho a prima desapareció, algunas tecnologías se dispararon, las primas por MWh se mantuvieron y nos encontramos con el caos actual.

RESUMEN Y CONCLUSIONES

La liberalización eléctrica decidida por Bruselas al final de los 90 coge a España en un momento complicado, agotamiento de los planes previos de inversión en potencia eléctrica, fuerte crecimiento de la demanda y mucha presión ideológica a favor de las energías renovables. El final ha resultado en un mercado muy mejorable y una liberalización a medias, solo aplicada a las tecnologías clásicas mientras que el régimen especial ha respondido a una planificación específica e intensa, financiación incluida. Y en esta situación todos, los proveedores clásicos, los de régimen especial y los consumidores, estamos más incómodos con nuestra actividad en España que nuestros equivalentes en Francia, por ejemplo. El ejemplo no es único, pero lo he elegido porque es el país UE que nos ayudaría a resolver nuestros problemas actuales permitiendo incrementar las interconexiones con el resto de Europa, pero no está en ello porque sus generadores y sus consumidores no lo necesitan y, como ya he dicho, Bruselas mira para otro lado.

Es decir, estamos ante un problema en parte provocado, pero en el que nos hemos metido nosotros mismos, y del que tenemos que salir por nuestro propio pié. Desde luego, el déficit es un resultado negativo que requiere de solución urgente, pero no es sólo un problema sino el resultado de un descontrol  total que, necesariamente, también hay que corregir.

REFLEXIONES Y PROPUESTAS

Respecto del déficit: Por supuesto atajarlo, erradicarlo, pero a mi juicio no habrá solución definitiva mientras Hacienda no se involucre de verdad. Por eso me alegro mucho de que el pasado 18 de octubre el BOE publicase la Ley 13/2013, por la que se establece la financiación con cargo a los Presupuestos Generales del Estado de determinados costes del sistema eléctrico, ocasionados por los incentivos económicos para el fomento a la producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables y se concede un crédito extraordinario por importe de 2,2 Millones de euros en el presupuesto del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. Confío en que sea el inicio del marco definitivo para la solución del déficit,  y más ahora, con las cosas mejorando y cuando ya todos sabemos que el déficit eléctrico supera las posibilidades de la suma proveedores+consumidores.

Respecto del descontrol: Está comprobado que en el sector eléctrico hemos cometido errores que no hemos hecho en otros sectores, luego el Gobierno debería autoimponerse controles de obligado cumplimiento para que no vuelva a ocurrir. Destaco cuatro, y no incluyo el mercado porque, aunque mejorable, no es responsable del déficit:

  • El Estado como promotor en un sector liberalizado: Antes de empezar, un ejemplo: Sector automóvil: ¿Se le ocurriría al Estado subvencionar empresas para producir coches eléctricos a espaldas de Seat, Renault, Ford, etc? La respuesta es no, ¿verdad?, luego tampoco se puede repetir en el sector eléctrico. Es más, hay que reunificar los dos sectores actuales, el clásico y el renovable, porque el país necesita a las eléctricas compitiendo en el mercado, no peleando por posiciones que el consumidor no puede soportar.
  • Financiación “adjudicada” a los consumidores: Por supuesto que todo Estado tiene derecho a crear y promover pero, a la hora de financiar las ideas, por fantásticas que sean, en un mundo globalizado se tienen que encajar en sus posibilidades reales para evitar burbujas que, al final, siempre explotan. O sea, nunca más trasladar directamente al consumidor costes que el Estado decide pero no puede asumir.
  • Compartir responsabilidad con las CC.AA.: No tiene sentido desde la perspectiva técnica, ni económica ni de seguridad pero es que, además, todos los expertos coinciden en la necesidad de UNA política energética, y por supuesto eléctrica, consensuada a nivel nacional, y Bruselas con el objetivo de UNA a nivel UE, luego…
  • El triangulo seguridad de suministro-sostenibilidad medioambiental-precios competitivos: Siempre se dibuja como equilátero, pero no es verdad. En todo lo que sean costes manda la economía real, la globalizada, luego la seguridad de suministro sólo puede ser la eficiente, no disparatada, la sostenibilidad medioambiental la máxima posible, pero no la utopía, y los precios sólo pueden ser competitivos y el regulador no puede cambiarlo por el concepto de “los mejores precios posibles” porque, o el país compite y genera riqueza, o ni la seguridad de suministro ni la sostenibilidad medioambiental estarán garantizadas.

La interrumpibilidad tras la reforma. La propuesta de 17 de julio se puede, y se debe, negociar a tres bandas, industria, REE y Ministerio, para que cumpla todos los objetivos

La propuesta de OM que propone un nuevo esquema de gestión de demanda, ya sólo interrumpibilidad, es fundamental para la industria básica porque, desde hace ya tres décadas, la única opción que ha ofrecido nuestra regulación eléctrica a la industria electrointensiva (últimamente incluso a las “empresas G4”) para conseguir electricidad competitiva ha sido la gestión de demanda contratada con el operador del sistema, REE, para colaborar en la garantía de suministro en momentos duros y funcionar todos los días en condiciones favorables a la curva de carga diaria. Por eso el análisis de la propuesta que pretendo resumir en este trabajo se centra fundamentalmente en ese objetivo de competitividad vía colaboración con el sistema, sin  entrar en detalles técnicos, porcentajes, límites, etc,.

Como siempre, adelanto mi opinión: Imprescindible una negociación porque la propuesta de OM responde perfectamente a los objetivos “eléctricos” pero, en su redacción actual, no garantiza, ni mucho menos, que se consiga el otro objetivo, el de precios competitivos para las industrias que se “vinculen” al sistema eléctrico vía gestión. Para justificarlo, empezaré con dos reflexiones previas, explicaré los fundamentos y aspectos económicos clave para la empresa de la propuesta de interrumpibilidad, comparándolos con lo actual, razonaré sobre la lógica de seguir utilizando la gestión de demanda como vía para que la industria básica recupere competitividad eléctrica, y acabaré con conclusiones y propuestas.

