Canal RSS

¿La energía al servicio de la industria o la industria al servicio de la energía?

A principio de mes ASPAPEL, la patronal de los papeleros, celebró su asamblea anual incluyendo un debate sobre energía, al que me invitaron como uno de los ponentes. Se nos dieron a cada uno 10 minutos para exponer el cómo y por qué de la situación actual eléctrica española, ya que el objetivo no era el lucimiento personal sino el debate entre empresarios preocupados, con razón, por los precio y demás cosas eléctricas. El formato me pareció magnífico ya que obligaba a sintetizar y “provocar”. Por ello, voy a trasladar a texto escrito lo que allí dije, incluyendo algunas cosas resultado del debate. El esquema fue, y va a ser, encadenar una serie de razonamientos y preguntas para acabar con propuestas

Liberalización y mercado: Bruselas liberaliza la generación eléctricas a fin de los 90 buscando un mercado único UE, como en casi todo, pero lo hizo mal porque no había, ni hay, infraestructuras de transporte  suficientes a  nivel UE para un mercado real de un producto no almacenable y, en lugar de asumirlo y corregirlo, Bruselas acepta mercados locales y solo trata de coordinarlos.

El formato de mercado: Si un mercado funciona provoca suficiente competencia como para inducir las mejores tecnologías a favor del cliente. Pero en electricidad no: mercados cerrados, muchas tecnologías a la vez, mix diferente en cada sitio y beneficios muy distintos dado que el precio es único, pero esas diferencias no decantan la inversión hacia las tecnologías más baratas. Un ejemplo, la hidráulica: ya no caben nuevas inversiones, luego el que ya tenga hidráulica tiene un beneficio garantizado y, quien lo dude, que pregunte a los noruegos. ¿Es mercado un beneficio garantizado para según quien?. Pero, además:

  • No hay garantía de la inversión necesaria: Quien lo dude que pregunte a los ingleses. ¿Será porque en mercados cerrados los productores pueden tener más poder si posponen sus inversiones que si las adelantan?. En mercados reales abiertos es al revés.
  • Un mercado tipo pool, siempre vivo, es imprescindible para los ajustes: Sí, y más porque la  luz no se almacena, pero el pool actual no puede ser la referencia para todo. ¿Recordamos que en España +/- un 80% se ofrece a precio cero?¿Puede ser esto un mercado?¿Y los mercados a futuro que, al final, vienen a ese pool a comprar?
  • No hay mercado real si no hay equilibrio razonable proveedor-consumidor: En el pool el consumidor es “precioaceptante”. No participa en el proceso de fijación de precios y sólo puede reaccionar dejando de consumir, si es que puede prescindir de la electricidad.

Opción medioambiental: Prácticamente a la vez, Bruselas formaliza su gran apuesta CO2 y diseña el triple 20% el año 20, gravando a fuego la necesidad de equilibrio entre seguridad de suministro, respeto medioambiental y competitividad en el abastecimiento y uso de energía primaria.

Pero el equilibrio nace desequilibrado: La necesidad de garantizar el suministro de energía primaria viene de lejos y se apoya en la política, porque la dependencia europea de energía primaria exterior es muy alta, lo que requiere buscar suministro diversificado y competitivo y mantener la mejor relación posible con los países origen. Pero cuando a esa lógica se le suma la apuesta CO2 todo cambia, porque si el objetivo es ir renunciando a las energías altas en carbono, que es lo que importamos, la opción cambia a inducir energías autóctonas renovables, con lo que seguridad de suministro y respeto medioambiental se “hermanan”. Yo estoy de acuerdo con esta opción, pero el ritmo hay que someterlo a las posibilidades tecnicoeconómicas con el objetivo de ganar, no perder, competitividad.

El triple 20% y la realidad: Esa realidad es que transporte y edificación, nosotros incluidos, suponen más de 2/3 del consumo de energía primaria, y se comprobó rápidamente que en los dos casos forzar ese 20% de renovables, conseguir el 20% de mejora de eficiencia y controlar y rebajar la emisión de CO2 era técnica y políticamente muy complicado porque hablamos directamente de las condiciones país y sus redes de transporte, muy estructuradas, y del ciudadano, votante, de su forma de vivir, cómo es la casa que compró hace 20 años, donde trabaja, que coche tiene, vive en el campo o en ciudad, etc.

