«Un diseño de mercado no es garantía de nada sin modelizar sus impacto»- Javier Revuelta valora la propuesta de reforma del mercado eléctrico

La pasada semana, el Gobierno remitió a la Comisión Europea su propuesta para reformar el mercado eléctrico europeo que, según afirman desde el Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO), “permite solucionar los problemas del diseño actual”, a saber: escaso peso de los mercados a plazo, precios elevados que no reflejan los bajos costes de las energías renovables, beneficios extraordinarios en las tecnologías no contestables y señales inadecuadas para orientar la inversión.

El modelo que propone se basa en el desarrollo de los mercados a plazo de energía y de servicios de capacidad y flexibilidad, adaptados a las necesidades de cada país o región.

pv magazine ha pedido a Javier Revuelta, Senior Principal en Afry Management Consulting, una valoración de las medidas que incluye dicha propuesta y de la que, afirma, «quedan muchos detalles por definir», explica, pues «un diseño de mercado general no aclara el mix de capacidad futuro y los precios de la energía sin varios detalles por confirmar» Aún así, Revuelta ha dividido las propuestas entre (1) las que no son novedad, las que (2) son novedad y resultarían viables y positivas, las que (3) son novedad y resultan inviables, y, finalmente, las que (4) faltan por aclarar.

1.Propuestas que no son novedad

Hay, según Javier Revuelta, tres medidas que no son nuevas, a saber:

La primera, permanece intacto el despacho diario en que ofertan los ciclos combinados, lo cual es necesario para asignar y remunerar eficientemente los generadores despachables en España y en Europa. «Me surge la duda de cómo participaría la energía hidráulica y todo el almacenamiento; según este detalle podría no haber cambios, o al contrario precisarse cambios muy sustanciales al algoritmo de despacho y la manera de ofertar», explica.

También permanecen las subastas de renovables bajo el régimen del REER, con un precio fijo o cuasi fijo subastado.

Finalmente, permanece la idea de desarrollar un mercado de capacidad que, aunque hoy no existe, ya estaba en la agenda y existe una propuesta desde 2021. «A aquel borrador le faltaban muchos detalles de diseño, y la nueva propuesta no aporta ninguna información adicional», dice.

2. Propuesta que son novedad, además de «viables y positivas»

Dos de las nuevas propuestas son, según el autor, positivas:

«Para la tecnología nuclear, se propone un también un CfD, o precio fijo, a liquidar posteriormente a la sesión de mercado diario y fijación del precio spot y, presumiblemente con un coste auditado. Esto es exactamente lo que he propuesto en artículos previos (personalmente proponía alguna pequeña variante exótica al mencionado precio fijo), y se señala que uno de los retos puede ser la aprobación por Europa de tal mecanismo qu,e a día de hoy, no gusta, tal como también he señalado en artículos previos. Este precio estaría por negociar, pues de no aceptarse estaríamos hablando de una expropiación; pero creo que hay margen para un precio win-win, que viabilice la operación nuclear y que sea acordado por los operadores. Sobre todo teniendo en cuenta que por poder, el Gobierno tiene en su mano asestarles ‘muerte por renovables’ si ‘inunda’ (en el buen sentido de la palabra) de renovables el mercado mediante un fuerte ritmo de subastas, y además les carga con el propuesto ‘dividendo de carbono’ que es una tasa discrecional asimétrica. Coincido con la propuesta en que dicho mecanismo del CfD a las nucleares sería ‘stress-proof’ y ‘future-proof’, y es cuestión de negociar con Europa la regulación, y con los operadores el precio».