La primera reflexión. Las opciones del Ministerio cara a mantener la competitividad de la industria: Es necesario razonar que, en una situación de precios eléctricos empeorando durante años respecto de los que paga la industria en los países más industrializados de la UE, el Ministerio tenía tres alternativas:

  1. Introducir en la reforma los cambios necesarios para que la industria consiga precios eléctricos finales comparables a los de sus colegas en los países industrializados, pero en sus mismas condiciones, es decir, sin tener que asumir los esfuerzos, costes y compromisos que exige, en España, la disponibilidad ante problemas del sistema eléctrico.
  2. Mantener en su reforma eléctrica el concepto de gestión de demanda, adaptándolo a la realidad actual si lo consideraba necesario.
  3. Ni una cosa ni otra. Precios eléctricos, los que salgan, y adiós a la industria electrointensiva.

El Ministerio, al no apostar por la tercera, demuestra que busca la competitividad de la industria, como es lógico. Muchos responsables de las industrias afectadas pensarán, con razón, que la opción mejor era la primera. Estoy de acuerdo, pero puedo entender que se haya optado por la segunda porque, después de treinta años en los que nuestros reguladores eléctricos han puesto números, puntos y comas contando con la compensación de precios finales vía la gestión de demanda, tratar de corregirlos uno a uno habría supuesto añadir innumerables dificultades e inseguridades a una reforma eléctrica ya de por si supercompleja.

Segunda reflexión. Los condicionantes en las empresas a la hora de utilizar esta herramienta de competitividad: Cada empresa es un mundo, porque tiene que conseguir que el peso de SU factura eléctrica en SUS márgenes operativos resulte suficientemente competitivo en España, pero para conseguirlo se enfrenta a las características técnicas de SU proceso productivo, que tiene que ser capaz de afrontar las ordenes de interrumpibilidad con plena garantía de cumplimento, manteniendo las condiciones de seguridad interna y con recuperación del nivel normal de actividad razonablemente rápida.

Y como hablamos de acero, cemento, zinc, cloro, cobre, aluminio, ferroaleaciones, química básica, etc, está más que demostrado que tanto el peso de la electricidad como los procesos tecnológicos son muy distintos, por lo que el esquema de interrumpibilidad debe ser útil, a la vez, para empresas diferentes en necesidades y posibilidades. En lo que si coinciden todas es que la competitividad de su factura eléctrica se tiene que poder visualizar a plazo coherente con el retorno de sus inversiones, o sea, largo plazo.

Las claves de lo actual: La empresa que cumple los requisitos establecidos para poder ser interrumpible tiene derecho a firmar un contrato con REE, en el que compromete límites de potencia específicos para cada uno de los diversos tipos de interrumpibilidad, diferenciados por su duración y sus preavisos. Además, si puede, “modulará” su ritmo de trabajo todos los días, demandando menos potencia en horas punta que en horas valle, de forma programada y manteniendo a REE sistemáticamente informada. Ese contrato, prorrogable o revisable anualmente, garantiza que la empresa, salvo fallos propios, recibirá durante la siguiente temporada eléctrica (1de nov-31 de oct) una compensación por MWh consumido que depende del esfuerzo comprometido y de un precio de referencia del MWh, de aplicación general, publicado en el BOE con carácter trimestral y establecido en relación con la evolución del mercado eléctrico. Es decir, el esquema en vigor permite una compensación razonablemente predecible a largo plazo, salvo incumplimientos o cambios regulatorios.

Las claves de la propuesta: REE, nuestro operador del sistema, decidirá, cada año, de cuanta potencia interrumpible quiere disponer durante la siguiente temporada eléctrica y, a partir de ahí, se inician los trámites para una subasta en la que podrán participar todas las empresas habilitadas para ser interrumpibles, o sea, cumplidoras de todos los criterios. La subasta partirá de un precio de salida, que se irá ajustando a la baja hasta equilibrar la potencia necesaria y la ofertada. Es decir, durante los siguientes doce meses sólo recibirá compensación quien no resulte excluido en la subasta, y la situación de incertidumbre se repetirá cada año. En cuanto a posibilidades de adaptación, por un lado se elimina la modulación y, por otro, la propuesta ha replanteado los tipos de interrumpibilidad, pensando lógicamente en su condición de “productos a subastar”. Por ambos motivos las posibilidades de adaptación de cada empresa son menores que ahora

En cuanto a la compensación, se establece una parte fija y otra variable, lo que me parece lógico, la fija en función de la potencia a ceder asignada, “ganada”, en la subasta, multiplicada por el precio resultante de la misma, y la variable en función de los tiempos de aplicación de interrumpibilidad  y a un precio relacionado con el de regulación terciaria, con lo que la predictibilidad a largo plazo desaparece, porque ni se puede prever el precio final de la subasta anual  ni hay seguridad de salir airoso de la misma.

Las diferencias empresariales y la subasta: La subasta pone en competencia a las empresas a la hora de conseguir compensación económica por su oferta de potencia interrumpible, lo que quiere decir que, salvo que REE necesite toda la potencia interrumpible ofrecida por todas las empresas habilitadas, en la subasta se impondrán las empresas con cesión de potencia más barata, y el resto queda fuera, es decir, no cobrará ese mínimo sino nada.

