Hace unos días leí que el mercado eléctrico español se enfrenta al reto que provoca la necesidad de cambiar un modelo de compra de energía que ha estado impulsando la inversión en eficiencia y energías renovables, y que puede llegar a provocar una ralentización en esta inversión debido, sobre todo, al éxito de la misma.
Voy a tratar de explicar esta aparente contradicción:
Primero hay que hablar de cuál es el funcionamiento del mercado mayorista y qué es la compra por subasta al precio marginal de la energía.
El precio marginal se determina por el coste de producir un megavatio hora (MWh) adicional de electricidad para satisfacer la demanda en un momento dado.
Así, dada una determinada previsión de demanda, se irán comprando los MWh, empezando por el precio más barato hasta que la oferta cubra la demanda, pero el precio que recibirán todos los MWh, desde el primero al último, será el coste de producir el último MWh necesario.
Este sistema garantiza:
- Toda la energía que se oferte en el mercado podrá cubrir sus costes de producción
- Cuanto más barato sea producir, más cantidad de demanda se podrá satisfacer y, por tanto, más oferta se podrá poner en el mercado
- El beneficio extraordinario que se obtenga de la venta de energía barata se podrá reinvertir para hacer más eficientes las plantas de generación y así disminuir los costes de producción
- El aumento en la eficiencia se repercutirá a los consumidores finales a modo de precios cada vez más bajos
Pero también:
- En el caso de energías renovables (eólicas, solares) en las que no se puede almacenar la energía, cualquier unidad de energía que no se venda en la subasta se perdería, por lo que están obligados a subastar a 0€ para poder colocar el 100% de la energía producida
- En caso de demandas elevadas, los costes de generación de las centrales térmicas de energías fósiles, que son muy elevados y cada vez más enfrentados a elementos externos, provocan precios elevados en el mercado mayorista que luego se repercuten al precio minorista
Por poner un ejemplo, imaginemos que se prevé una demanda de 100 MWh:
- Las centrales eólicas y solares tienen capacidad para producir 40 MWh
- Las centrales hidroeléctricas pueden producir 10 MWh
- Las centrales nucleares 20 MWh
- Las centrales térmicas pueden producir 55 MWh
La centrales eólicas, solares, hidroeléctricas y nucleares colocarán toda su producción, mientras que las centrales térmicas sólo podrán colocar 30 MWh y tendrán que almacenar el resto, o funcionar por debajo de su capacidad.
Este sistema, por supuesto, también genera la sospecha de qué pasaría si como energía hidroeléctrica o nuclear, que sí puedo almacenar, disminuyo mi oferta en el mercado para acceder a precios marginales más elevados.
Pero: ¿qué pasa si se llega a un punto en el que la demanda se cubre sólo con las energías eólicas y solares?
A mí me ha dado por pensar en 2 efectos inmediatos:
- Al no poderse almacenar, parte de la producción de energía se perdería
- El precio marginal al que estas energías venden en el mercado dejaría de ser 0€
Y es aquí donde entra la paradoja, ya que cuanto más bajo sea el coste marginal al que se vende en el mercado, tal y como está configurado el mercado mayorista español, menos dinero existe para la inversión en desarrollo, lo cual puede llevar a un retroceso en las infraestructuras que acabe incrementando el coste marginal y, por lo tanto, el precio final al consumidor.
Por supuesto, podríamos entrar a debatir sobre las posibilidades de fraude que pueden existir en el mercado actual, pero creo que es más interesante empezar a pensar que estamos ante un mercado vintage que necesita entender cuáles son los costes de las nuevas formas de generación, cuál es el futuro de éstas, y empezar a legislar para garantizar tanto un precio competitivo para el consumidor final, como un nivel de inversión necesario para que exista continuidad en la mejora de eficiencia del sector.
Por David Hernández, Socio de ACFYD Análisis
