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La primera subasta de interrumpibilidad. Parece que ha primado la facilidad para interrumpir frente a la necesidad de lograr precios competitivos. Algo hay que cambiar

La pasada semana se celebró la subasta de interrumpibilidad organizada por REE. Los resultados más relevantes se recogen en el cuadro a continuación, y me voy a apoyar en ellos para razonar y reflexionar. Los datos son todos oficiales, salvo los precios de salida, que me los han comentado. Primero voy a resumir mi opinión sobre los resultados, pensando en el  Ministerio, REE y empresas para, luego, reflexionar porque a mi juicio ha pasado lo que nos temíamos que podía pasar, que primarían las interrumpibilidades baratas frente a las necesarias para competir. Creo que hay que volver al diálogo, una vez vivida la experiencia de esta primera subasta.

Imagen1Una reflexión sobre opiniones del Ministro Soria: Me han preocupado mucho los comentarios en el sentido de que todas las empresas han acudido a la subasta “en las mismas condiciones” y que la situación interna de la compañía depende “única y exclusivamente de la propia empresa” y que “no hay que establecer ningún tipo de vinculo entre las decisiones que se tomen en el ámbito interno de una empresa, sea cual sea, y un mecanismo que el Gobierno ha aprobado y que introduce mayor competencia entre las empresas”

¿Por qué me han preocupado? Porque si todas las empresas interrumpibles fuesen parecidas el Ministro tendría razón, pero me temo que no le han explicado suficientemente que cara a la competitividad eléctrica las empresas interrumpibles son muy distintas, y que hay que tener en cuenta SUS condiciones tecnológicas, el peso de la electricidad en SU valor añadido, SU dependencia real de la exportación, etc, y que no hay UN precio eléctrico competitivo, sino uno para cada producto. O sea, tiene razón el Ministro cuando dice que la subasta introduce mayor competencia entre las empresas a la hora de valorar la interrumpibilidad, pero hay que tener en cuenta que las empresas no se dedican a “fabricar” interrumpibilidad, sino acero, cobre, aluminio, papel, cemento, química, gases, etc, y ahí si compiten bien contando con la interrumpibilidad como herramienta de competitividad, pero no como objetivo.

¿Qué ha pasado?: Tal como yo lo veo, si para unos interrumpir es fácil y hay casos en los que su competitividad eléctrica está incluso conseguida, mientras que otros están en el extremo contrario en ambas cosas, la subasta da más poder a los primeros, a los que les bastan precios de interrumpibilidad que para los otros son inviables, con lo que se pierde el objetivo clave de la interrumpibilidad regulada, que fue siempre que cada empresa encontrase SU propio equilibrio entre el esfuerzo para interrumpir y la compensación necesaria para conseguir SU competitividad, dentro del margen global de valoración anual del producto interrumpibilidad.

Los resultados globales: Me imagino que para REE todo bien. Subasta más rápida que lo esperado, toda la potencia colocada y precios bajos, pero para las empresas no. Importante que en el producto 90 MW una empresa sólo colocó la mitad de lo esperado, porque se asignaron 9 mientras que las empresas pretendían 12. ¿Cómo se soluciona esto, porque no creo que en un año, salvo cierres, puedan conformarse con 9?. Y en el producto 5 MW una veintena de empresas fuera, y las de dentro a un precio infinitamente inferior al preplanteado incluso en el BOE. O sea, parece que se confirma que las empresas de interrumpibilidad con baja importancia en sus resultados, o las que les es fácil interrumpir, tienen peso suficiente para conducir a este resultado, que por tanto se repetirá?¿Y qué hacemos con las empresas excluidas pero tecnológica y funcionalmente competitivas salvo en precios eléctricos… que cierren?

Precios y productos: Entiendo que para la gestión de REE se valore en positivo un nivel alto de potencia interrumpible a nivel empresa, y que por eso el producto 90 MW sea más caro de salida que el 5 MW, pero eso no justifica la diferencia de precios medios finales, que probablemente responde a lo que hemos comentado antes. En el producto 90 las empresas no son iguales pero tecnológicamente todas muy complejas y supersometidas a competencia global, luego la competitividad via interrumpibilidad tiene que valer lo que vale para ellas, pero en el producto 5 hay mucha variedad de sector, tamaño y condición, luego el precio ha podido estar muy influido por la interrumpibilidad fácil, con lo que el producto 5 MW supone el 60% de la potencia asignada, pero menos de un tercio del coste global.