Alguien puede pensar que ese sería el resultado positivo del nuevo esquema propuesto, y yo podría estar de acuerdo si todas las empresas acudiesen a la interrumpibilidad con las mismas necesidades económicas y posibilidades técnicas, pero ya hemos aclarado en la segunda reflexión que no es así, con lo que la subasta resultará discriminatoria a favor no de las empresas más eficientes, sino de las que lo tengan más fácil a la hora de interrumpir y/o de soportar sobrecostes eléctricos, y ese no puede ser el resultado de la nueva interrumpibilidad porque, y no me importa volver a recordarlo, el problema de falta de competitividad de la electricidad que consumen en España es común para todos los interrumpibles, y la solución que se les ofrece es ese nuevo esquema de interrumpibilidad es, también, la única para todos.

La visibilidad largo plazo: Todas las industrias de las que hablamos invierten con recuperación a largo plazo, luego todas necesitan esquemas de futuro predecibles para seguir invirtiendo, en España o donde sea. En este sentido, ya hemos visto que, hoy, las empresas pueden estimar con razonable fiabilidad a largo plazo la “atemperación” de su coste eléctrico vía gestión de demanda, pero si la propuesta se queda como está, esa fiabilidad desaparece por completo porque ninguna empresa sabe cuánta potencia va a necesitar REE cada año, ni cómo reaccionarán ese año empresas de sectores que nada tienen que ver con el propio, luego nadie sabe si el año que viene tendrá o no compensación, y cuanta. ¿Puede alguien a quien le importe de verdad el precio eléctrico invertir en estas condiciones?

Otra diferencia, interrumpibilidad aplicada por criterios económicos: Aunque no lo he explicado antes, no quiero pasarlo por alto. Hasta ahora, la interrumpibilidad se entendía como “último recurso” con el que REE puede evitar un apagón local o zonal. Ahora a este criterio se añade otro, según el cual se aplicará la interrumpibilidad si cuesta menos que los servicios de ajuste del sistema eléctrico.

Mi primera reacción es que debería plantearse en plan de prueba, porque hablamos de poner a competir a plantas industriales que no se dedican al negocio eléctrico, y que son mucho más complejas técnicamente que cualquier central eléctrica, con instalaciones diseñadas para, sólo, producir electricidaden, y todo en un proceso de ajuste específico del sector eléctrico. Por eso pienso que hay que ir con cuidado y que, si el problema es que el precio que consiguen  los eléctricos por estos ajustes están creciendo demasiado, quizá la solución pase por revisar la forma en que se establecen esos precios.

La lógica de seguir apostando por la gestión de demanda, en la OM sólo interrumpibilidad, para resolver sobrecostes regulatorios: Soy partidario por varios motivos, entre ellos porque la importancia de la apuesta española por las renovables obliga a aprender a gestionarla en lo económico, por supuesto, pero también desde la perspectiva de la seguridad de suministro, dado que su producción depende del sol y el viento, y no de las necesidades de los consumidores, y porque en los próximos años son las únicas que seguirán creciendo mientras que las gestionables decrecerán, y porque estamos en un sistema eléctrico aislado que tiene que resolverlo todo de puertas adentro, y porque la experiencia de colaboración REE-industria es la más intensa del mundo, con diferencia. Y si alguien tiene dudas, que repase las más de 35 aplicaciones de interrumpibilidad, incluidas aportaciones no reguladas, con las que REE, que contaba con unos 4.000 MW de potencia interrumpible distribuida, evitó riesgos graves de apagón en el periodo 2001-2005.

Se que los problemas actuales no son los de 2001-2005, porque ahora sobra potencia nominal, pero al sistema le falta firmeza a la hora de garantizar suministro, ya que debe digerir electricidad no firme a niveles record en un sistema aislado, lo que es un problema añadido para REE y, además, obliga a márgenes de seguridad en centrales gestionables y redes más amplios de lo normal, y la experiencia y posibilidades de gestión de demanda de la industria básica siguen estando ahí y pueden ayudar en ambos casos.

Conclusiones: Tras estos párrafos mi conclusión resumen es clara: el Ministerio ha apostando por la gestión de demanda como herramienta para que la industria básica siga logrando competitividad eléctrica, pero el diseño de la OM ha resultado muy del lado eléctrico, mientras que para la industria que lo tiene que aplicar para lograr el otro objetivo, la competitividad eléctrica, resulta sin garantías ni a corto ni a largo plazo.

Pienso que el motivo de esa “inclinación” eléctrica podría haber sido la dificultad de enfrentar una reforma eléctrica de este calado negociando desde el principio con todas las partes, y por eso se ha podido preferir un diseño lineal, un hilo conductor de toda la reforma en función del objetivo pretendido por los responsables. Haya sido así, o no, hay que asumir que la electricidad no es un fin en si misma, sino una herramienta para todos, por lo que ahora toca  negociar con los afectados, y que ese hilo conductor funcione como una referencia que permita que los cambios resultado de esas negociaciones “quepan” en el diseño global.

Propuestas: Voy a identificar las fundamentales, sin entrar en detalles técnicos:

Negociación: La única forma que yo veo para que la competitividad empresarial se incorpore de verdad al proyecto de interrumpibilidad es negociando con voluntad integradora, REE incluida, y no tengo ningún motivo para pensar que el Ministerio no esté por esa labor, tras el enorme esfuerzo que ha hecho para diseñar la reforma eléctrica.

Largo plazo: El esquema no vale sin garantía de futuro y predictibilidad, porque en un mundo globalizado no se invierte donde la senda de competitividad no sea clara y estable. Y como, además, considero que es imprescindible que la reforma eléctrica acabe estableciendo fórmulas de contratación de electricidad a largo plazo indexados a variables internacionale, no veo problemas, al contrario, para empezar estableciendo fórmulas de interrumpibilidad firmes a cinco años, por ejemplo.

No limitarse a la interrumpibilidad: Las posibilidades de colaboración entre la industria básica y REE no se limitan a la interrumpibilidad. No es el momento de entrar en detalles, pero creo que si de pedir que se deje la puerta abierta, siempre en pro de colaboración-competitividad.

