Recientemente asistí en Bruselas a una interesante cena-debate organizada por EUFORES relativa a la integración de renovables en los mercados eléctricos. De la misma concluyó que el sector eléctrico español está anticipando algunos de los problemas que se atisban para los próximos años en otros mercados de la OCDE. En efecto, nuestra explosiva mezcla de escasa interconexión internacional, alta penetración de renovables, exceso de potencia instalada en centrales de gas y caída sostenida de la demanda nos ha llevado a un sistema eléctrico en el que las centrales de gas están funcionando muchas menos horas de las que calcularon sus propietarios en sus planes de negocio. En mi opinión, el problema radica en que nuestro modelo de mercado eléctrico ya no es válido en la actualidad. Trataré a continuación de analizar, de forma somera, sus fundamentos y a proponer un nuevo modelo.
Análisis del mercado eléctrico español
Nuestra estructura de generación eléctrica ha sufrido numerosos cambios desde que se puso en funcionamiento el mercado eléctrico hace ahora 15 años. El mercado, sin embargo, sigue rigiéndose esencialmente por las mismas reglas. En la actualidad contamos con cerca del 40% de nuestra potencia instalada peninsular en centrales construidas bajo regímenes regulados anteriores -son las tecnologías hidráulica, carbón y nuclear- algo más de un 35% de potencia de Régimen Especial (renovables, gestión de residuos y cogeneración) y el 25% restante de potencia en centrales de gas construidas en los últimos diez años ya bajo el régimen de libre mercado. La integración del Régimen Especial en el mercado -y, desde 2011, igualmente la del carbón nacional- se ha realizado a través de mecanismos forzados que interfieren notablemente en el sistema de formación de precios.
Sin duda, el caso de mayor influencia es el de las energías renovables. Se trata de instalaciones que, en la mayor parte de los casos, concentran casi todo su coste en la inversión inicial debido a la ausencia de combustible y a la sencillez de su mantenimiento. Los sucesivos regímenes regulatorios han variado en los últimos años; pero siempre han tratado de garantizar -con mayor o menor éxito- un flujo de caja durante un período de 20 o 25 años suficiente para recuperar la inversión inicial.
El sistema vigente en la actualidad impone a las plantas ofertar a precio cero en el mercado diario (esto es, aceptar el precio, sea cual sea éste, de la unidad de generación más cara necesaria para atender la demanda) y posteriormente liquidar con la Comisión Nacional de Energía (CNE) una prima que depende de la tecnología, de la fecha de puesta en marcha de la instalación y del propio precio de mercado obtenido por la planta. Cuando la aportación energética de estas tecnologías era pequeña el sistema de ofertar a cero para posteriormente cobrar una prima era razonable, puesto que permitía una transición hacia un nuevo modelo energético sin alterar sustancialmente el modelo de mercado libre.
En la actualidad, sin embargo, la creciente contribución de las renovables en la cuota de generación está poniendo de manifiesto numerosos defectos del modelo. Ya no nos resulta extraño, por ejemplo, que el precio del mercado de varias horas de un día sea cero debido a que la demanda es cubierta prácticamente con nuclear y eólica. En algunas tecnologías, como la solar fotovoltaica, por ejemplo, se garantiza una retribución por cada kWh producido, por lo que se produce el efecto de que a menor precio de mercado mayor es la prima recibida de la CNE.
Teniendo en cuenta que, erróneamente, se suele identificar prima con subvención, se produce el efecto paradójico de que cuanto más contribuyen las renovables a abaratar el precio del mercado más se incrementa la percepción social de su coste. Este efecto no es baladí, pues varios estudios -el más reciente, del Observatorio Crítico de la Energía– han demostrado que el impacto del abaratamiento del precio del mercado ocasionado por las renovables es del mismo orden de magnitud que sus primas.
Dicho de otro modo, de no existir renovables el precio final de los consumidores eléctricos españoles sería sustancialmente el mismo. En paralelo, las centrales de gas buscan vericuetos entre la espesura de las reglas de mercado y los procedimientos de operación del sistema, de complejidad creciente, para conseguir los ingresos deseados. No nos extrañan, en consecuencia, puntas en los servicios de ajuste del sistema de más de cien veces el precio medio del mercado mayorista, la creación de nuevos servicios como la “reserva de potencia adicional a subir” o la insistente presión para incrementar los denominados pagos por capacidad, esto es, el derecho a cobrar por el mero hecho de estar a disposición del sistema aunque no se produzca energía.