Pero hay más. Voy a poner un ejemplo que me lleva a la conclusión de que en esto de los bloques hay que hacer algo: Imaginemos dos empresas del mismo sector, una capaz de ofrecer el producto 90 y la otra, un poco más pequeña, que por ejemplo “sólo” puede ofrecer 80 MW, para lo cual consigue adjudicarse en la subasta 16 productos 5 MW. El resultado final es que una obtiene una compensación por interrumpibilidad de 26.5 millones de € y la otra 7,5 millones de €, creando un problema de competencia interna en el propio sector provocada por una cosa regulada y, además, esos 10 MW interrumpibles valdrían 1,9 Millones de €, 5,5 veces más que el precio de salida. Aunque el número 80 es un invento mío, me consta que hay problemas de este tipo al menos en siderurgia y química.

La subasta “complementaria”: No me atrevo a opinar. Por supuesto podría valer para reincorporar empresas que resultaron excluidas, pero no veo cómo conseguir precios suficientes para ellos que no provoquen protestas de los ya “adjudicados” la semana pasada. Y que sólo sirva para resolver el problema del producto 90 MW me parecería injusto.

Mi propuesta: Recordar que el esquema base no buscaba una interrumpibilidad barata,  sino un esquema de colaboración empresas-REE neutro, ahorro en el diseño y gestión del sistema comparable a lo recibido por las empresas. En estos momentos puede parecer que la interrumpibilidad no es imprescindible, pero no es lo único en lo que la gran industria puede colaborar con REE a cambio de garantía de competitividad. Pero ante lo que ha pasado en la subasta se me ocurre:

  • Aprovechar la experiencia para replantear el formato de la subasta, de forma que no sea la tecnología la que eche a las empresas y que la frontera 5-90 no cause problemas intersectoriales.
  • Buscar nuevas posibilidades de gestión de demanda no para que aumente el coste anual, sino para que las empresa y REE puedan encontrar nuevos caminos cuya suma a nivel empresa pueda ayudar a resolver los problemas que ha generado la subasta.
  • Aunque en algunos sectores solo tenemos una empresa, ¿se podría pensar en subastas de interrumpibilidad a nivel sectorial, aplicando a todos el mejor precio resultante para ahorrar?. Francamente, no lo he pensado lo suficiente, pero ahí queda.
  • Supongo que una cosa como esta no se resuelve de aquí a final de año, pero no veo dificultades para prorrogar durante por ejemplo un trimestre el esquema de pagos previo a la subasta, limitado a lo presupuestado para 2015, y dedicar estos cuatro meses a corregir los problemas que han aparecido con la subasta
  • ¿Cómo? Volviendo al diálogo que ha presidido siempre todo lo referente a interrumpibilidad, incluidos los últimos 12 meses.
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Los objetivos 2030 sobre cambio climático asumidos por el Consejo Europeo el 23-24 de octubre 2014 endurecen las condiciones de gestión de las empresas. Gobierno y empresas tienen que empezar a trabajar

El Consejo Europeo celebrado los 23-24 de octubre aprobó la propuesta de la Comisión de pasar del 20-20-20 el año 2020 a un 40% de reducción de CO2 y un 27% de renovables en 2030. Respecto de la eficiencia, en principio sin definir, tras el Consejo  se plantea un 27% de mejora, y se contempla un 30%. Todo ello se refleja en el documento de conclusiones publicado el 24

http://www.consilium.europa.eu/press/press-releases/latest-press-releases/newsroomrelated?bid=76&grp=25371&lang=es

El origen de todo esto parte del compromiso de la UE de presentar su contribución a la mejora del cambio climático durante el primer trimestre de 2015, dentro del plazo acordado en Varsovia por las Partes en la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, con la intención de lograr un acuerdo global sobre el clima en la reunión a celebrar en París en diciembre 2015.

O sea, queda claro que la presión medioambiental sobre la industria va a seguir muy viva durante 15 años, por lo que me parece conveniente repasar aspectos clave que España tiene que seguir cuidando, impulsando o inventando para no perder competitividad. Para hacerlo más fácil, primero voy a esquematizar y resumir las conclusiones del Consejo UE sobre el CO2 y su comercio, las renovables y la eficiencia, para luego aportar alguna reflexión sobre la situación española, y acabar con  propuestas.