Considerar la gestión de demanda como herramienta estructural, no coyuntural: Objetivo:  .Conseguir un sistema eléctrico, centrales, redes, equipos, etc, más ajustado, eficiente, barato y seguro con interrumpibilidad que sin ella, teniendo en cuenta las dificultades que provoca el enorme peso de renovables en la gestión de un sistema aislado  ¿Cómo? Que los reguladores, planificadores, etc, al decidir los márgenes de seguridad necesarios dado nuestro mix, tengan en cuenta la cesión de potencia segura que pueda aportar la industria, con lo que el margen de seguridad a cubrir con centrales, líneas, distribución, etc, podría ser menor, y siempre manteniendo el objetivo de máxima integración posible de renovables con la garantía de suministro bajo control. Sé que todo ello requeriría de una vinculación empresa-sistema eléctrico muy firme y a largo plazo, pero la experiencia de décadas en España demuestra que ese no sería el problema. ¿Por qué no intentarlo?

La reforma eléctrica ¿definitiva?. A mi juicio no, porque no fija como objetivo la competitividad de los precios finales de la electricidad

El pasado 12 de julio fue la fecha a partir de la que la superesperada reforma eléctrica se abría a todos los afectados, todos los ciudadanos, tras un proceso de gestación anormalmente cerrado. El resultado ha sido medio millar de páginas BOE y preBOE con un RDL, el 9/2013 de 12 de julio, que busca, de nuevo, corregir el déficit anual, una LEY para sustituir la que en 1997 liberalizó la generación eléctrica, y una batería de Decretos técnicos que, a su vez, generarán un serie de OMinisteriales y demás regulaciones. La lectura de lo ya publicado pone otra vez de manifiesto la complejidad de todo lo que afecta a la electricidad, y más si se busca reencauzar una acumulación de regulaciones no siempre coherentes. Pero aunque los papeles ya sean públicos, la realidad práctica tardará meses en concretarse y todavía más en traducirse a datos reales que permitan medir el resultado de la reforma.

Desde esta perspectiva, primero quiero reconocer el enorme trabajo que ha llevado a cabo el equipo del Ministro Soria para, inmediatamente, pasar a razonar sobre aspectos fundamentales a mi juicio no suficientemente tratados, y concretamente la competitividad de nuestra electricidad, que hemos perdido precisamente por causas reguladas y no entiendo cómo es posible que una reforma eléctrica que pretende ser definitiva, no incluya expresamente la competitividad de los precios finales como un objetivo fundamental, sobre todo cuando ya todos sabemos que la electricidad española está entre las más caras de la zona €.

El esquema será el siguiente: evaluación de la importancia que el RDL y el anteproyecto de Ley dan a la competitividad; evolución del el encarecimiento relativo de nuestros precios eléctricos desde 1999 hasta hoy, a partir de Eurostat; recordatorio de que  el origen de la pérdida de competitividad, y del déficit, es político, no técnico, por lo que considero necesaria más transparencia; propuesta de un ejemplo práctico para comprobar que, incluso si el efecto de los controles de déficit es superpositivo, o se entra en el origen del problema o la competitividad seguirá perdida; por último, reflexiones, conclusiones y propuestas

Las palabra competitividad en el RDL y en el anteproyecto de Ley: En las 42 páginas del  Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, la palabra competitividad aparece cuatro veces, pero tres de ellas porque forma parte del nombre o del título de algo, y la otra para justificar la bajada de impuestos sobre el carbón, y nada más, y en las 82 páginas del anteproyecto de Ley del sector eléctrico la palabra competitividad sólo aparece una vez, y dentro del apartado de planificación: “b) Estimación de la capacidad mínima que debe ser instalada para cubrir la demanda prevista bajo criterios de seguridad del suministro y competitividad, diversificación energética, mejora de la eficiencia y protección del medio ambiente”

En cuanto a objetivos, el anteproyecto recuerda los de la Ley a sustituir: “La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, tenía como objetivos garantizar el suministro eléctrico, la calidad de dicho suministro y que éste se realice al menor coste posible, todo ello enmarcado dentro de los principios de protección medioambiental de una sociedad moderna.”, y concreta los propios: “La presente ley tiene como finalidad básica el establecimiento de la regulación de sector eléctrico manteniendo los objetivos de la ley anterior: garantizar el suministro eléctrico con los niveles necesarios de calidad y al menor coste posible, todo ello bajo el principio fundamental de la garantía de la sostenibilidad económica y financiera del sistema”.

Como se ve, el objetivo fundamental es la sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico, y se mantiene el concepto de “al menor coste posible”, sin tener en cuenta que, en un mundo globalizado, el concepto “menor precio posible” no basta como objetivo porque, o es competitivo, o no vale, porque la electricidad no es un fin en sí misma, sino un producto-servicio que tiene que ser útil para los ciudadanos, las empresas y y la economía del país.

La evolución comparada de los precios eléctricos en Europa: El gráfico adjunto recoge la evolución de precios finales antes de impuestos para España y cinco países significativos para nuestra competitividad, Alemania y Francia, países industriales con los que tenemos que competir por arriba, Polonia, uno de los grandes que nos compite desde abajo, Portugal, nuestro vecino ibérico, y Reino Unido, la otra isla eléctrica. No he incluido a todos los países miembro de la UE porque lo que sale es una madeja de curvas que no permite conclusiones.