La industria, la electricidad y el CO2: O sea, todo se volcó en la industria, la eléctrica incluida, porque ese 20% de renovables en 2020 sólo se podía conseguir vía electricidad renovable, 40% en España, y a toda velocidad, porque el plazo era el plazo, y cara al CO2, se creó el comercio de derechos de emisión como fórmula para forzar la bajada de las emisiones industriales. O sea, por un lado adiós a precios eléctricos competitivos y por otro más sobrecostes sólo para las empresas UE, ya eficientes por estar sometidas a la competencia global

¿Eficiencia provocada por la competencia o fijada por la política?: Para mí no hay dudas. Que el político garantice un mercado competitivo con reglas comunes para todos, por ejemplo emisiones máximas por tecnología, y que no permita actuaciones fuera de competencia.

¿La industria al servicio de la energía?: Es obvio que la energía está en la base de todo y, por tanto, la energía debe estar al servicio de todo y todos, pero la realidad reciente está poniendo a la industria europea al servicio de los objetivos energéticos, precisamente coincidiendo con la consolidación del comercio global y del liderazgo de países hasta ahora emergentes. ¿Tiene alguna lógica exigir de esa forma a la industria europea precisamente en esta situación mundial?¿Alguien, además de los que defienden un mercado CO2 local, piensa que el mercado único UE de bienes y servicios es suficiente para el pleno desarrollo de la industria europea y, en consecuencia, de nuestra renta por cabeza, incluido el estado del bienestar?

¿Pudo influir la liberalización eléctrica UE en la toma de decisiones de los gobiernos?: A mi juicio si. Al liberalizar la generación eléctrica se rompe el esquema previo de todo lo eléctrico planificado y pactado con el sector, y parece que los gobiernos se sintieron liberados y se apuntaron a esa libertad de inversión incluso sin contar con los eléctricos clásicos. Por ejemplo el juego electoral nuclear alemán y, en nuestro caso, dos preguntas: ¿Se hubiese producido ese descontrol renovable y esa decisión de que los costes de la apuesta política los pagase directamente el consumidor con una electricidad liberalizada pero pactada a largo plazo por los políticos y gestionada año a año en condiciones de seguimiento del pacto?¿Ha sido positiva esa liberalización de la generación eléctrica sin contar con un acuerdo político serio largo plazo sobre electricidad?

Y otra pregunta más general: ¿Se hubiesen podido tomar este tipo de decisiones políticas locales en un mercado eléctrico real UE, con los flujos eléctricos fundamentalmente determinados por los contratos proveedor-cliente con independencia de su situación geográfica, garantizados los márgenes necesarios para asegurar el equilibrio oferta-demanda en todo lugar?. Yo creo que no, pero no estamos en ese mercado real, y tardaremos mucho.

CONSIDERACIONES CARA AL FUTURO

Bruselas: No va a dar marcha atrás en la liberalización, pero tienen que ser activamente conscientes de la realidad: no habrá mercado de electricidad UE mientras no haya conexiones suficientes desde la perspectiva del mercado, no de los tratados, y, por tanto, se tienen que concentrar en conseguir esa interconexiones y en ir diseñando un mercado eléctrico único UE real. Por cierto, ¿tiene alguna lógica que la UE lleve décadas hablando de seguridad de suministro pero que no haya impulsado a tope las conexiones de gas para “enchufar· Rusia con el norte de África. Lo que está pasando con Ucrania responde con un claro no a esa pregunta.

Liderazgo medioambiental y CO2:  Bruselas no puede seguir con soluciones internas negativas para la competitividad. Tiene que ejercer ese liderazgo convenciendo a los demás para objetivos y soluciones comunes consensuadas, pero no autofijandose objetivos fuera de contexto.

Competitividad: Que Bruselas, y Madrid, y los demás, la pongan en su sitio sin matices ni trucos largo plazo, porque sin competitividad la economía real europea no podrá financiar ninguno de los planes que lleguen a plantearse.

Energía pactada a largo plazo a nivel político: Imprescindible. Sin comentarios, porque ya sabemos lo que pasa cuando cada gobierno quiere ir por libre en “su” electricidad.