Consejo UE: CO2. Reducción de emisiones y régimen de comercio:

  • El Consejo Europeo ha refrendado el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de la Unión por lo menos un 40 % en 2030 con respecto a los datos 1990
  • El principal instrumento europeo para alcanzar este objetivo será un régimen de derechos de emisión (RCDE) reformado y que funcione correctamente.
  • La asignación gratuita de derechos de emisión se mantendrá después de 2020 mientras otras economías importantes no realicen esfuerzos comparables
  • El factor anual de reducción del límite máximo de emisiones permitidas pasará del 1,74 % al 2,2 % a partir de 2021.
  • Los indicadores que regirán las asignaciones gratuitas se revisarán periódicamente en función de los progresos tecnológicos en los sectores de actividad respectivos.
  • Se tendrán en cuenta los costes tanto directos como indirectos de las emisiones de carbono, en consonancia con las normas de la UE sobre ayudas públicas.
  • A fin de mantener la competitividad internacional, es importante que las instalaciones más eficientes en estos sectores no tengan que asumir costes de carbono excesivos que den lugar a fugas de carbono.
  • Las asignaciones futuras deberán garantizar una adaptación más adecuada a las variaciones de los niveles de producción en los diferentes sectores.
  • Se tendrá en cuenta la necesidad de garantizar unos precios asequibles para la energía y de evitar beneficios sobrevenidos.

Consejo UE: Fuentes de energía renovables:

  • Se fija el objetivo mínimo del 27% de cuota de energías renovables dentro del consumo total de energía de la UE en 2030.
  • Este objetivo será vinculante a escala de la UE, sin impedir que los Estados miembros fijen sus propios objetivos nacionales más ambiciosos y apoyen su consecución, en consonancia con las directrices sobre ayudas públicas.
  • La integración de niveles cada vez mayores de energías renovables intermitentes requiere un mercado interior de la energía más interconectado y un respaldo adecuado, que debe coordinarse según sea necesario a nivel regional.

Consejo UE: Eficiencia energética:

  • Se fija a escala de la UE un objetivo indicativo consistente en que la eficiencia energética mejore al menos en un 27 % en 2030 con respecto a las previsiones de consumo energético futuro sobre la base de los criterios actuales.
  • Se revisará antes de 2020, teniendo en mente un nivel del 30 % para la UE.
  • La Comisión propondrá sectores prioritarios en los que puedan cosecharse ganancias significativas de eficiencia energética.

Consejo UE: Realizar un mercado interior de la energía que funcione plenamente y esté plenamente conectado:

  • La Comisión Europea, respaldada por los Estados miembros, tomará medidas urgentes para alcanzar un objetivo mínimo del 10 % de las interconexiones de electricidad existentes a más tardar en 2020, incluso un 15% en 2030, al menos para los Estados miembros que no hayan logrado un nivel mínimo de integración en el mercado interior de la energía, los Estados Bálticos, Portugal y España
  • La Comisión revisará los avances e informará al Consejo Europeo en relación con todas las posibles fuentes de financiación, incluso las posibilidades de financiación de la UE, para garantizar el cumplimiento de dicho objetivo del 10 %.

Los esfuerzos comparables: El reciente pacto CO2 EE.UU-China, que es el que van a defender en Paris 2015, supone para EE.UU un -25% en 2030 respecto de 2005 y para CHINA empezar a bajar emisiones a partir de 2030. Obviamente los esfuerzos no son comparables y si, además, sabemos que las emisiones UE son sólo el 10% del total mundial, y CHINA+EE-UU casi el 50%, ¿se planteará la UE un reajuste de los nuevos objetivos? Ojalá alguien con información crea que si.

