Olas de frío, precios elevados de la electricidad y funcionamiento del mercado eléctrico

 La situación de elevados precios de la electricidad ocurrida en el mercado eléctrico español en la primera quincena de enero, consecuencia del temporal que ha asolado buena parte de la Península Ibérica, ha vuelto a poner sobre la mesa el (viejo) debate sobre si el mercado de electricidad de la Península Ibérica funciona de forma correcta.

En un contexto en el que se cuestiona si el comportamiento de los agentes que participan en el mercado mayorista se ajusta a las leyes y normas de la competencia, independientemente de la labor de supervisión del mercado que realiza de forma continua el regulador energético (CNMC), resulta conveniente revisar algunas cuestiones relacionadas con los fundamentos del mercado eléctrico.

Por ello hay que centrar la discusión en aquellos aspectos que permitan analizar de forma adecuada su funcionamiento y proponer mejoras del mismo donde sean necesarias, en vez de fomentar debates más determinados por la ideología o por una inadecuada comprensión sobre cómo funcionan los mercados de electricidad.

Algunas reflexiones sobre el funcionamiento del mercado eléctrico

1. En primer lugar,  en un sistema eléctrico con creciente penetración de energías renovables de carácter intermitente, como la eólica o la fotovoltaica, tenderá a producirse un mayor número de situaciones de mercado con volatilidad de precios que conllevan precios relativamente elevados en momentos de escasez de oferta (generación) y precios muy bajos en momentos con exceso de generación (p. ej., cuando hay mucha eólica y fotovoltaica en periodos de demanda baja). Esto es parte del funcionamiento normal de un mercado de electricidad.

En algunos trabajos recientes hemos analizado en Orkestra tanto las bases teóricas del funcionamiento de los mercados de electricidad (Fernández, 2020) como el papel que juegan los ciclos combinados de gas natural en la cobertura de la demanda eléctrica (Fernández y Álvaro, 2020). Entre las conclusiones de estos trabajos pueden destacarse dos. Por un lado, los ciclos combinados de gas natural (junto con las centrales hidráulicas con capacidad de embalse o las unidades de bombeo) son la tecnología de generación que ofrece en la actualidad la flexibilidad que requiere el sistema eléctrico para garantizar un suministro de energía eléctrica fiable en un contexto en el que la aportación eólica y fotovoltaica puede oscilar varios miles de MW en unas pocas horas. Por otro lado, para asegurar que exista suficiente capacidad flexible disponible en los momentos más críticos del sistema eléctrico (como el que estamos viviendo estos días), debe garantizarse una adecuada remuneración de las centrales que operan en las horas de punta. Si se desea un suministro fiable y seguro y, a la vez, no se desea que los precios suban en los momentos de escasez de generación hasta niveles cercanos al valor de la energía no suministrada, deberán establecerse mecanismos de remuneración de la capacidad disponible y no utilizada, como los mecanismos de capacidad.

En definitiva, hasta que se desarrolle flexibilidad suficiente en el sistema eléctrico, aportada por instalaciones de almacenamiento, por una amplia capacidad de gestión de la demanda y por la operación de redes inteligentes, la única manera de acompañar al crecimiento de las energías renovables y garantizar, simultáneamente, un suministro fiable y seguro es contar con la flexibilidad de los ciclos combinados de gas natural. Esta situación se mantendrá así durante bastantes años, ya que la adaptación del mix de generación, de las infraestructuras de redes eléctricas y de los equipamientos de los consumidores llevará tiempo.

2. En segundo lugar, estas situaciones de precios elevados no reflejan necesariamente una escasez de oferta estructural ni en el mercado eléctrico ni en el mercado de gas natural. Simplemente, pueden darse una serie de circunstancias en el mercado eléctrico que, como ocurre cada cierto tiempo (no hay más que recordar las puntas de precios de electricidad y gas natural en los inviernos de 2001-2002 o 2013-2014, por ejemplo), generen bien escasez puntual de oferta o bien una presión alcista sobre los precios.

Entre los múltiples factores que pueden impulsar al alza los precios de la electricidad en el corto plazo en el mercado español pueden mencionarse los siguientes: (1) una elevada demanda de electricidad y gas natural como consecuencia de una ola de frío o calor extremo; (2) una situación puntual de escasez de oferta en el mercado de gas natural; (3) una aportación relativamente baja de las energías renovables de carácter intermitente (eólica y solar) al mix de generación eléctrica; (4) una reducida aportación de las centrales hidráulicas si hay sequía; (5) una demanda elevada de electricidad y gas natural en países vecinos; (6) posibles restricciones en el suministro de gas natural desde el norte de África; (7) una limitada capacidad de importación de electricidad y gas natural desde Francia; (8) precios elevados en el mercado spot de GNL debido a una demanda elevada de gas natural en Asia y en Europa debido a las bajas temperaturas; (9) precios elevados de los derechos de emisión de CO2; en los mercados europeos; (10) precios elevados de otros combustibles como el carbón o el petróleo y sus derivados; (11) una elevada indisponibilidad de capacidad de generación o bien una situación de indisponibilidad grave en las redes eléctricas; (12) reservas escasas de gas natural…

Cuando coinciden en un mismo momento muchos de estos factores, como es el caso del mercado eléctrico en la primera mitad de enero de 2021, se elevan los precios de la electricidad hasta niveles muy por encima de los habituales. Esto forma parte la mayor parte de las veces, como hemos comentado, del funcionamiento normal de los mercados de electricidad, que utilizan las señales de precios para inducir una operación eficiente de las centrales en el corto plazo y un mix de generación adecuado en el medio y largo plazo.