Se propone básicamente incrementar sustancialmente el ritmo de subastas, hasta copar la capacidad objetivo de los PNIEC nacionales. No sería obligatorio participar, pero sí que se desincentivaría de facto la inversión en modalidad merchant, a expensas de los mensajes de precios que lanzásemos las consultoras que nos dedicamos a proyectar el pool (que hasta ahora han sido muy dispares, como bien conoce el sector). Si bien no cambia la regulación, esto es un cambio potencialmente sustancial tanto al mix de capacidad como a los precios de mercado, que están principalmente afectados por dicho mix de potencia instalada. No veo problema regulatorio a este cambio, pero ojo, que la senda de precios resultantes de este cambio (el incremento de potencia subastada) alteraría probablemente las rentabilidades de proyectos operativos, y esto podría traer cierta litigiosidad. Esto lo podemos asemejar a la construcción de una autopista de peaje, cuyos ingresos se basan en las proyecciones de tráfico, y que de repente el gobierno anuncie el desarrollo de autovías paralelas gratuitas que previsiblemente alterarán el tráfico por la autopista de peaje respecto a sus previsiones en el momento de su construcción. La posibilidad de realizar subastas de CfD opcionales para renovables operativas puede ser una opción interesante, pero sigue conllevando potencialmente rentabilidades frustradas para quien ha comprado proyectos con hipótesis agresivas de precios de mercado futuros».

3. Propuestas novedosas, pero inviables

Las dos propuestas que ofrecen dudas están relacionadas con el despacho hidráulico y el almacenamiento.

«El despacho hidráulico y de bombeos y futuro almacenamiento, me ofrecen dudas. Veo complicado dar un CfD a la hidráulica manteniendo un despacho hidráulico eficiente, puesto que si te pagan el mismo precio independientemente de la gestión que realices, se pierde totalmente el incentivo a dicha gestión hidrotérmica tanto de largo plazo (en qué meses utilizar el agua de los embalses) como la de corto plazo (a qué horas del día turbinamos mañana). Un CfD para la hidráulica no funciona, salvo que el despacho hidráulico pase a hacerlo el Operador del Sistema; lo cual es posible (ya se hacía en España antes de la creación del mercado en 1998, y se realiza hoy en día en los sistemas extrapeninsulares, y lo realizan determinados mercados como Chile o Panamá) pero no estaría exento de pegas. Además, fijar un CfD a mitad de partido con las hidráulicas, si el precio acordado no es negociado de mutuo acuerdo, supone también una expropiación que daría lugar a litigiosidad y posiblemente fuera imposible de llevar a cabo. Mi propuesta siempre ha sido una operación de la hidráulica en mercado, aunque subastando el canon de explotación para devolución al consumidor de la máxima renta inframarginal. O como mínimo, en lugar de un CfD, establecer un CfD proporcional al spot en lugar de con precio fijo.

Lo mismo ocurre para el bombeo o futuras baterías, un CfD para el almacenamiento conceptualmente no funciona. También, si se pretende que el Operador del Sistema o el Operador del Mercado sean quienes realicen los cálculos para el despacho hidráulico y de almacenamiento, garantizando la eficiencia, auguro necesidad de cambios relevantes en la operativa de las ofertas, los algoritmos utilizados para elaborar y remunerar el despacho… Cambios posibles, pero no menores; por decir algo, 2 a 4 años de diseño de reglas, de la algoritmia, del modelo de mercado, de pruebas técnicas… Y todo esto a negociar con Europa, pues si ya es complicado diseñar este mercado en España, es preciso que la optimización internacional sea eficiente, y no se podría implementar una nueva estructura de ofertas y algoritmo en España, pero compatibilizarlo con el actual algoritmo en el resto de Europa».

4. Propuesta que requieren mayor concreción

Un punto muy relevante es la planificación de la generación, que pasa a estar íntegramente decidida por el Gobierno. «Según lo propuesto, sería quien determina hasta cuándo se mantienen las nucleares con su CfD, independientemente de que el CfD sea superior o inferior al precio de mercado y a las otras muchas externalidades que consideran los operadores de una central. En el caso del almacenamiento, ¿también será el gobierno quien decida cuánto y de qué tipo? ¿Y lo hará en base al estudio de seguridad de suministro requerido actualmente por Europa, que, por cierto, en mi opinión es un criterio muy incompleto para determinar cuánta potencia y qué tipo de potencia de almacenamiento se remunera?