Contratos largo plazo físicos: Impulsarlos, porque el consumidor sólo puede negociar condiciones y precios en contratos largo plazo, no inmediatos, y mejor directamente con el generador para que este sienta la presión de la competencia. En los mercados actuales el precio es el que es, y debajo hay de todo, pero cada generador tiene su mix y, por tanto, si se siente presionado por la competencia real al negociar directamente con los consumidores, reaccionara compartiendo las ventajas de su mix con sus clientes, para no perderlos.

Sobrecostes: En un mundo globalizado un gobierno debería tener prohibido trasladar directamente a los precios sobrecostes políticos. Nuestra electricidad es una demostración: ni hay competitividad ni se consigue dominar el déficit de tarifa, que ya alcanza niveles del 3% del PIB. Probablemente es demasiado para asumirlo vía presupuestos anuales, pero ¿y vía deuda?. Entiendo que con ella se financian temas fundamentales para el país, y la electricidad y la “sanidad” financiera de los generadores lo son. En todo caso, no el consumidor.

Las condiciones de las renovables: Dejando el precio aparte, ¿Es lógico que instalaciones de las eléctricas clásicas se tengan que poner a disposición del generador renovable, su competidor?¿No debería plantearse que el necesario back-up se configure bajo estructuras empresariales comunes con el objetivo de consolidar la estabilidad de la oferta?¿De verdad tiene que asumir toda la responsabilidad REE y, encima, sufrir todas las críticas del mundo si tiene que parar alguna renovable para sostener el sistema?

Anuncios

El marco estratégico UE 2030 en clima y energía presentado por la Comisión UE en enero 2014. ¿Reflexión profunda o huida hacia adelante?.

El pasado 22 de enero la Comisión UE presentó, para su debate en el Consejo y Parlamento Europeos, un marco estratégico en clima y energía para el periodo 2020-2030. La verdad es que yo esperaba que, tras el reconocimiento de la propia Bruselas de la falta de competitividad en gas y electricidad en la UE y las repetidas apelaciones a la necesidad de recuperar peso de la industria en la UE, la nueva propuesta replantearía la mezcla de objetivos medioambientales y energéticos ajustándola a la necesaria competitividad en un mundo globalizado, pero no ha sido así. Un ejemplo: la Comisión propone que la reducción de las emisiones internas de GEI respecto de 1990 pase del 20% en 2020 al 40% en 2030,  y considera que constituirá  la piedra angular de la política de la UE en materia de clima y energía para 2030.

http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-54_es.

htmhttp://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:52014DC0015:EN:NOT

¿Huida hacia adelante respecto de los objetivos 2020?: A mi juicio, si. Para explicarme, voy primero a dar algunas referencias sobre competitividad eléctrica, esta vez partiendo de un informe sobre precios y costes energéticos que ha preparado la Comisión, luego pasaremos revista a las nuevas propuestas 2030 y, por último, trataré de aportar conclusiones

Energy prices and costs report: http://ec.europa.eu/energy/doc/2030/20140122_swd_prices.pdf,

Este es uno de los documentos que la Comisión ha preparado para complementar la propuesta 2030. En casi 250 páginas pasa revista a los costes y precios energéticos en la UE, los compara con el resto del mundo en términos globales y añade datos sectoriales sobre la diferencia de costes energéticos entre la UE Electricidad mundoy otros países. No lo puedo resumir, pero voy a utilizar algunos gráficos. El primero compara, a nivel mundial,  precios eléctricos finales antes de impuestos deducibles para consumidores industriales en el rango de consumo entre 500-2.000 MWh/año. Como es difícil leer los nombres, los voy a resumir. Las tres barras rojas corresponden a los precios máximo, medio y mínimo en la UE, y los países por debajo del precio mínimo son Nueva Zelanda, India, Indonesia, Rusia, USA, Canadá, Corea, Arabia Saudí y Emiratos. O sea, Bruselas confirma con rotundidad que nuestra electricidad no es competitiva.

Electricidad siderurgiaEl segundo es más fácil. Compara los precios de electricidad para la siderurgia en la UE y USA. El estudio dedica muchas páginas a comparar precios energéticos con otros países a nivel sectorial partiendo de una encuesta entre 110 fabricantes UE de ladrillos y cerámica, vidrio, amoniaco, cloro, aluminio y acero. He seleccionado la siderurgia no porque sea distinta sino porque la muestra es la más alta, 17 empresas en la UE y 3 en USA. El dato es que el precio en la UE es más del doble que el precio en USA.