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La conclusión es clara: Desde el principio de la liberalización, y del €, el precio antes de impuestos de la electricidad española, tanto doméstica como industrial, ha pasado de entre los mejores al peor de esos seis países. Y eso que en el mismo periodo se ha producido un déficit, un no pago, de más de 38.000 Millones de € (26.000 de saldo neto hoy), luego sin déficit nuestros precios se hubiesen salido del mapa. Y si queremos datos de empresas muy grandes, muy eficientes y muy exportadoras, me permito copiar la información ofrecida en prensa hace un par de semanas por el Presidente Ejecutivo de Ferroatlantica, multinacional española con fábricas en cinco países: la electricidad les ha subido en España un 65% en 6 años, y es un 37% más cara que la media de todas sus plantas en el mundo, y mucho más respecto de lo que les cuesta en otros países europeos.

El origen del problema: Tanto del desmadre de precios como del déficit responden a tres decisiones políticas: primera:  opción eléctrica muy atractiva, pero con costes elevadísimos y muy difícilmente asumibles por nuestro país; segunda: que no se financien vía presupuestos sino directamente por el consumidor; tercera: al ver el resultado, trasladar cada año al consumidor una parte, y el resto pasarlo a un saldo negativo que se iría pagando a plazos. Para cuantificar, el RDL 9/2013 reconoce que en el periodo 2004-2012 los costes regulados subieron nada menos que un 197%, y las tarifas de acceso, la vía de pago de los consumidores de lo regulado, ¨solo” un 122%. 

El RDL explica que las normas encaminadas a controlar el déficit empezaron ya en 2009, y las detalla, pero no da datos sobre el origen y aplicación de los fondos que hemos ido aportando generadores y consumidores con todas esas normas, ejercicio que me parece imprescindible que sea público antes de apostar por nuevas soluciones y reformar las bases regulatorias del sector eléctrico. E insisto en origen y destino de lo recaudado porque, para actuar a la vez sobre la base del problema y sus efectos, pérdida de competitividad y déficit, hay que estar seguros de que todo lo que se legisla es coherente, y para eso hace falta una regulación también ocupada en retornar a la competitividad eléctrica perdida y en no volver a destrozarla.

Un ejemplo sobre la competitidad resultante: Ante la falta de datos reales sobre el origen y destino de los fondos recaudados tras todas esas regulaciones sobre el control del déficit, propongo un ejemplo necesariamente teórico, para el que me voy a centrar sobre las primas y las anualidades acumuladas de los déficit de tarifa de los años previos porque  el propio RDL indica que son los dos factores más influyentes en el desmadre de los precios regulados, ya que se multiplicaron por 6 y por 9, respectivamente en el periodo 2004-2012.

Pues bien, el propio Ministerio estimó a primeros de año que el importe anual 2013 sería de 8.913 Millones de € para las primas del régimen especial, y de 2.302 para las anualidades acumuladas de los déficit. O sea, un total superior a 11.000 Millones de € que probablemente ahora ya habrá cambiado, pero no importa a efectos de la hipótesis, más bien utopía, que voy a plantear, que es suponer que la suma de los ajustes previos más todo el nuevo esquema resulta tan eficaz que logra reducir esa cifra a la mitad, de forma razonablemente consensuada, y que el resultado es estable. Un éxito, pero no se puede olvidar que habrá que seguir pagando los otros 5.500 Millones cada año, que para consumos como los actuales a nivel país, unos 240 TWh/año, suponen un sobrecoste de casi 23 € por cada MWh consumido en España, o sea, añadir cerca de un 50% al precio de mercado.

Es decir, incluso si la utopía se cumple, el precio real de la electricidad consumida en España resultará ese 50% más cara que el precio de mercado “de convergencia” europeo. ¿Cómo se puede soportar esa diferencia?¿Qué inversor no especulador puede apostar por España en estas condiciones?. Por eso creo que la reforma eléctrica, que se pretende estable a largo plazo tiene, también, que enfrentar este problema. Porque si lo que se supone es que el mercado eléctrico europeo subirá, y con eso nuestro sobrecoste, controlado, irá perdiendo peso, pues para entonces todos muertos, o hablando americano, porque la competitividad de la electricidad europea ya es preocupante.

Reflexiones: El trabajo del equipo el Ministro Soria ha sido impresionante, pero me parece que demasiado centrado en lo inmediato, en lo tarifario anual, en lo financiero a corto, pero sin plantear una auténtica perspectiva de futuro que deje tranquilos a los empresarios de ambos lados. Es más, ya está escrito que, si vuelve a aparecer déficit no controlado, se actuará inmediatamente sobre las tarifas de acceso para corregirlo, como si la culpa fuese siempre del consumidor. ¿Cómo lo entenderá cualquier multinacional industrial?

Es decir, justo cuando Bruselas se preocupa por la pérdida de competitividad de sus precios eléctricos, tras reconocer que durante muchos años se ha sobreponderado el factor medioambiental y que hay que recuperar el tejido industrial perdido tras la experiencia de la crisis y de la presión global, resulta que la gran reforma eléctrica española no da pistas en ese sentido y sigue razonando “de puertas para dentro”. ¿Por qué el equipo eléctrico del MInisterio de Industria parece no haber atendido, o entendido, el mensaje, coincidente con el europeo, de las multinacionales industriales que operan en España, que no han dejado de insistir, con datos fehacientes, en que la electricidad española no es ni competitiva ni predecible?.

Y otra cosa que me preocupa, la falta de coherencia entre Ministerios. Todos sabemos que el Consejo de Ministros actúa de forma colegiada, pero en el caso eléctrico Industria elaboró  durante dos años seguidos tarifas de acceso presuponiendo que Hacienda asumiría los costes extrapenínsulares, y luego no era así, con lo que automáticamente aparecían casi 2,000 Millones de € de déficit eléctrico, y ha ocurrido incluso en la preparación de la super reforma, con una solución salomónica impuesta, no técnica. Y también hubo problemas cuando Industria decidió crear impuestos, cánones y tasas sobre energías. ¿Qué está pasando?.