Mi primera reflexión marco: El documento vuelve a dejar claro que Bruselas sabe que sus propuestas medioambientales afectan a los precios energéticos y a la competitividad, pero a mi me parece que se van perfilando criterios que le “permiten” sus fuertes posicionamientos medioambientales largo plazo. Algunos ejemplos:

  • El concepto energía competitiva se cubre con el de “precio asequible”.
  • es importante que las instalaciones más eficientes en estos sectores no tengan que asumir costes de carbono excesivos”. Nadie, ni el más eficiente, puede contar con sobrecostes 0, y el cuanto se irá definiendo.
  • Una vez diseñadas las “guidelines” para ayudas públicas en temas medioambientales y energéticos para el periodo 2014-2020, que incluyen su adaptación cara a 2030, Bruselas puede plantear sus propuestas con más tranquilidad puesto que los gobiernos pueden sacar adelante a sus sectores más afectados mediante ayudas públicas legales. (Dediqué el artículo del mes de julio a este tema)
  • Las interconexiones, necesarias para la “integración de niveles cada vez mayores de energías renovables intermitentes”, reciben un impulso importante luego el objetivo de renovables puede subir al 27% en 2030.

Mi visión de España ante estos cuatro criterios:

  • La electricidad “asequible”: Suponiendo que la reforma eléctrica logra el déficit de tarifa 0 y rebaja la factura de las renovables al entorno de los 7.000 Millones €/año, para una demanda final en el entorno de los 235 TWh/año el sobrecoste se va hasta los 30 €/MWh, y así hasta cubrir las primas que faltan hasta el final de vida útil de las tecnologías renovables, unos 150.000 Millones de €.
  • Obligar a pagar al más eficiente por temas CO2: No lo entiendo. Si el mercado de derechos se inventa para obligar a la empresa a reducir emisiones para ahorrar costes, y yo ya he hecho lo más posible, ¿por qué tengo que pagar CO2?¿por existir como empresa, aunque sea eficiente?¿solo para que el mercado CO2 alcance dimensión suficiente?
  • Las ayudas públicas como solución: Es una muy mala solución cara al mercado interior UE de los diversos productos, porque algunos países tienen margen positivo de déficit y otros, como España, están todavía ajustándolo a la baja, luego es previsible que las compensaciones por sobrecostes derivados del esquema medioambiental diseñado por Bruselas sean distintas para empresas comparables según el país. O sea, ¿Dónde queda el mercado único UE, la base de la UE?
  • El mercado interconectado: Las interconexiones suficientes son imprescindibles para que el mercado UE funcione, pero no es la única condición. Supongamos que si funciona, y que Francia absorbe un flujo de renovables españolas, ¿quién pagará esos 30 €/MWh de sobrecoste de la electricidad renovable española?¿alguien piensa que los franceses?. Y al mercado eléctrico UE le pasan otras cosas. Por ejemplo, el precio medio OTC (Platts) enero-septiembre 2014 para el contrato año siguiente ha sido en Alemania de 35,30 €/MWh, en Francia 42,41 €/MWh y en España 48,57 €/MWh. ¿Es esto un mercado entre Alemania y Francia?¿Y la presión a la baja de las renovables sobre los precios en España?

Mi conclusión: La industria básica española y el gobierno llevan años de esfuerzos increíbles para digerir la apuesta renovable, uno intentando déficit 0 y que el precio resulte “soportable” y los otros haciendo lo imposible para pagarlo y seguir vivas, luego quiero pensar ya hay mucha experiencia, y como queda mucho tiempo y las  empresas necesitan visibilidad a largo plazo, lo lógico sería que por fin ambas partes se sienten para llegar a un planteamiento largo plazo analizando a la vez las tres partes clave, lo regulado, el nuevo asunto de las ayudas públicas y el mercado, para que la suma de las tres conduzca a ese precio competitivo con el esfuerzo de todos.

  • La parte regulada: No se trata sólo de los accesos, sino también el CO2, la interrumpibilidad, las condiciones de gestión, el tratamiento de las cogeneraciones, el conjunto de impuestos, centrales y autonómicos, etc. Hay mucho que hablar.
  • Las ayudas públicas: Hay que empezar porque las “guidelines” prevén 14 motivos de ayuda, 65 sectores y empresas en otros 150 sectores. Todo depende de Hacienda, y habrá que convencerles empezando por el CO2 indirecto, que ya está en marcha. Pregunto: ¿Se han hecho las cuentas a nivel sectorial y agregado?. No creo que la suma pueda llegar, ni de lejos, a ser un problema para los presupuestos anuales pero, en todo caso, mucho menos problema para Hacienda que los causados por empresas tendiendo a cerrar.
  • El mercado interconectado: Por supuesto a favor, pero en el día a día en España sigue sin funcionar la lógica de que las eléctricas y la industria básica se relacionen vía contratos largo plazo indexados a variables energéticas globalizadas que tengan en cuenta la situación y mix de las empresas ofertantes y las necesidades y capacidad de compromiso de las industrias consumidoras, que es lo normal en el resto de Europa. Hay que impulsarlos.