¿Cómo ve la Comisión esta situación? Me voy a limitar a copiar parte del texto de la versión prensa de la propuesta que estamos tratando: “No obstante, el aumento de los precios de la energía puede verse parcialmente compensado por unas políticas energéticas y climáticas rentables, unos mercados de la energía competitivos y una mejora de las medidas de eficiencia energética como, por ejemplo, el uso de productos más eficientes desde el punto de vista energético. Puede que los esfuerzos en materia de eficiencia energética de la industria europea todavía tengan que llegar más lejos, teniendo en cuenta límites físicos, dado que los competidores hacen lo propio y la industria europea decide invertir en el extranjero para situarse más cerca de los mercados en expansión. Estas son las conclusiones que sustentan el marco de 2030.” (Utilizaré este formato de cursiva siempre que copie algo).

O sea, la industria europea tiene que ser más lista que la del resto del mundo y, si no, que se vaya, y todo por decisiones políticas internas.

Los nuevos objetivos:

Gases de efecto invernadero: La Comisión lo considera “una de las piedras angulares de la política energética y climática de la UE para 2030”, y propone pasar del -20% respecto a 1990 en 2020 al -40% en 2030 mediante medidas nacionales. ¿Está fuera de orden la UE en emisiones de GEI?. PIBco2 1Pues no, tal como se comprueba en el gráfico adjunto, que recoge la generación de PIB por t. de CO2 generado al quemar combustibles, con datos 2011 en  $2005 según el informe 2013 de la AIE. Se ve que la UE está en la cabeza del mundo en la gestión del CO2, luego no debería forzar más las cosas dentro, sino aunar el esfuerzo de los demás.

Pero eso como media, y con España casi en esa media, pero también merece la pena ver las diferencias dentro de la UE, ya que el -40% debe lograrse mediante medidas nacionales.

Para ello he preparado un nuevo gráfico, también a partir del informe de la AIE 2013, que en la curva azul pib y co2ordena los 28 países por PIB por persona en $2005. Empezamos en 5.000 $ y acabamos en 80.000. ¿Se puede exigir el mismo objetivo a países con tal diferencia de posibilidades económicas? Y la curva roja es el PIB generado por tonelada de CO2 emitido con origen energético. Está claro que las características internas de cada país, desde nivel de desarrollo a mix de generación, generan cifras distintas de PIB por t. de CO2, pero las líneas de tendencia son paralelas, luego también está claro que hay una relación tendencial entre PIB y CO2 emitido.

Por eso, cuando se fuerza la reducción CO2 hay que garantizar que no se pierde el PIB correspondiente bien porque la empresa lo puede conseguir vía eficiencia sin perder competitividad, bien porque se ha creado otra que aporta PIB sin emitir CO2, o bien porque el país tira de presupuesto para posibilitar el futuro sin perjudicar el presente.

Pero no siempre es así, y en la UE ya han aparecido problemas. Por ejemplo, cuando Bruselas entendió que había que resolver la pérdida de competitividad industrial por causa del CO2 indirecto, el generado al producir la electricidad consumida por la empresa, y decidió autorizar ayudas de estado para compensar los sobrecostes, Alemania  asignó 500 Millones de € para esa ayudas, y España sólo 1 Millón de €. ¿Es que la industria electrointensiva alemana es 500 veces más grande que la española?. No, ni mucho menos, pero lo que si está claro es que los márgenes presupuestarios y de déficit son los que son en cada país, luego las industrias españolas pierden repecto de las alemanas por este concepto. . Vuelvo a preguntar, ¿no hay que tener en cuenta estas enormes diferencias a la hora de proponer objetivos y, siempre, buscar soluciones que no afecten al mercado interior europeo?