Parche tras parche el mercado se está complicando sin que se resuelvan sus problemas estructurales. Ni siquiera la brutal moratoria en la concesión de primas a las renovables, decretada en enero de este año y que está diezmando la industria del país que tantos años ha costado levantar, ha logrado frenar la situación. En efecto, algunas tecnologías renovables, singularmente la eólica y la fotovoltaica, han reducido tan drásticamente sus costes en los últimos años que en la actualidad están en condiciones de competir sin primas con la energía producida a partir de combustibles fósiles, todo ello a pesar de que éstos siguen sin internalizar en su precio la inmensa mayoría de costes sociales y medioambientales de los que son responsables.
Los promotores de estas renovables sin primas se encuentran con la incertidumbre, pues, del precio de mercado que deben considerar en sus planes de negocio. La incertidumbre no es nueva -me refería a ella antes en relación con las centrales de gas- pero la diferencia de las renovables, insisto, es que la mayoría de sus costes corresponden a la inversión inicial.
Al tratarse de tecnologías dependientes de un recurso primario no controlable como el sol o el viento, es de suponer que vayan a continuar ofertando a cero en el mercado lo que, sin duda, llevará a reducir el precio previsto en el mismo, tanto más cuanto mayor sea la penetración de centrales de la misma tecnología. Mientras tanto, los vaivenes regulatorios no permiten a las centrales de gas visualizar una senda de rentabilidad de sus inversiones, ni siquiera como respaldo a las renovables.
Me cuentan, asimismo, que el Ministerio de Industria es reacio a autorizar el desmantelamiento de las mismas lo que dificulta aún más su viabilidad (tengamos en cuenta que es relativamente sencillo desmontar un ciclo combinado de gas y trasladarlo a mercados donde aún se esté requiriendo este tipo de tecnología). Conclusión: tenemos un Ministerio preocupado por evitar la quiebra de las multimillonarias inversiones en centrales de gas y que frena todo tipo de iniciativas de instalación de nueva potencia renovable o de eficiencia energética por la simple razón que no hacen sino agravar su preocupación con el gas.
Mi propuesta
Todo lo anterior me lleva a proponer un modelo radicalmente distinto al que tenemos ahora que abandone la idea de que todos los kWh son iguales y que estaría basado en tres segmentos con reglas diferenciadas en cada uno de ellos.
PRIMER SEGMENTO: AUTOCONSUMO
Partiríamos, en primer lugar, de una regulación que permitiera libremente y sin obstáculos distintos de los derivados de la capacidad técnica de las redes, la instalación de renovables distribuidas para autoconsumo sin ningún tipo de apoyo económico. Este tipo de instalaciones, que contribuyen sensiblemente a incrementar nuestra lastrada eficiencia energética, comparten todas las ventajas de las tecnologías renovables y, además, presentan algunas adicionales tales como su capacidad de evitar pérdidas de energía en su transporte o su impacto directo en el empleo local y en la reactivación de zonas rurales.
La premisa inicial, por tanto, es que no deben ponerse barreras a ninguna instalación de autoconsumo siempre que sea el propio consumidor el que decida construirla a su costa. Estas instalaciones, en la práctica, disminuirían la demanda aparente que debe ser atendida por el resto del sistema.
SEGUNDO SEGMENTO: CENTRALES CON AMORTIZACIÓN GARANTIZADA
Una vez detraído el autoconsumo nos encontramos con una serie de centrales que, desde el momento de su puesta en servicio, han gozado de una retribución que les ha permitido garantizar la amortización de la inversión inicial. Me refiero a las centrales construidas antes de la “liberalización” del sector eléctrico de hace 15 años; y también a las centrales del Régimen Especial beneficiarias del sistema de primas. Todas ellas competirían de una forma desleal con otras instalaciones que tuvieran que asumir el riesgo de amortización de sus inversiones iniciales, por lo que no pueden ser tratadas de la misma manera que éstas. Mi propuesta, en este caso, es establecer para ellas unos precios regulados a partir de los costes eficientes de aprovisionamiento de combustible, operación y mantenimiento.