Conclusiones y propuestas: Vuelvo a mi faceta optimista. Si hasta ahora el Ministerio ha funcionado aislado, lo mucho que ha preparado permitirá a todos analizar y proponer, con lo que si al final hay diálogo positivo, imprescindible, el resultado aportaría esas líneas de futuro que hoy todos necesitamos, porque la crisis necesita inversores largo plazo.

Y, contando con ello, una cosa que me parece imprescindible es incorporar al Ministerio de Hacienda en la búsqueda de soluciones reales, porque si el sobrecoste lo tienen que seguir pagando los agentes, proveedores o consumidores, al final acabará en los precios, porque seguimos en un mercado a medias y aislado, con lo que la competitividad se seguirá resintiendo. No tengo formación suficiente para proponer soluciones, pero estoy seguro de la capacidad e imaginación al respecto del equipo del Ministro Montoro.

Y como propuesta, mi dedo en el renglón: el € y la globalización ponen en competencia a los productos, a las empresas, pero también a los gobiernos, los ministros, los reguladores, etc, que tienen que asumir que la regulación no puede acabar provocando precios finales anticompetitivos. Pues bien, si está también demostrado que la electricidad requiere de regulación en grandes dosis, ¿no es imprescindible que la reforma eléctrica incluya la competitividad como objetivo fundamental, y más a la vista de nuestra experiencia regulatoria reciente?

¿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.

Reforma del sector eléctrico. Propuestas de la industria de gran consumo de electricidad

El pasado 14 de mayo AEGE, la Asociación de Empresas con Gran consumo de Energía, celebró en Madrid, en colaboración con El Economista, su segundo foro anual, con el tema  “Reforma del sector eléctrico. Propuestas de la industria de gran consumo de electricidad”

Se celebró en el Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de Madrid, igual que en 2012, pero esta vez los asistentes, más de 400, superaron la capacidad del salón de actos de la escuela lo que a mi, con toda mi vida profesional dedicada a la industria básica, y con muchos de ellos trabajando en AEGE, me parece un acontecimiento destacable, y no solo por la convocatoria sino por el número de asistentes y los trabajos y argumentos de las 21 Personalidades y CEOs que intervinieron en nombre de la Administración, (Secretario de Estado de Comercio y Secretario General de Industria y la Pyme), la Universidad, (el Rector de la Politécnica de Madrid y el Director de la Escuela de Industriales), la CEOE, el EQUIPO ECONÓMICO, El Economista, la CNE, OMIE, UNESA, Red Eléctrica, Gas Natural Fenosa, FORTIA, FEIQUE, Arcelor Mittal, Ferroatlantica, Atlantic Copper, Alcoa, Compañía Española de Laminación, OFICEMEN y AEGE.

Nada más acabar decidí dedicar mi aportación mensual en el blog a este evento. Al principio lo intenté en forma de resumen de todo lo hablado y expuesto por esas 21 personas, pero sale demasiado largo, por lo que he preferido centrarme en lo directamente relacionado con la línea argumental de mi blog, la competitividad de los precios eléctricos, destacando los datos al respecto aportados por cada uno y precisando en cada caso posibles discrepancias entre “eléctricos” y empresas. Con esta decisión ni mucho menos pretendo subvalorar el resto de opiniones y aspectos tratados por los distintos ponentes, con presentaciones en general cortas pero intensas, y cuya lectura recomiendo. Se pueden encontrar en http://www.aege.biz/conferencias/08_index_conf.html, aunque algunas, normalmente las leídas, como el caso de los representantes de la Administración, no están incluidas.

En mi resumen, primero me referiré a los representantes de la Administración, luego una referencia a EQUIPO ECONÖMICO, después a los integrantes del área eléctrica, en medio a la CNE y, al final, las opiniones de las industrias, cuya posición base resumo desde el principio utilizando el último párrafo del discurso del Presidente de AEGE:

 “AEGE solicita del gobierno que pase de tener sensibilidad industrial, esto se da por supuesto, a tener un plan industrial con actuaciones concretas que favorezcan el desarrollo industrial de España. En este sentido, la gran industria, para poder competir internacionalmente fuera y dentro de la UE, debe tener acceso a un precio competitivo y predecible de la energía eléctrica, hoy y en el futuro, donde el peso de la parte regulada no sea un hándicap para lograrlo”.

Respecto de los representantes de la Administración, resalto como excelente la intervención del Secretario de Estado de Comercio, y de la del Secretario General de Industria su profundo sentimiento proindustrial, poco común en estos momentos, y su ofrecimiento para recibir y procesar propuestas cara a la reforma eléctrica, que la industria agradeció luego públicamente. Y todos lamentamos que no estuviese presente nadie del equipo de energía del Ministerio, precisamente en un acto planteado para tratar sobre electricidad y competitividad a las puertas de la reforma eléctrica. Por su parte, el Presidente Ejecutivo de EQUIPO ECONÓMICO no dio  aportaciones específicas en el tema eléctrico, pero si un muy buen resumen de la evolución y situación de la economía española.

UNESA: Su Presidente partió del argumento de que los precios finales están por encima de la media europea debido a la regulación. Total coincidencia con la opinión de la industria consumidora. También aportó datos importantes: las primas al régimen especial han pasado de 5,3€/MWh en 2004 a 36€/MWh en 2013, y el déficit pendiente de pago supera los 26.600 M€ a fin de 2012. Hubo más información, pero no propuestas cara al futuro.