Mi respuesta es, evidentemente, si, pero la de Bruselas es que, dentro de ese objetivo del -40%, la industria sometida al comercio de derechos de emisión (RCDE) deberá reducir sus emisiones un 43% respecto de 2005, para lo que “la reducción anual del techo de emisiones de los sectores cubiertos por el RCDE de la UE aumentará del actual 1,74 % al 2,2 % a partir de 2020”, mientras que para el resto (el otro 50%) el objetivo es un -30% también respecto de 2005. Otra vez más peso sobre la industria, y otra vez sin tener en cuenta las diferencias entre países, y sin corregir errores ya demostrados.

renovables BPEnergías renovables: Pasar del 20% en 2020 al 27% en 2030. La Comisión considera que “acarrea ventajas considerables en términos de la balanza comercial energética, la dependencia de fuentes de energía autóctonas, el empleo y el crecimiento”. El 27% es vinculante a nivel UE pero no país a país, por eso he preparado el cuadro adjunto, basados en datos 2012 sacados del BP Statistical Review of World Energy de junio 2013, para comprobar que hay países muy influyentes en Bruselas, Reino Unido y Francia por ejemplo, que sólo podrían llegar al famoso 20% de renovables en 2020 si la nuclear pasa a contabilizarse como renovable, por decir algo. ¿Es por eso por lo que el objetivo no es vinculante país a país, y ya veremos lo que pasa con ese 27% pero con ingleses y franceses tranquilos?. ¿Quién va a pagar las diferencias de esfuerzo cara al objetivo común?  España ya ha demostrado que no le salen las cuentas.

Eficiencia energética: La Comisión se da de plazo este año para modificar la directiva sobre eficiencia. Mi explicación es que Bruselas, cuando por fin ha sido consciente de que no basta con exigir eficiencia a las industrias, sino que hay que involucrar a los consumos difusos, transporte, residencial, servicios y agricultura, que no tienen chimeneas y, en buena parte, son directamente los ciudadanos, luego es más complicado. Para centrar ideas, en España suponen el 70% del consumo de energía final.

Reforma del comercio de derechos de emisión (RCDE) de la UE: En el fondo ajustar la “emisión” de derechos, y los excedentes de los ya emitidos, para que el precio de las emisiones de CO2 esté bajo control, esos +/-25 €/t, y no se vaya al suelo como ahora. Objetivo, que el precio del CO2 sea el necesario para forzar el cambio a tecnologías bajas en carbono porque “este precio uniforme garantiza la consecución de los objetivos climáticos de una manera rentable y la igualdad de condiciones para las empresas de la Unión”. La experiencia española ya ha demostrado que, aunque el precio del CO2 sea uniforme, al final no repercute de forma igual por países, luego no entiendo esta afirmación.

Energía competitiva, asequible y segura: La Comisión propone una serie de indicadores clave a fin de evaluar los avances que se vayan registrando y proporcionar bases para posibles respuestas políticas. Estos indicadores se refieren, por ejemplo, a las diferencias de los precios de la energía en relación con los principales socios comerciales, a la diversificación del suministro y al recurso a fuentes de energía autóctonas, además de la capacidad de interconexión entre los Estados miembros.

Nuevo sistema de gobernanza:  La propuesta 2030 tamnién propone un nuevo marco de gobernanza basado en planes nacionales para una energía competitiva, segura y sostenible, sometidos a un proceso de consultas con la Comisión que “garantizará, por un lado, que los planes sean lo suficientemente ambiciosos, y por otro, su coherencia y cumplimiento a lo largo del tiempo”. En principio, la idea me parece buena, pero la Comisión tiene que aprender a ser pragmática y asumir las posibilidades reales de la UE en un mundo globalizado.

¿Ha estudiado la Comisión el futuro antes de plantear su propuesta?: Si. El capítulo 4 del precios futurosestudio sobre costes y precios, titulado Future high energy prices in the EU: macroeconomic consequences pasa revista a la situación aportando muchísimos datos, entre ellos el gráfico adjunto, que recoge previsiones mundializadas de precios de electricidad y gas hasta 2050, para lo que la Comisión ha utilizado los modelos PRIMES y PROMETHEUS.  No tengo que esforzarme demasiado en afirmar que los datos son demoledores porque, a pesar de esa reducción de precios en la UE a partir de 2020, por cierto sólo en la UE, los europeos, según datos aportados por nuestra Comisión UE seguiremos pagando por la electricidad y el gas el doble, o más, que el resto del mundo salvo el Pacífico, me imagino que Japón, hasta por lo menos 2050.