Contratos largo plazo: las eléctricas si con sus grandes proveedores pero no con sus grandes clientes. ¿Es que las eléctricas no necesitan “apoyarse” en el futuro de clientes potentes individualizados?. Parece que no.

Recientemente hemos sabido que algunas de las principales eléctricas españolas están estableciendo contratos a 20/30 años con proveedores de gas licuado americano, todavía no operativos pero si en el entorno de 2018. A mi me parece una apuesta excelente, no porque el concepto contrato gas largo plazo sea nuevo, sino por la lógica de dar salida al shale gas americano, hoy muy barato.

Es decir, nuestras eléctricas, con toda lógica, se preocupan de garantizar su futuro contando con suficiente control sobre la evolución de sus factores fundamentales, tanto cantidad como  coste, pero lógicamente esto también lo necesitan sus grandes clientes, sobre todo aquellos para los que la electricidad es factor clave de coste y competitividad y que también invierten a largo plazo. Pero en España la industria básica lleva años reclamando contratos bilaterales largo plazo, la última vez en el Foro AEGE del pasado mayo, en el que todos los ponentes industriales, representantes de multinacionales de diversos sectores, volvieron a insistir en la necesidad de electricidad “competitiva y visible” a largo plazo mediante indexaciones a parámetros energéticos internacionales, porque ambas condiciones son necesarias para que sus matrices puedan optar por España a la hora de decidir inversiones.

Lo que voy a intentar hoy es repasar la situación de los precios de mercado a los que se tienen que “atar” las empresas españolas, para acabar con reflexiones y alguna sugerencia. Los datos serán de Platts, Omie y Omip.

Una reflexión previa:Toda empresa necesita presupuestar su año siguiente, y establecer previsiones coherentes para los siguientes cinco, por ejemplo, y más si es industria básica con inversión permanente y retorno largo, luego sus factores de coste fundamentales tienen que poder predeterminarse con razonable seguridad, y más si responden a condiciones locales, como es en nuestro caso la electricidad. De ahí la necesidad de la industria básica de  contar con electricidad previsible a largo plazo tanto en disponibilidad como en precio.

Los precios “año siguiente” en Alemania, Francia y España: La información es de Platts, el mercado es OTC y corresponde al precio base y contrato año siguiente, con formato medias mensuales desde 2002. Como se ve España

Imagen3va un poco a su aire, al principio plana y cara por los compromisos de precio máximo derivados de los Costes de Transición a la Competencia, después se “pega” a los precios alemán y francés, aprovechando la subida, a partir de 2007 se sitúa por debajo, probablemente por la presión de las renovables y desde mediados 2012, hace ya dos años, los tres mercados se divorcian, Alemania apuntando a 35 €/MWh, Francia a 42 y España en 50, a pesar de que las renovables han crecido. ¿Alguna explicación para este divorcio?¿Responde al peso de las tecnologías, el carbón en Alemania y la nuclear en Francia, y el aislamiento en España?¿Existiría ese divorcio en un auténtico mercado UE?. Lo que si se es que los contratos bilaterales proveedor-cliente industrial son más que normales en Francia y Alemania, pero aquí no.

Los precios pool en España comparados con Platts y OMIP año siguiente: Los datos siguen siendo “baseload” contrato año siguiente y del precio pool diario, y el formato medias anuales correspondientes al año de consumo. Por 5eso OMIP, curva guiones, empieza en 2008 con los datos de contratación de un año antes, cuando empezó. He añadido a los precios OMIP los Platts, curva amarilla  porque, como se comprueba, son plenamente coincidentes, con lo que tenemos un periodo un poco más amplio, 11 años, para comparar la relación precio spot-precio a plazo, ambos muy variables año a año respecto de si mismos y comparados con el otro. Para evaluar esas diferencias he preparado el siguiente cuadro, que recoge los precios medios por periodos de consumo. La diferencia 2008-2013 a favor de nuestro pool respecto de OMIP año siguiente, casi un 10%, parece ir en contra de la demanda de contratos bilaterales largo plazo, pero debemos recordar dos cosas, que el contrato año siguiente no es ni de lejos un contrato largo plazo, y que en productos con larga vida liImagen6beralizada y globalizada la experiencia demuestra que los precios a muy corto plazo oscilan al alza y a la baja alrededor de la línea base de tendencia largo plazo y la media de valores spot en periodos amplios tienden a coincidir con esa línea de tendencia, pero nunca resultando sistemáticamente inferiores. En todo caso, lo que no es lógico es que una empresa para la que la electricidad es determinante tenga que presupuestar su flujo de caja sabiendo que se equivocará, porque el precio eléctrico puede duplicarse o dividirse por dos de un año para otro.