OMIE: Su Director Adjunto a Presidencia, además de las referencias normales de evolución de precios comparados entre los diferentes mercados y el anuncio de mayor acoplamiento de los mercados, aportó dos datos que quiero destacar, que los ciclos combinados estuvieron un 86,5% parados (horas equivalentes sin producción) en los últimos 12 meses, y claramente por encima del 90% en los últimos tres meses (lo sabemos todos, pero es bueno un dato mensual con fuente OMIE), y que OMIE gestionó el 79% de la demanda MIBEL, siendo uno de los mercados más líquidos de Europa. La industria pide lo contrario. Más bilaterales largo plazo y un pool con menos peso en la demanda total y en la fijación de precios.

DISTRIBUCIÓN: El Director de Gestión Ingresos del Negocio Distribución de Electricidad de GasnaturalFenosa aportó datos haciendo ver que la retribución por MWh está entre las mejores de Europa, y que ha bajado en términos constantes respecto del año 2000, con lo que la distribución ha sido un “vector de competitividad”, pero en su página final, Necesidad de Reforma del Marco Actual, centra el objetivo en Calidad y Seguridad de Suministro. Todos los asistentes esperábamos ver ahí también la palabra competitividad y, en lo referente a calidad del suministro, alguna referencia distinta del TIEPI medio y más específica para la calidad en términos concretos de abastecimiento a la industria, por ejemplo garantía de disponibilidad de potencia ante ampliaciones industriales, posibilidad de paso a mayor tensión de alimentación, huecos de tensión en vías de solución, etc.

REE: El Director General de Operación de REE, o sea, el responsable de garantizar la seguridad de suministro al menor coste posible, centró su intervención en la seguridad de suministro, afirmando que está garantizada en cualquier escenario de reforma eléctrica, y que los mercados de ajuste, que permiten equiparar en todo instante oferta y demanda, son clave para lograrlo al menor coste posible y que, a su vez, los ajustes son necesarios para el funcionamiento de todos los mercados mayoristas de electricidad. No entró en datos, pero si tocó un tema a mi juicio fundamental, precisamente en relación con el “acoplamiento” de precios de los mercado eléctricos. Copio el texto que figura en su ponencia al respecto: “Mibel, un mercado, dos sistemas. Elevado nivel de acoplamiento de los precios Vs. necesidad de gestión coordinada de las reservas”. No puedo estar más de acuerdo con él. De hecho, no puedo entender que pueda haber UN mercado eléctrico real con DOS operadores de sistema independientes, cuya integración yo creo que resolvería de cuajo las diferencias de precio, incluyendo los costes de los ajustes, que el famoso acoplamiento no considera, y con seguridad de suministro garantizada a menos coste. Pero claro, hablamos de un producto tan politizado como la electricidad, y de dos países, y de dos gobiernos.

CNE: Su Presidente, en la exposición técnica más larga, ofreció múltiples datos, desde capacidad de interconexión hasta intensidad, incluyendo comparaciones de precios en la UE y el  peso de la energía en los gastos de explotación de la industria. De estos últimos, con fuente INE 2011 y referidos a la industria española en general, la electricidad oscilaba entre un máximo del 3,9% para la metalurgia y un 1,1% para las bebidas y tabaco, con un 1,3% de media para toda la industria. Ante esta información el auditorio, de alguna manera, se “desenganchó”, porque los datos medios de toda la industria no tienen ningún significado a la hora de enfrentar soluciones para una industria básica intensiva en consumo eléctrico, y exposiciones de este tipo, aunque no fuese la intención del ponente, tienden a minimizar el problema precio eléctrico-competitividad, en el que se centraron todos los representantes industriales a continuación.

FORTIA ENERGÍA: Es la «central ed compras» de un grupo de industriales. Su Director General inició su presentación argumentando que el régimen ordinario, las eléctricas clásicas, no tienen ningún interés en contratar con terceros porque la integración vertical les permite cubrir los riesgos con sus comercializadoras. A partir de ahí, propuso y explicó, de forma muy técnica, que el desarrollo del mercado a plazo puede y debe plantearse a partir de las energías en régimen especial. Yo, particularmente, creo que no se debe ignorar a las grandes eléctricas clásicas a la hora de pensar en contratos a largo para la industria intensiva, pero ojalá tenga razón y, con sus fórmulas, se cubran las necesidades de sus socios, todos industria básica: mercados largo plazo predecibles y competitivos.

ARCELOR MITTAL: De todas las participantes, es la multinacional más extendida en el mundo, y lo primero que quiero destacar es que su Director General en España explicó que la electricidad es materia prima estratégica para el proceso productivo, y que su competitividad es clave tanto para el reparto de  trabajo entre las distintas plantas como a la hora de planificar nuevas inversiones. Toda su exposición, plagada de datos muy estudiados, se centró en que en España no es posible contratar a plazo de forma competitiva, que es lo que necesita la industria para evitar las incertidumbres de la compra spot, y que por eso el pool español supuso en 2011 el 71% del total de mercado, frente al 13% en Francia, 14% en Bélgica o 37% en Alemania, países en los que si hay fórmulas reales de contratación a plazo. Otro dato: contratar a plazo fuera de España permite coberturas que eliminan el riesgo de la volatilidad del spo sin sobrecostest, pero en España la probabilidad de que una cobertura resulte superior al spot es del 93% para el producto trimestral y del 78% para el mensual. Y acabó de forma muy concreta: el spot no es alternativa válida para la industria, que necesita precios predecibles y competitivos a largo plazo porque esa senda es la que determina inversiones, o no, de las multinacionales en cada país.