Pero sus propios datos no han impedido a la Comisión insistir en sus planeamientos, incluso aumentando los objetivos climáticoambientales. ¿Cómo? Pues partiendo de muchas hipótesis y casos, y añadiendo argumentos, más bien utopías, conceptuales. Voy a copiar dos de esos razonamientos, directamente en inglés, para no deformar el contenido del texto:

“The rise of electricity prices is shown to stop after 2020. This is driven mainly by the projected decoupling of gas to oil prices and the modest increase of gas and coal prices after 2020. Productivity in electricity generation and supply also increases after 2020 as new power plants are massively committed in the system which embody technologies with higher efficiency”

“Although substitutions away from electricity and gas are difficult, the consumption and production structures adapt as much as possible to alleviate the cost impacts of price rise and the economy finds a new equilibrium in capital and labour markets at lower price clearing levels (return on capital and wage rates) in order to mitigate downwards pressures stemming from lower domestic demand. So the substitutions and the market re-adjustments reduce the cost impact of price rises at levels below cost impacts that would be suggested by the initial share of electricity and gas in total costs by sector”.

Es decir, se reconoce la situación de precios energéticos por las nubes, pero se argumenta que seremos capaces de asumirlos con inversiones fantásticas y costes de capital y salarios más bajos. La receta es fácil, pero planteada en una economía globalizada no la entiendo.

 Conclusiones: Como ya sabemos, Bruselas no ha conseguido ser referente mundial en temas CO2, y en energía sigue teorizando sobre el equilibrio seguridad de suministro, medioambiente y competitividad, pero con decisiones en las que la realidad ya ha demostrado que ha pesado más la energía autóctona baja en carbono que la competitividad, y a pesar de esa realidad vuelve a aumentar la presión con la propuesta 2030. La verdad es que esta vez no me salen ni reflexiones ni conclusiones, sólo preguntas. Por ejemplo:

  •  ¿Por qué insistir y ampliar las exigencias CO2 vía el comercio de emisiones, si ya hemos comprobado que mientras los demás van por otro lado, a nosotros nos aparecen problemas de competitividad, que se resuelven a medias y con ruptura del mercado único UE en los sectores afectados?
  • ¿Por qué en ese informe los precios gas y electricidad se estabilizan en la UE a partir de 2020 sólo en la UE?. ¿Es que sólo la UE hará las cosas bien en energía?
  • ¿Hay que dar por supuesto que los europeos somos tan inteligentes que podremos seguir creciendo en un mundo cada vez más globalizado porque nuestra empresas, intensivas o no, agrícolas o del pensamiento, sabrán compensar la carestía energética interna simplemente siendo el doble de eficientes que las de cualquier otro país?
  • ¿En qué sectores bajos en carbono y altos en valor añadido piensa Bruselas para que  los 500 millones de habitantes de la UE sigamos disfrutando de nuestro estado del bienestar habiendo perdido la competitividad energética en una economía globalizada?
  • ¿Están teniendo en cuenta esta situación de debilidad de costes energéticos cuando negocian un acuerdo comercial amplio con Estados Unidos, que ya nos supera ampliamente en PIB por persona, luego de tontos nada?
  • ¿Por qué, además de ese estudio basado en modelos, no se ha hecho un análisis de la realidad actual y potencial sector a sector, desde agricultura a tecnologías del conocimiento, pasando por todos los demás, comparándonos, por ejemplo, con USA, para que actuemos sabiendo qué márgenes reales tenemos?

La nueva fórmula de fijación de la tarifa para consumidores por debajo de 10 kW. Si se busca un esquema que pueda influir en los hábitos de demanda, el pool no vale.

La apuesta del Ministerio por poner al ciudadano directamente delante del pool para pagar sus consumos eléctricos entiendo que se puede resumir en tres aspectos clave: que ya está claro que los intermediarios financieros no aportaban nada más que sobrecostes, que defienden, con lógica, que el consumidor tenderá a cambiar sus hábitos de consumo cuando sepa el coste hora a hora, y que siguen considerando sagrado el mercado pool, a pesar de que el propio Ministerio quiere cambiarlo.