La variación interanual de los precios OMIP: Los datos utilizados en el gráfico y cuadro anteriores responden a la media anual de los valores diarios, pero eso no es lo que paga el cliente, que normalmente no contrata todos los días sino, por ejemplo, una vez al año para un consumo comprometido para el año siguiente, y aquí aparece otro problema, 4que es que los precios que se definen cada día son muy diferentes dentro del año. Para visualizarlo he preparado otro gráfico,  que recoge los máximos y mínimos de cada año de los precios OMIP contrato año siguiente, además del precio medio, y pregunto: ¿Tiene el comprador información transparente que le permita saber si esta en época de precios caros o baratos?. Yo creo que no, con lo que un industrial se puede encontrar que ha contratado para todo el año siguiente electricidad hasta un 40% más cara que su competidor, que tuvo suerte y acertó en el momento. Solución, ¿comprar todos los días la parte que toque, para asegurar por lo menos el precio medio anual? No es lógico.

Conclusión: Creo que está claro que los mercados OMIE y OMIP no garantizan “competitividad previsible a largo plazo” del precio eléctrico en España porque oscilan demasiado y por motivos coyunturales, y que las multinacionales de empresas intensivas lo necesitan para seguir invirtiendo en nuestro país ya que si lo encuentran en otros países cerca y lejos de nuestro entorno, luego es imprescindible desarrollar fórmulas contractuales que resuelvan ese problema, sabiendo que la isla eléctrica no ayuda.

¿Cómo?: Del principio de mi vida profesional, años 80, recuerdo que los siderúrgicos japoneses, país claramente importador, y los mineros brasileños, claramente excedentarios, se reunían cada equis tiempo para pactar las condiciones de contratación del mineral de hierro, y que los resultados servían de referencia para el resto del mundo. Partiendo de ese recuerdo y de la realidad de que las eléctricas grandes y la industria básica tienen experiencia más que suficiente de contratación a largo plazo de sus materias primas y productos finales, se me ocurre proponer que la CNMC prepare un grupo de trabajo que integre expertos de los dos lados y con el encargo firme de consensuar y desarrollar condiciones contractuales marco que conduzcan a una electricidad española competitiva y previsible a largo plazo y, si se detectan medidas legales necesarias para hacerlo real y útil, que el Ministerio se encargue de desarrollarlas. Seguro que hay mil fórmulas más, pero yo propongo esta porque sigo convencido de que, en estas cosas, todo es mejor a partir del acuerdo entre grandes proveedores y grandes consumidores con experiencia.

Bruselas propone un nuevo esquema de ayudas de estado por razones ambientales o energéticas y apoya la gestión de demanda. ¿Importante para la interrumpibilidad? A mi juicio si

En abril la Comisión Europea publicó las Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014-2020. http://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/eeag_en.pdf Está todavía a nivel consulta, y en 71 páginas primero reconoce que los Gobiernos tendrán que ayudar a las empresas intensivas en energía y sometidas a competencia global porque, si no, mientras la UE mantenga sus objetivos energético-ambientales se perderá industria, por mucho que se hable del objetivo de  20% de peso industrial en el PIB UE en 2020. Después, el documento establece el cómo, quien y en qué condiciones podrá recibir esas ayudas sin romper la unidad de mercado de los sectores correspondientes. Los apartados previstos como objetivo de esas ayudas son las energías renovables, la eficiencia, la gestión de residuos, el almacenamiento de CO2, la compensación de impuestos relacionados con las renovables, las infraestructuras energéticas, la adecuación de la generación, el comercio de CO2, o similar, y la reubicación de empresas. O sea, objetivos amplios y complejos, de los que hoy sólo quiero destacar que en el punto Aid for generation adequacy aparecen, entre otros, dos planteamientos relacionados con la gestión de demanda que se pueden resumir en:

  • Gestión de demanda como herramienta para que los operadores puedan complementar la generación.
  • Posibilitar que en esa “Generation adequacy” puedan intervenir operadores de otros países miembro, donde sea físicamente posible

Para España la cosa es muy directa, por nuestra experiencia en gestión de demanda y por nuestra situación de isla eléctrica. Por ello voy a agrupar por temas situaciones y opiniones recientes de Bruselas, Gobierno, REE y los empresarios para, al final, hacer reflexiones y, si caben, propuestas respecto de ambos planteamientos UE aplicados al mercado ibérico.

Imprescindible competitividad eléctrica: Aunque por fin es un tema asumido por todos, todavía no es real ni está garantizado. Bruselas la promete, los gobiernos de cada país reaccionan en función de su sensibilidad industrial, pero para la industria electrointensiva es imprescindible y de forma visible a largo plazo, porque el  coste eléctrico, pagando la electricidad a precios locales, es el factor más diferenciador al competir en un mundo globalizado.

La importancia de la gestión de demanda para España: No podemos olvidar que la globalización de la industria básica española se ha producido con unos precios eléctricos “atemperados” por la compensación al esfuerzo de gestión de demanda, la regulada en cada momento, que hacía que a más esfuerzo más compensación, ya que el concepto de “precio eléctrico competitivo” depende de sector, producto, tecnología, situación geográfica, luego es específico para cada empresa. No voy a repetir de nuevo todo lo que ya he explicado respecto de la gestión de demanda en España, pero si un resumen. Se creó en los 80 precisamente porque España se enfrentaba a problemas de escasez de potencia eléctrica instalada y la solución que se decidió fue complementar la potencia instalada vía gestión de demanda asumida por la industria básica y con el objetivo de que el esfuerzo correspondiente condujese a la empresa a “su electricidad competitiva”. Justo lo que ahora propone Bruselas, pero con 30 años de experiencia.

Nuestra gestión de demanda hoy: Ya sabemos que hemos pasado de interrumpibilidad+modulación+reactiva a sólo interrumpibilidad, y que estamos en pleno proceso de cambio hacia la asignación por subasta y a una interrumpibilidad no sólo técnica sino, también, por motivos económicos de gestión del sistema, y que habrá que esperar para saber si el nuevo sistema resulta mejor o peor que el anterior desde los dos puntos de vista, buena herramienta para el Operador del Sistema y competitividad para la industria básica. Lo sabremos en pocos meses, pero creo que no hace falta decir nada más para que quede claro que en España la interrumpibilidad es clave para la competitividad.

Algún dato para tener una referencia: He defendido en más de una ocasión que las únicas que saben de verdad la situación de precios eléctricos en cada sitio son las multinacionales, y que las que más “espabilan” son las más intensivas que más lo necsitan. De toda la muy interesante información aportada Imagenpor los ponentes en el Foro de AEGE (www.aege.biz) del pasado 7 de mayo, he seleccionado los datos de Ferroatlántica porque se trata  de  una empresa superintensiva en electricidad, que ya produce en  cinco países y empieza en el sexto, Canadá, y que es de las que más necesita esforzarse en interrumpir y modular, y lo hace. Bueno, pues a pesar de todo su esfuerzo de gestión de demanda, en 2013 pagó un precio un 40% superior al de 2007 y un 28% superior a la media de lo que paga en los otros cinco países,.

Isla eléctrica: La industria intensiva coincide en el sentido de que, en tanto en cuanto no se llegue a un mercado único real UE, España tiene que hacer lo mismo que hacen otros países, soluciones específicas que garanticen la competitividad eléctrica largo plazo.

