Embed Size (px)
Citation preview
ASPECTOS PRÁCTICOS DEL FUNCIONAMIENTO DEL
MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD EN ESPAÑA
Jorge Morales de Labra
Curso UNEF sobre mercado de producción, servicios de ajuste,
liquidaciones y peajes
Madrid, 24 de marzo de 2015
Conceptos simples que convienen no olvidar
2
Las renovables, a diferencia de las fósiles, tienes costes variables muy bajos en comparación con los fijos
De hecho, la mayor parte de los costes fijos corresponden a la amortización de la inversión inicial
Incluso la mayoría de costes operativos (terreno, seguros, mantenimiento preventivo, gran parte del correctivo, vigilancia, gestión…) también es fija
En consecuencia, desde el momento de la inversión inicial son capaces de determinar con extraordinaria precisión el precio al que pueden
vender su energía durante toda su vida útil (más de 20 años)
Renovables en el mercado actual
3
Precio
Marginal
Energía
negociada
Vender a 0 o comprar a 180
€/MWh implica ser precio-
aceptante
En un mercado eléctrico como el español, lo normal es ofertar al coste variable marginal, que en
las renovables es muy próximo a cero
Lo que no implica cobrar éste, sino el de la central más cara que
es necesaria para satisfacer la demanda en cada momento
Paradoja: lo caro resulta barato
4
Como consecuencia de este mecanismo, aunque una
pequeña cantidad de energía renovable cobre una prima muy alta (aparte del mercado) puede inducir ahorros al consumidor
Abaratamiento del mercado por renovables
50
10
20
30
40
50
60
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000 50,000
Pre
cio
(€
/MW
h)
Energía (MWh)
Compra (Demanda) Venta (Generación) Venta + 600 MWh a precio cero
40.400 MWh
45 €/MWh
40,200 MWh
50 €/MWhAbaratamiento:
40.200 MWh x 5 €/MWh =
201.000 EUR
Prima máxima ex-mercado
para anular el abaratamiento:
201.000 EUR / 600 MWh =
335 EUR/MWh
+600 MWh
En otras palabras
6
Es perfectamente posible que un pequeño volumen de
energía que cobre ¡¡8 veces el precio del mercado!! suponga ahorros para el consumidor
0
6
12
18
24
30
36
42
48
54
60
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Ene'14 Feb'14 Mar'14 Abr'14 May'14 Jun'14 Jul'14 Ago'14 Sep'14 Oct'14 Nov'14 Dic'14 Ene'15 Feb'15
Pre
cio
med
io d
el m
erca
do
elé
ctri
co (€
/MW
h)
Mes
Relación entre las fuentes de generación y el precio del mercado eléctrico
Térmicas Nuclear Resto Reg. Esp. Renovables Precio
El impacto real en el precio es relevante
7De hecho, varios estudios estiman que el impacto de este abaratamiento es del
mismo orden de magnitud que las primas. Esto es, que el sobrecoste
económico neto de las renovables en la factura es nulo
Repite conmigo: las
renovables BAJAN
sustancialmente el
precio del mercado
eléctrico. Su
ausencia, lo dispara.
Por analogía
8
Como la nuclear también oferta a cero, ¿contribuye igualmente a abaratar el precio de mercado?
Por supuesto; pero el problema de la nuclear es que al pertenecer a grupos empresariales con centrales “marginales” (típicamente carbón o gas) el abaratamiento puede anularse
para maximizar el beneficio de la cartera.