ATLANTIC COPPER: Es una de las tres refinerías de cobre más eficientes del mundo, ahora mismo con el número 1. Su Presidente, además de insistir en la necesidad de contratación a largo plazo con precios competitivos y predecibles, dió información precisa sobre los costes regulados, impuestos y pérdidas incluidos, para plantas tipo de 300 GWh conectadas a 50kV, comparables a sus condiciones. Los datos de coste total regulado: España 25,4 €/MWh, Francia 11,2, Bélgica y Alemania, 5,9 y Holanda 2,3, una demostración de que la industria europea recibe un tratamiento muy distinto en la aplicación de los sobrecostes regulados eléctricos y que, por ello, en España la interrumpibilidad es determinante para acercarse a la competitividad eléctrica europea. Para concluir, resumió las tres cosas necesarias para garantizar la competitividad global de la industria: la aplicación real de la reforma del mercado laboral, la competitividad y predictibilidad de los costes energéticos (sobre todo, la energía eléctrica) en relación con los índices energéticos internacionales, y la seguridad jurídica, incluyendo la certeza en la utilización del suelo industrial con carácter ilimitado en el tiempo.

CELSA GROUP: Es la segunda siderurgia europea en la fabricación de productos largos, y la electricidad supone un 25% de sus costes. Su Presidente hizo incapié en que representa a una empresa eminentemente recicladora (en 2012 consumió 8 millones de t. de chatarra férrica), y aportó datos para también destacar el trato diferencial de los gobiernos hacia la industria, de nuevo en contra de la competitividad de industria española, esta vez con referencia al CO2 indirecto, el sobrecoste que tiene que pagar la industria por el CO2 emitido por las eléctricas por la electricidad que consumen. Para evitar pérdidas de competitividad, Bruselas ha «permitido» una compensación, y los datos aportados son: Alemania ha previsto una compensación de 500 Millones de €, 0,85 €/MWh consumido, Reino Unido 185 Millones de £, 0,4 €/MWh consumido, y España 1 Millón de €, 0,004 €/MWh consumido, lo que considera que hay que corregir de forma inmediata porque estamos, otra vez, ante una respuesta distinta de cada gobierno cara a la industria ante una imposición de Bruselas, y en contra de la competitividad de la industria española.

FEIQUE: Su presidente, además Director General de SOLVAY España, tras resumir que la industria química española es el segundo exportador, con 23.800 Millones de € y un 51% de su producción, hizp un conjunto de propuestas para garantizar competitividad de los precios eléctricos en las que, además de cambios en el esquema de subastas y eliminación de distorsiones en el mercado, propuso lo siguiente: Se deben fomentar los contratos bilaterales a plazo, físicos y financieros, no referenciados al precio pool marginalista. Debe fomentarse que los comercializadores diseñen ofertas específicas adaptadas a consumidores electro-intensivos con características especiales: Predecibles, modulables, estables, etc, Al objeto de suscitar este tipo de contratación, se propone que el volumen de energía que se ofrezca a la industria en estas condiciones, esté sujeta a una fiscalidad específica que potencie este tipo de contratos. También se propone que la industria disponga de un cierto volumen de energía de tecnología base a un precio regulado, similar al modelo que se utiliza en nuestro vecino del norte.

FERROATLANTICA: Es el tercer grupo consumidor de electricidad en España, líder mundial en la producción de silicio metal, y referente en otros productos. Su Presidente concretó que para ellos la electricidad supone el mayor input de coste, 30-45% del total, para añadir que el paso de tarifa a mercado supuso perder prácticamente el 50% de la compensación por gestión de demanda, que sus precios eléctricos en España 2012 son claramente más altos que los de sus plantas en Francia, Venezuela, Sudáfrica y China, y un 37% superiores a la media en esos países, y que en el periodo 2007-2012, la electricidad le ha subido a Ferroatlantica en España un 65%, por lo que entiende que no se puede pedir más a la industria. Asumidos todos estos datos, sus propuestas fueron muy extensas y precisas, y las voy a resumir en: Mantener la retribución actual de la gestión de la demanda, pudiendo incluso mejorar su funcionalida y, una vez integrados de forma efectiva en el mercado interior, podría desglosarse la retribución en los factores que contribuyen a la gestión de la demanda, interrumpibilidad, modulación, control de tensión y nuevos servicios; eximir del pago de costes regulados a las empresas que ofrezcan los mismos servicios; aplicar las fórmulas europeas en la aplicación del impuesto eléctrico y, a caballo de todo ello, impulsar cambios normativos que permitan la contratación bilateral a largo plazo a precios competitivos para los grandes consumidores industriales, similares a los existentes en otros países.

OFICEMEN: Es la asociación de la industrtia cementera. Su presidente, tas explicar gráficamente la gravedad de la crisis que está sufriendo el sector, se centró en que la electricidad supone el 38% de sus costes variables, y el 20% del total, que sus tarifas de acceso, muy diferentes planta a planta, se han incrementado como media un 126% de 2008 a 2013, y que sólo consiguen precios comparables a los de sus colegas franceses, alemanes y holandeses mediante un enorme esfuerzo en gestión de demanda, cuya pérdida supondría un incremento de los variables de un 12%, con el cierre inmediato, como ha demostrado la experiencia real. Centró sus conclusiones en que la industria del cemento necesita una política industrial y energética clara, para poder planificar la salida de la crisis y las inversiones para preparar el futuro, y en explicar las diferencias de trato respecto de la industria cementera en Europa, impuesto eléctrico entre otros, de forma que, con independencia del mix, al final otros países ofrecen a su industria precios eléctricos competitivos.

Y, para acabar, un complemento. Una vez finalizado el acto, en conversación informal repasando lo que habíamos escuchado, uno de los ponentes industriales resumió la situación y la historia en tres puntos clave, a su juicio, para la brusca pérdida de competitividad: el adelanto del final pactado de las tarifas, que pasó del previsto 2010 a la mitad de 2008, el subidón que supuso el paso de tarifas a mercado más accesos y la pérdida total de comunicación fluida entre Ministerio e industria. No formó parte de las exposiciones públicas, pero como estoy 100% de acuerdo, lo incluyo como una aportación más de la opinión de la industria cara a la nueva regulación eléctrica.

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.