Los peajes y las interconexiones: Ya nadie duda que, sin interconexiones suficientes, no hay mercado real, pero a mi me sale una duda adicional. Supongamos que, algún día, España consigue interconexiones suficientes con Francia, y que una empresa española consigue un bilateral físico con una eléctrica alemana en condiciones mejores que con las españolas. Pregunta: ¿Tendrá que pagar la empresa española los peajes alemanes, franceses y españoles?¿sólo la parte del transporte de los tres países, más la distribución en España?¿sólo un “peaje europeo”, todavía por inventar incluso conceptualmente?. En el caso de los productos normales el coste del transporte depende de la distancia, pero en electricidad, con los operadores de sistema perfectamente coordinados e informados de esos bilaterales físicos, la electricidad que entre por el contador la cobrará el alemán, pero normalmente procederá de centrales próximas, luego igual que ahora los peajes son los mismos en cada país, esté donde esté el consumidor, ¿No habrá que pensar en un futuro peaje europeo único, al menos en lo correspondiente a transporte y distribución, para hablar de verdad de un mercado único?. Eso sí, con los operadores trabajando a tope´.

La gestión de demanda y el Operador del Sistema: Es obvio que un auténtico esquema de gestión de demanda, no una mera subvención encubierta, tiene que tener en cuenta las necesidades del Operador del Sistema y las posibilidades técnicas de las empresas. Así se planteó en España desde el principio, en un ambiente de transparencia y buenas relaciones entre la industrias y REE. Dentro de esta buena relación, REE ha ido explicando a las empresas interrumpibles de diversas zonas y autonomías la situación y fechas de previsible aplicación del nuevo esquema de interrumpibilidad, contando con un amplio margen de tiempo para preguntas y reflexiones. La última tuvo lugar en Sevilla el 6 de Mayo, coordinada por la Directora General de Industria, Energía y Minas de la Junta de Andalucía. Asistí, pero no voy a hacer un “acta” de la reunión, pero si señalar tres reflexiones del Director General de Operación de REE:

  • En una situación de isla energética y mucho peso de electricidad no gestionable, para  REE es positivo contar con gestión de demanda fiable.
  • La interrumpibilidad y la modulación no son dos productos contradictorios, sino distintos.
  • El mercado ibérico ofrece precios en Portugal y España cada vez más acoplados, más coordinados y, desde el punto de vista físico, las interconexiones se van reforzando, con lo que se abre la posibilidad de que aunque sea un mercado con dos operadores de sistema, estos vayan profundizando en su colaboración contando con las mismas herramientas a ambos lados, gestión de demanda incluida.

Reflexiones: Los dos primeros puntos no son nuevos, pero para mí sí lo fue el tercero, y no puedo estar más de acuerdo porque cualquier mercado tiene que garantizar suministro y, en electricidad, esa garantía sólo es posible si la operación del sistema funciona bien en todas las circunstancias, incluyendo los flujos derivados de las contrataciones bilaterales físicas, estén donde estén proveedor y cliente. Por eso, si de verdad queremos hablar de un auténtico Mercado Ibérico, la coordinación de los dos operadores, en Portugal REN y en España REE, es perfectamente lógica y tendrá que ser tan intensa como sea necesario. Y si entramos en el concepto de “isla eléctrica ibérica”, como Portugal es +/- el 20% de España en electricidad, ese famoso 10% de interconexión mínima a través de Francia debe ser de más de 5.000 MW, o sea todavía más lejos en el tiempo, luego la única posibilidad durante años de mercado real UE es, para nosotros, sólo Mercado Ibérico. Y como Portugal también tiene mucho peso de renovables, una gestión de demanda potente, coordinada y diseñada en función de la situación conjunta sería positiva para la seguridad de ese sistema común y para la competitividad interna, dentro de la península, y externa de las electrointensivas ibéricas.

Conclusión: Tras este repaso, y dado que en las Guidelines origen de este trabajo Bruselas propicia la gestión de demanda y la coordinación entre operadores, ¿no merece la pena empezar a trabajar en esa mayor coordinación entre REE y REN y, con el objetivo de un mercado ibérico real y competitivo, ir buscando soluciones a los problemas que vayan surgiendo, como el de los accesos, incluyendo una gestión de demanda adaptada al nuevo esquema, Iberia, y de aplicación coordinada? Mi respuesta es que si, desde ya, con el valor añadido de que podríamos ir por delante de Bruselas, pero no a espaldas, en conclusiones, condiciones y soluciones válidas para hacer posible un auténtico mercado eléctrico supranacional, precios regulados incluidos, y con la visibilidad largo plazo que demanda toda la industria básica y que el mercado ibérico hoy no ofrece.

¿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?

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 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.