Pensemos, por ejemplo, en las centrales nucleares. Nadie puede en este momento construir nuevas centrales que puedan competir con las que se construyeron en los años 80 del pasado siglo por la simple razón de que, aún prescindiendo de la internalización de algunos de sus costes, singularmente la gestión a largo plazo de los residuos y los riesgos derivados de un posible accidente, las enormes inversiones necesarias requieren de una garantía de amortización. En la misma situación nos encontraremos en unos pocos años con los primeros parques eólicos construidos a mediados de los años 90.
En ninguno de los dos casos es razonable que las centrales perciban por su energía producida el precio de la última central de gas que es necesaria para atender la demanda. Llegados a este punto, cabe preguntarse cómo debe evolucionar la capacidad instalada de este tipo de centrales. El asunto excede, sin duda, el ámbito de este texto; pero no quiero desaprovechar la ocasión para enunciar el que, a mi juicio, debería ser el principio que gobernara el proceso: la planificación. Planificación del cierre de las centrales nucleares y de carbón y planificación de la instalación de nuevas instalaciones renovables que, mediante el sistema retributivo que corresponda, tengan garantizada la amortización de la inversión inicial.
Sería deseable, sin duda, que esta planificación proviniera de un gran acuerdo social que estableciera a largo plazo el mix energético que queremos y que, por una vez, permitiera que España dispusiera de una verdadera política energética. No crean mis amigos liberales que soy amigo de secuestrar el mercado. Se trata, sencillamente, que creo que no pueden socializarse los riesgos y privatizarse los beneficios extraordinarios.
TERCER SEGMENTO: MERCADO DE SERVICIOS ENERGÉTICOS
Descontadas las instalaciones de autoconsumo y las de amortización garantizada nos encontramos con una demanda residual -menos del 20% en la actualidad, en constante decrecimiento- que debemos atender con otro tipo de centrales. Pero he aquí que la aportación de estas centrales no es tanto la energía que producen sino cuándo la producen. Nos encontramos, por tanto, con centrales que prestan servicios al sistema y que deben ser retribuidas por ello. En este segmento, mi propuesta es que sea el Operador del Sistema el que establezca a largo y corto plazo los requerimientos de servicios que prevé necesitar de modo que éstos se asignen de forma competitiva.
Claro está, cuando se asignan servicios de forma competitiva puede resultar que no solo las centrales eléctricas sean capaces de prestarlos. Me refiero, por ejemplo, a que los propios consumidores o sistemas de almacenamiento de energía podrían competir por ellos. Pensemos, por ejemplo, en el famoso respaldo de las renovables. No sería demasiado complicado calcular a largo plazo los requerimientos de potencia necesaria y de tiempo de puesta a disposición de la misma para atender aquellos momentos en los que súbitamente se produce una reducción del recurso primario renovable.
Nótese que para poder realizar el cálculo sería esencial contar con la planificación de centrales de amortización garantizada referida en el segmento anterior. Pues bien, una vez establecidos esos requerimientos de potencia y tiempo sería posible que compitieran por ellos diferentes tecnologías de generación con sistemas de almacenamiento o sistemas de interrumpibilidad de la demanda. La retribución, sin duda, constaría de un término fijo y un término variable, dependiente este último de la energía finalmente puesta a disposición del sistema.
Es claro que las diferentes alternativas de prestación de servicios tendrían más o menos costes fijos y variables que reflejarían en sus ofertas, lo que daría lugar a un juego de mercado realmente competitivo y que perfectamente podría basarse en sistemas marginalistas de asignación de precios.
Conclusión
El cambio radical que las energías renovables están imponiendo en nuestro modelo energético requiere de una ruptura de los sistemas tradicionales de mercados eléctricos. El presente texto tan solo ha pretendido introducir los aspectos básicos de una propuesta de nuevo sistema de mercado eléctrico español radicalmente diferente al que conocemos actualmente. Las extremas condiciones del mercado español obligan a que en él se tomen urgentemente medidas de corrección de los actuales desequilibrios. No obstante, en otros mercados internacionales comienzan a observarse las mismas tendencias, por lo que los cambios de modelo bien pueden servir para su exportación al exterior.
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