Tras analizar la situación, y muchos de los no se cuantos artículos y opiniones que han llenado los periódicos estos días, mis primeras reflexiones se resumen en tres preguntas, cuya respuesta adelanto sobre la marcha,  y luego trataré de justificarlas aportando información:

  • ¿Por qué se ha tardado tanto en comprobar que los intermediarios sólo aportaban sobrecostes?. No lo entiendo, pero más vale tarde que nunca.
  • ¿Asumirá  el ciudadano normal, y los medios de comunicación, la volatilidad del pool a la hora de fijar precios? Está claro que el pool está ofreciendo precios más baratos que los mercados a plazo, pero el “precio” de esa posibilidad es no saber cuánto voy a pagar cada mes, y si esa diferencia va a jugar siempre a mi favor.
  • ¿De verdad los precios pool responden a la curva de demanda diaria del sistema? No. Además de que el consumidor no cuenta para nada en la fijación de precios pool, porque no le queda más remedio que aceptar el precio que salga, la realidad es que es normal que la curva de precios diarios del pool no siga una tendencia paralela a la curva de demanda del sistema. Es decir, el pool se dedica a otra cosa, o bien le es imposible digerir el peso de las tecnologías no controlables.

La volatilidad: He preparado dos gráficos que cubren el periodo enero 2008-diciembre 2013, o sea la crisis con el conocido resultado de demanda a la baja. El primero ofrece la media aritmética de precios medios del pool durante el mes, y el segundo el porcentaje de variación de ese precio mes a mes.

1En el primero se ven precios con  tendencia ligeramente decreciente, lo que ojalá respondiera a la caída de demanda durante la crisis, pero lo que está claro es que esa caída de demanda, y la propia crisis, no han subido y bajado a  machetazos, mientras los precios bajaban de 70 a 20 en menos de dos años, volvían a subir a 60, bajaban de nuevo a 20 y subían de nuevo para superar los 60, por cierto esta vez en sólo 8 meses.

 Y el segundo gráfico pone sobre la mesa la volatilidad porcentual mes a mes, y precisamente con 2013 más enloquecido que el resto de años. Estamos hablando de variaciones “normales” del 10%, pero que pueden pasar de +10% a menos 10% de un mes a otro, variaciones 2frecuentes del 20%, esporádicas del 40% y extremas del 140%. Insisto, ¿lo soportará el ciudadano normal, las asociaciones de consumidores, la prensa, la radio?. Puede que el ciudadano pragmático si, pero asumir pragmatismo en asociaciones y medios de comunicación en un tema como la electricidad me parece mucho asumir.

Por otro lado, llevamos meses escuchando la promesa de que las facturas eléctricas serán fáciles de entender y contrastar, pero pretender que el ciudadano pueda comprobar si la factura se corresponde con la realidad de los precios pool y sus consumos me parece una utopía. Por supuesto que si sabe de electricidad y sus conceptos, se mueve bien con ordenadores e internet, le dedica tiempo y no se equivoca en todo el proceso, puede lograr su objetivo pero, ¿cuántos de los 7 millones de contratos hasta ahora TUR, y a partir de ahora ya CVPC (Contrato Voluntario del Pequeño Consumidor) con contador inteligente ya instalado cumplen con ese perfil? Y, además, todo ese trabajo puede servir para comprobar que la última factura es correcta, pero para nada a la hora de prever la próxima.

La opción de contrato anual: He defendido siempre la lógica de ampliar el periodo de subasta CESUR, y ahora el Ministerio ofrece la posibilidad de un contrato a un año, obligando a las comercializadoras a hacer públicas sus condiciones. Como quiero ser coherente conmigo mismo, lógicamente estoy a favor de este paso al frente, aunque todavía no se en qué ambiente se producirán esas ofertas públicas, pero ahora lo que me preocupa es que el Ministerio ya ha explicado que ese contrato será más caro que pagar día a día los precios pool, porque hay que cubrir los riesgos de futuro, y me pregunto: ¿no estamos volviendo a lo que hemos querido evitar eliminando a los intermediarios? Porque las comercializadoras también son intermediarios que necesitan cubrir sus espaldas, no sea que de repente suba el pool. O sea…¿tras este lío vamos a volver a lo mismo?

Los contadores inteligentes: Suponiendo que uno de sus objetivos es ayudar al consumidor a racionalizar su consumo, sólo una reflexión: ¿alguien pensó en el consumidor, que es quien los paga, cuando los diseñó?¿puede una pareja en su casa superponer de forma fácil sus consumos horarios con los precios del pool, para poder tomar decisiones racionales y desplazar consumos?. Y, aunque pueda, el mes que viene las cosas se pueden poner al revés. O sea, queda mucho por hacer, pero me temo que aquí hemos hecho como con las renovables. Mientras parece que ingleses y alemanes están probándolos en una serie de “casas piloto”, aquí ya tenemos 7 millones instalados y con la CNMC enredada para determinar el alquiler justo, pero todavía no su eficiencia real para el consumidor.