De hecho, esto ocurre ahora incluso con algunas renovables…
El gran error de la última “no-reforma”
9
Desde la entrada en vigor del RD-Ley 9/2013, muchos parques eólicos solo cobran el precio del mercado
1er efecto: esto les ha llevado a ofertar a precio superior a cero (típicamente entre 5 y 10 €/MWh) con lo que los precios cero (antes habituales en muchas
horas) han desaparecido, con gran repercusión en los precios medios
2º efecto: en grupos integrados, hay un incentivo a “parar” parques si su entrada baja mucho el precio marginal. El coste medio de generación aumenta; pero lo
hace mucho más el ingreso medio
3er efecto: incluso en grupos que solo tienen renovables existe el incentivo. Al fin y al cabo sale mejor producir menos y hacerlo a un precio más alto
El impacto de los intercambios internacionales
10
En los últimos años se ha hecho un importante esfuerzo inversor para incrementar la capacidad de las interconexiones
internacionales (800 MW con Portugal, 130 MW con Marruecos y muy recientemente1.400 MW con Francia)
Un aumento de la interconexión siempre es positivo para ambos lados de la frontera en conjunto, pero hay que regular bien los intercambios para evitar asimetrías en los beneficios
Además, la interconexión es fundamental para poder incrementar la penetración de renovables en condiciones de
estabilidad
Ejemplo de lo que NO se debe hacer
11
Pagar a medias una interconexión dedicada básicamente a exportar
Acoplar los mercados mayoristas a ambos lados de la interconexión
Cuando hay exceso renovable en el mercado exportador, éste las introduce en el importador a precio cero, reduciendo el
precio del vecino a costa de aumentar el suyo
Pero el consumidor del mercado exportador paga íntegramente las primas
Es lo que hemos hecho con Portugal y Marruecos
12
Con Francia puede pasar algo similar
Es fundamental considerar todos los pagos a la generación (no solo el pool)
a ambos lados de la frontera para valorar los intercambios
Ejemplo: resultados de aumento de interconexión
con Francia a partir del pool de 2010
13
Inversión de 2.500 MEUR para aumentar 5.000 MW, de los que 1.250 MEUR los pagarían los consumidores españoles
Sin aumento de renovables a precio cero: Los productores ganarían 175 MEUR/anuales adicionales por aumento
del precio del pool por efecto de exportación neta
de los que 125 MEUR se imputarían a los consumidores españoles
Si entraran 10.000 MW nuevos de renovables a precio cero Los productores ingresarían 550 MEUR/anuales adicionales
de los que 500 MEUR se imputarían a los consumidores españoles
A cambio, los consumidores españoles solo recibirían: el 50% de la renta de la interconexión (125 MEUR con renovables a
precio cero, 50 MEUR sin ellas)
Unos 30 MEUR por el peaje de las exportaciones
Y los consumidores franceses estarían muy agradecidos
¿Es razonable un sistema marginalista?
14
• Competencia perfecta
• Costes variables elevados
Según la teoría económica, SÍ, bajo dos condiciones:
• A su coste variable (todo lo que supere éste contribuirá a resarcir los costes fijos)
¿A qué precio ofertan los productores?
¿Es aplicable al sistema eléctrico español?
15
• Alta concentración en 5 empresas
• Ventajas competitivas inigualables para los agentes preexistentes (40% de potencia construida bajo régimen regulado, con garantía de retorno de inversión, completamente amortizada)
Competencia imperfecta
Más del 30% de la energía (renovables) con costes variables prácticamente nulos
NO
16Cuotas según producción en kWh durante 2013. Fuente: OMIE. PHF
Cuotas en generación
63% de producción concentrada en 5 grupos empresariales
17
Cuotas según ventas en kWh durante 2013. Fuente: REE. P48
Cuotas en centrales de mayores costes marginales
Carbón (+90% UNESA) o gas (+80% UNESA)
Fuente: CNMC. Informe de supervisión del mercado peninsular mayorista al contado de electricidad – Cierre de 2013
18Cuotas según ventas en kWh durante 2013. Fuente: REE. P48
Cuotas en comercialización
81% de ventas concentradas en los mismos 5 grupos empresariales
Dado el espectacular precio que están alcanzando algunas tecnologías renovables, singularmente la fotovoltaica, alguien podría
plantearse ir al pool
En el fondo, aunque le mercado no esté adaptado, si dispone de la tecnología de menor coste medio, siempre se acabará
arruinando después que el resto
No obstante
19
Costes actuales de las renovables
20
Los sistemas solares y las baterías son tecnologías disruptivas para el sector eléctrico. Antes de 2020, la inversión en fotovoltaica + baterías + vehículo eléctrico se amortizará –mediante ahorros, sin
necesidad de apoyos– antes de 8 años.
Los, al menos, 12 años restantes de vida útil proporcionarán energía gratis
UBS, agosto de 2014Global Utilities, Autos & Chemicals
Will solar, batteries and electric cars re-shape the electricity system?
Costes actuales de las renovables
21UBS, agosto de 2014Global Utilities, Autos & Chemicals
Will solar, batteries and electric cars re-shape the electricity system?
Por cierto, ¿por qué no se publica en España lo que
cobra cada tecnología, salvo renovables y cogeneración?
Costes actuales de las renovables
22
Algunas tecnologías “alternativas” de generación de electricidad ya son
competitivas en costes con las convencionales en ciertos escenarios. Todo
ello sin subsidios y excluyendo externalidades sociales y medioambientales así como
consideraciones relativas a la disponibilidad
Lazard, septiembre de 2014Levelized cost of energy analysis
version 8.0
Costes actuales de las renovables
23
¿Solar y eólica competitivas
hasta con el gas de fracking en
EEUU?