Sobre la necesidad de nueva potencia, ¿se tiene en mente algún procedimiento más sencillo que el requerido actualmente por Europa para pasar el filtro de las Ayudas de Estado? ¿En qué sentido? ¿Cómo se decide, y quién lo decide, en base a qué criterios?

Sobre las renovables, misma pregunta, ¿pasaría a ser el gobierno quien decida cuántos megavatios y de qué tecnología?»

Conclusiones preliminares

«Personalmente, me da bastante reparo el nivel de decisión de un gobierno (¡de cualquier color!) en todo lo anterior, que es una parte crítica del éxito de esta propuesta de reglas de mercado (adicionalmente a los aspectos comentados que creo que no funcionan). Cierto que los ingresos garantizados por un CfD reducen considerablemente el coste de capital y con ello el precio para los consumidores, y eso es positivo. Lo que sucede es que construir un aeropuerto innecesario con bajo coste de capital es igualmente tirar el dinero, y es fácil planificar erróneamente cuando se toman decisiones que pagan otros (el sistema, o sea, todos los consumidores).

Sin ánimo de criticar errores del pasado, que considero los ha habido por parte de todos los gobiernos, al igual que muchos aciertos, es sabido que muchos males del sector estuvieron causados por una nefasta asignación de renovables en 2007 y 2008, excediendo en 1000% el objetivo existente a 2010, que era razonable. No solo pagan otros las consecuencias potencialmente erróneas, que, hasta cierto punto, para eso están los gobiernos y las elecciones; es que cada 4 años podrían ir cambiando el mix objetivo con nefastas consecuencias de los cambios de opinión para los inversores y los consumidores. El ejemplo más claro es la energía nuclear, que la derecha y la izquierda han convertido en elemento político. Cuando esté la izquierda, cerramos todos los reactores; y cuando esté la derecha los extendemos todos… imposible planificar así.

Todavía, si existiese una ‘Agencia de Planificación Energética’ no gubernamental con responsabilidad y mandato de elaborar planes nacionales a 10 y 20 años, como en Colombia o Chile, que tuviese el respeto de cualquier gobierno como es el caso del poder judicial o de determinadas Agencias estatales, me inquietaría menos un diseño de mercado en que el poder público (esta ‘Agencia de Planificación Energética’) determinase íntegramente el mix. Insisto en que no me preocupa que un partido político planifique mejor que otro, sino que tengamos un mecanismo que estructuralmente es susceptible de cambiar radicalmente cada 4 años. Así, si esta propuesta se complementa con instrumentos como la creación de dicha ‘APE’, y se promueve un mix sensato, pase; si no, como mínimo, tengo dudas sobre la eficacia del diseño.

En mi opinión, no se puede valorar holísticamente esta propuesta sin muchas respuestas a muchas preguntas pendientes. Un diseño de mercado no es garantía de nada sin modelizar sus impactos, incluidos los inputs futuros de intervención política en aplicación de dichas reglas. Resulta imposible determinar hacia dónde va el mercado eléctrico, y los precios, y la dependencia energética de España solo con la lectura de esta propuesta. Pero espero que mi valoración ayude a una reflexión inicial», concluye.

El autor compartió con pv magazine el mejor escenario que puede darse en nuestro país entre la nuclear y la alta penetración renovable: véase Nucleares y alta penetración renovable – pasado y presente (1/2) y Nucleares y alta penetración renovable – visión de futuro (2/2).

También analizó el mercado eléctrico de España en una serie de tres artículos:

Parte 1, o por qué el mercado eléctrico es marginalista

Parte 2, o por qué el mercado eléctrico NO es marginalista

Parte 3 y última: ¿Qué hacer con el marginalismo del mercado eléctrico?

Javier Revuelta, Senior Principal de AFRY Management Consulting en Madrid.

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