El precio pool y el de la electricidad que yo compro: Alguien tendrá que explicar a ese  consumidor, y al resto, que al precio pool que vea en una pantalla hay que sumarle el coste de los ajustes del  sistema, ese trabajo imprescindible que aporta REE para garantizar que todos y en todo momento tenemos luz en casa. En 2013, 11,48 €/MWh como media según  REE. Y, por otro lado, lo que se compra en el mercado no es lo que mide mi contador sino lo que le compro al generador, luego a lo que diga mi contador tengo que sumarle las pérdidas que sufre mi paquete de energía al pasar por las redes para llegar a casa. Un 14% según el BOE. O sea, con datos medios 2013, al precio que diga el pool hay que añadirle, como media, un 41%, y lo tendré que tener siempre en cuenta, según lo que toque cada año y, luego, añadir los accesos y los impuestos.

El pool actual no puede ser la referencia en precio horarios: Además de lo que vengo defendiendo sistemáticamente en el sentido de que el pool no cubre las condiciones básicas de un auténtico mercado porque los clientes son cautivos porque no pueden renunciar a comprar, porque no induce competencia entre las tecnologías, y porque tampoco garantiza inversión a futuro para cubrir la seguridad de suministro, lo que también ocurre es que es evidente que los vaivenes de precios que hemos visto antes no responden a oscilaciones de la demanda mensual, sino más bien de la oferta, luego el problema está en que en el pool el  equilibrio oferta-demanda no está siendo la clave para la fijación de precios cada hora.

4Para explicarlo he recogido en un cuadro, con datos REE, las potencias máximas y mínimas, y sus horas, de 4 días de febrero 2014, dos domingos y dos miércoles, o sea dos días de demanda baja y dos de demanda alta, y un gráfico con los precios horarios del pool de esos cuatro días, con datos OMIE.

Pues bien, mientras que en el cuadro se comprueba que las demandas punta y valle de los dos domingos y los dos miércoles fueron muy parecidas entre si, y que las horas en que se produjeron también, el gráfico pone de manifiesto que los precios horarios siguieron pautas totalmente distintas, el domingo 2 con máximos superiores a 50 €/MWh, y el 9, solo una semana 3después, casi a 0 todas las horas, y los dos miércoles, también separados sólo una semana en la misma quincena, con precios máximos el día 5 a las 20 horas, y el día 12 a las 10 horas, y el resto de precios con sendas distintas. No pretendo sacar conclusiones definitivas sólo con la información de cuatro días, pero está claro que los precios no reaccionaron a la demanda, y si alguien tiene dudas, sugiero que entre en la página web de OMIE que, de forma muy simple y rápida, permite ver con facilidad que, entre otras cosas, las curvas de energía total comprada no coinciden con las curvas de demanda del sistema, y que muchos días al año, los precios máximos no coinciden, ni de lejos, con las horas de demanda punta.

Conclusiones:  Que la reforma eléctrica iba a ser un calvario ya lo hemos comentado, y la presión va subiendo para cada opción que propone el Ministerio pero, esta vez, hay dos cosas en las que coincido, eliminar intermediarios es positivo y acercar al cliente al mercado también, pero si queremos que las cosas vayan tomando cuerpo creo que hay que asumir que el mercado pool está dando garantía de liquidez para un producto que no se almacena, pero no está valiendo para crear referencias de precio que puedan influir en los hábitos de consumo.

Soy consciente de que es muy difícil, porque mientras tengamos un 40% de generación a costes fuera de mercado, alguien tiene que encajar esa generación en los contratos “normales”, pero echo de menos ver a los generadores compitiendo entre si poniendo directamente encima de la mesa sus diferentes costes largo plazo, porque en cada caso el peso de las tecnologías es distinto. Más preguntando que opinando, ¿sería una solución inventar algo parecido a un SAREB que se encargue de encajar las renovables, y para el resto crear condiciones de competencia directa, no a través de comercializadores?

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.