Fuente: Lazard, septiembre de 2014Levelized cost of energy analysis version 8.0
Ilustraciones: Alba del Campo @AlbadelCampo1
Costes actuales de las renovables
24
En mercados altamente dependientes del carbón para la generación eléctrica,
la ratio de coste entre carbón y solar era 7:1 hace 4 años. Ahora es 2:1 y
podría aproximarse a 1:1 en los próximos 12 a 18 meses
Fuente: Deutsche Bank, febrero de 2015Solar Grid Parity in a low oil price era
Costes actuales de las renovables
25
Fuente: Deutsche Bank, febrero de 2015Solar Grid Parity in a low oil price era
Problema: pagos por capacidad
26
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Red Eléctrica de España y liquidaciones de CNE/CNMC
Las centrales “convencionales” cobran por estar “disponibles”, aunque no
produzcan energía, del orden de 500 millones de EUR anuales
Y, además, sobrecapacidad
27
Fuente: Red Eléctrica de España. Informe sobre el sistema
eléctrico español 2013
Valor
recomendable
Eso sí: a diferencia
de lo que dice el
Ministro Soria, NO
SOBRA LA MITAD
de la potencia
instalada (50.000
MW), SINO EL
30% de la punta
(12.000 MW)
Que no se ha resuelto cerrando centrales…
28
18/07/2013. Borrador RD pagos por capacidad e hibernación
Hibernar = pagar por mantener la central “precintada”
¿Pueden construirse renovables al pool?
29
• Pueden fijar el precio del pool
Las empresas actualmente implantadas tienen poder de mercado
• Pagos por capacidad, restricciones técnicas, regulación, potencia adicional a subir, hibernación…
• No hay ninguna garantía de que no se vayan a crear/modificar los pagos actuales fuera del pool
La competencia NUNCA cobra solo el pool
Salvo que se trata de un proyecto no guiado por el ánimo de lucro, claro
A mi juicio, NO
Alternativa: nuevo sistema retributivo
30
Punto de partida: enorme inseguridad jurídica debido a los cambios retroactivos que se vienen aplicando en los últimos cuatro años
Más cuando la nueva normativa establece expresamente la revisión del concepto de rentabilidad razonable cada seis años
Por el momento, solo en islas, Ceuta y Melilla y solo eólica y fotovoltaica
Precio de reserva (es posible declararla desierta si no hay “suficiente presión competitiva”)
Elevado riesgo de perder la retribución si no se comienza a verter energía (dependiente de terceros) en un plazo máximo (de 12 a 36 meses, según los casos)
Aún se desconocen las reglas (se publicarán específicamente para cada convocatoria). ¿Potencias máximas, modelo de subasta, posibilidades de retirarse…?
¿Pueden construirse renovables bajo el nuevo sistema?
31
Los costes administrativos iniciales deben ser muy bajos
El recurso renovable muy elevado
Y la rentabilidad del proyecto muy alta
En todo caso, el riesgo implicará que se hagan con un sobreprecio respecto de lo que podrían hacerse
Sí; pero con mucho riesgo
En no más de 140 caracteres
32
Las renovables han ganado la guerra del precio.
Los mercados, diseñados para fósiles, deben adaptarse para que
los consumidores lo perciban.
Avda. de Europa, 34 – B esc. Dcha. 3º. 28023 Madrid
Tel. + 34 902 883 112
Fax + 34 917 892 799
¡Sigamos hablando!
@jorpow
Muchas gracias por la atenciónDisclaimer
El contenido de esta ponencia es responsabilidad exclusivade su autor, siguiendo los requerimientos del encargorecibido, habiendo contado con absoluta libertad eindependencia para su elaboración, al objeto de que puedaservir de guión que promueva la participación de losasistentes dentro de un marco más amplio.
Consecuencia del párrafo anterior, los criterios yobservaciones reflejadas no tienen necesariamente que sercompartidos ni por el Organizador de las Jornadas nitampoco por la organización a la que representa.
La difusión de la información es libre, si bien ni el autor, ni laorganización a la que representa, ni el Organizador asumenresponsabilidad alguna en los resultados que cualquiertercero pudiera concluir, ni tampoco por los daños operjuicios que, directa o indirectamente se pudieran irrogarde las decisiones y consideraciones que se adopten sobre labase de este documento, ni tampoco del uso que losdestinatarios últimos hicieran del mismo.
En cuanto respecta a la responsabilidad que se pudieraderivar, se reduce exclusivamente a la que pueda reclamarel Organizador de las Jornadas, y en ningún caso excederáde los honorarios percibidos, excluyéndose daños operjuicios indirectos, lucro cesante, daño emergente o costesde oportunidad.
El documento ha cerrado su alcance y tiene como únicodestinatario al Organizador de las Jornadas, quedando elautor abierto a elaborar, ampliar o certificar cualquieraspecto, tratado en el Documento o no, pero siempre bajootro contrato y con las condiciones que allí se establezcan.