3. Por otra parte, el impacto de situaciones puntuales de precios extremos en el mercado eléctrico sobre la factura de los consumidores de electricidad es muy limitado. Primero, porque el impacto de precios elevados en 1, 24, 48 o 96 horas no es relevante en la determinación del precio medio anual que paga un consumidor. Segundo, porque el precio de la energía supone un porcentaje bajo de la factura total que pagan los consumidores domésticos, que recoge otros costes regulados (costes fijos ligados al suministro de energía, como el coste de las infraestructuras de redes, etc.) e impuestos (IVA, impuesto de la electricidad, etc.).

Tomando como ejemplo la última factura eléctrica que hemos pagado en mi casa (aunque no somos consumidores intensivos de electricidad, ya que la calefacción y el agua caliente funcionan con gas natural), tenemos 4,4 kW de potencia contratada y el ejercicio da resultados relativamente similares a los de un hogar medio), puede observarse que, sin incluir el coste del alquiler de los equipos de medida y control (0,93 €, IVA incluido), de un total de 47,14 €/mes, IVA incluido (ver la Figura 1), el 48,0 % de los costes son “costes regulados” (incentivos a las energías renovables, coste de redes y otros costes regulados, etc.), el 21,4 % se refiere a los impuestos aplicados y únicamente el 30,6 % de los costes tienen que ver con el coste de la energía y el margen de los comercializadores por los servicios prestados (en hogares más intensivos en electricidad este porcentaje podría alcanzar hasta un 50 %, aproximadamente).

Figura 1. Desglose de costes en una factura de electricidad.

 

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Fuente: factura real del autor de este artículo.

 

4. Una cuestión adicional que resulta relevante es la alta correlación positiva entre las situaciones de precios elevados en los mercados de electricidad y de gas natural. Debido a que son las centrales de ciclo combinado las que ofrecen la capacidad que cubre la demanda en el margen, el precio del mercado eléctrico en los momentos de escasez de generación tiende a estar determinado por el precio spot del gas natural. Esto abre la puerta a que la seguridad de suministro de energía eléctrica esté ligada, en los momentos críticos, a la seguridad de suministro del gas natural.

Como en la actualidad existe poca producción doméstica de gas natural (aunque sí existen yacimientos sin explotar, como los existentes en Álava y otras partes del centro y norte peninsular), el sistema gasista está muy expuesto a los precios spot del GNL y, en concreto, el precio spot del gas natural en la Península Ibérica dependerá de las circunstancias en el mercado internacional de gas natural (interconectado a través del GNL).

Pese a que el mercado global está bien abastecido, puede haber situaciones puntuales de escasez de GNL spot que incrementen los precios hasta niveles muy elevados, como está ocurriendo en enero de 2021. Para intentar mitigar el efecto de estas situaciones, existen protocolos en el sistema gasista como el Plan de Actuación Invernal, que permite utilizar las reservas operativas (obligadas por la regulación) de gas natural en momentos críticos.

Conclusiones

Es importante entender bien cómo funcionan los mercados de electricidad para identificar correctamente las causas de los precios elevados (o muy bajos, o incluso negativos) en momentos puntuales y poder evaluar de forma adecuada las implicaciones de determinadas situaciones de mercado, como las que estamos viviendo en estos momentos.

Si el regulador y los legisladores buscan mitigar los precios elevados en los mercados mayoristas en situaciones como la actual, establecer un mecanismo de capacidad que remunere de forma adecuada la capacidad disponible de tecnologías como los ciclos combinados de gas natural evitará la necesidad de que los precios suban en momentos de escasez de generación hasta niveles no deseados para facilitar la recuperación de los costes fijos de estas centrales.

Si, por otra parte, se considera que los precios de la electricidad para los consumidores finales son excesivamente elevados es deseable explorar alternativas de carácter más estructural frente a intervenciones no justificadas en el diseño del mercado de electricidad.

Por ejemplo, desplazar fuera de las tarifas de acceso algunos costes regulados no asociados al suministro eléctrico, como los incentivos a las energías renovables, tendrá un gran impacto sobre la factura eléctrica. La creación del Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico (FNSSE) permitirá establecer un nuevo sistema de reparto de los costes regulados que debería aligerar las facturas eléctricas.

Si, además, hay una preocupación por la seguridad de suministro o, al menos, por el impacto que situaciones de escasez relativa (y puntual) en el mercado global de gas natural pueden tener sobre el mercado de energía en España, debería evaluarse la conveniencia desde el punto de vista social de explotar las reservas de gas natural que existen en la Península Ibérica con métodos con bajo impacto medioambiental (i. e., sin recurrir a técnicas de fractura hidráulica) para poder tener acceso a gas natural al coste de producción/extracción, en vez de al precio del mercado internacional, y con una menor huella de carbono por evitarse las emisiones derivadas del transporte del mismo.

En cualquier caso, debe aceptarse que, en ausencia de fuentes alternativas de flexibilidad que tardarán años en desarrollarse (fundamentalmente, almacenamiento de energía eléctrica y capacidad de gestión de la demanda), los ciclos combinados de gas natural son la tecnología que deberá acompañar al crecimiento de las energías renovables en el proceso de transición energética.


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Jorge Fernández

Jorge Fernández es investigador sénior y coordinador del área de energía de Orkestra, desde marzo de 2018. Doctor en Economía por la Universidad de Georgetown (Washington DC), Jorge cuenta con una amplia experiencia profesional en el sector de la energía.

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Etiquetas: Lab de energía