A propósito de la reciente subida del precio de la luz

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Con los cambios políticos copando los teletipos, a muchos les habrá pasado desapercibida la reciente subida que ha experimentado el precio de la electricidad en España. Entre mayo de 2017 y mayo de 2018, el precio del mercado mayorista de electricidad pasó de los 45 €/MWh a los 55 €/MWh, rozando máximos históricos. Este incremento, de casi un 20%, es especialmente llamativo si se tiene en cuenta la cifra de pluviosidad récord de los últimos tres meses, tras 19 meses de sequía. Mientras que 2017 fue un año seco, las lluvias de esta primavera han permitido llenar los embalses y aumentar la generación hidroeléctrica, desplazando a otras centrales eléctricas de mayor coste de producción.

Fuente: OMIE. Elaboración propia.

Como casi todo en economía, no es fácil encontrar un único “culpable” de la subida de precios. Algunos han asociado esta subida con la menor la producción nuclear, al estar paradas varias centrales nucleares por averías y recarga de combustible. Pero, si se tiene en cuenta que la mayor producción hidroeléctrica ha más que compensado la menor producción nuclear, ¿cómo se explica el aumento de precios?

Los siguientes gráficos muestran la media horaria de la producción eléctrica, para cada hora y por tipo de central, en mayo de 2017 y mayo de 2018. Lo primero que se desprende es que la demanda eléctrica no parece estar detrás del aumento de precios: en ambos meses el consumo de electricidad ha sido muy similar, si acaso ligeramente inferior en 2018, lo que, unido al aumento de las importaciones de Francia, ha implicado una menor producción en el mercado eléctrico español. Donde sí ha habido diferencias significativas entre ambos meses es en el mix de tecnologías con las que se ha cubierto la demanda de electricidad. En mayo de 2018, la producción hidráulica ha duplicado a la del mismo mes en 2017 (pasando de cubrir el 8% de la demanda a más del 16%), en detrimento de la producción de otras centrales, principalmente las de carbón, cuya producción ha pasado de ser el 20% a menos del 14% de la demanda. La mayor producción hidroeléctrica también ha contribuido a compensar la menor producción nuclear, cuyo peso sólo ha caído un punto y medio. Por último, la generación en centrales renovables y de ciclo combinado ha sido similar en ambos meses.

Fuente; OMIE. Elaboración propia
Fuente: OMIE. Elaboración propia.

¿Si las centrales hidroeléctricas han sustituido, principalmente, a las centrales nucleares y a las de carbón, ambas con un coste por MWh muy superior al de la hidráulica, cómo puede haber subido el precio de la luz si han caído los costes de generación? La razón hay que buscarla, como hemos explicado en alguna otra ocasión, en el diseño del mercado eléctrico en España, en el que toda la producción es retribuida al precio ofertado por la central más cara que haya sido necesaria para cubrir la demanda. Por tanto, los cambios en el precio de mercado no responden necesariamente a cambios en el coste del mix de generación, sino que – en el mejor de los casos – reflejan cambios en el coste de generar electricidad en la central de mayor coste.

Durante el episodio que nos ocupa, la tecnología que ha fijado el precio de mercado la mayor parte de las horas – un 73% de las horas del mes– ha sido… el agua. Pero no lo ha hecho a su coste, sino al coste de las centrales más caras que ha sustituido; esto es, al de las centrales de gas y de carbón. Dos factores han contribuido a aumentar el coste de las centrales de gas y de carbón en las últimas semanas: primero, los mayores precios de los combustibles fósiles, alimentados por la mayor demanda de gas y carbón en los mercados asiáticos, así como por las tensiones políticas en algunos países exportadores de petróleo; y segundo, los mayores precios del CO2 en el mercado europeo de emisiones, que han sumado entre 5-6€/MWh al coste de generar electricidad en las centrales de carbón. Ambos factores han permitido a los propietarios de las centrales hidroeléctricas elevar sus precios de oferta, sin riesgo de quedar desplazadas por las centrales térmicas. Y estos mayores precios ofertados por el agua han servido, a su vez, para aumentar la retribución del resto de centrales. Así, los ingresos de las centrales nucleares, hidroeléctricas y renovables han sido aproximadamente 130M€ superiores en mayo de 2018 frente a la situación en que los precios hubieran sido los de mayo 2017, a pesar de que sus costes han permanecido inalterados. Esos mayores beneficios (extrapolen el importe en términos anuales) son mayores precios pagados por los consumidores.

Por tanto, a falta de un estudio más exhaustivo sobre los factores que explican la subida de precios de la electricidad en mayo de 2018, lo observado es perfectamente compatible con el funcionamiento normal de este mercado: aumentos en los costes de las tecnologías más caras se traducen en aumentos en la retribución de todas las tecnologías, incluidas aquellas cuyos costes no se ven afectados. Y por cierto, lo contrario también ocurre cuando caen los costes de las tecnologías más caras: la retribución del resto de tecnologías también es menor.

Esto no sería problemático si se cumplieran dos supuestos. Primero, que la inversión en centrales eléctricas se tome en condiciones de competencia, con libertad de entrada y salida; y segundo, que los inversores sean neutrales ante el riesgo. Bajo estos supuestos, la competencia entre los inversores haría que la rentabilidad esperada de todas las tecnologías fuera normal – ni excesiva ni insuficiente -, y que las variaciones en los márgenes de beneficios (por efecto de cambios en los precios que no fueran acompañados por cambios en sus costes) no implicaran mayores primas de riesgo. Sin embargo, la realidad no es siempre como a los economistas nos gustaría que fuera. Ni las inversiones en la mayor parte de las centrales eléctricas en España se realizaron – ni se pueden realizar – en régimen de competencia, ni los inversores – ni los bancos que los financian - son inmunes al riesgo que suponen unas retribuciones volátiles.

La cuestión no es si el mercado se ha comportado de forma anómala, sino si este mercado es el adecuado para determinar la retribución de la generación eléctrica, o lo que es lo mismo, si es el adecuado para determinar los precios que pagan los consumidores por la electricidad. Rediseñar este mercado es uno de los retos de este nuevo gobierno en materia de política energética, pero no es el único:

Las centrales de carbón concentran la mayor parte de las emisiones de gases contaminantes en el sector eléctrico y, por extensión, en el conjunto de la economía. Su producción podría ser sustituida, en el corto plazo, por la generación de centrales de ciclo combinado ahora infrautilizadas (operan al 15% de su capacidad) lo que reduciría a una tercera parte las emisiones y, en el medio plazo, por una mayor producción en centrales renovables, cuyos costes de inversión han caído de forma espectacular hasta situarse por debajo de los costes de sus alternativas térmicas (véase ). El gobierno tiene por tanto que tomar una decisión sobre la continuidad o el cierre ordenado de las centrales de carbón, así como sobre la senda de incorporación de más renovables al mix de generación.

El futuro de las centrales nucleares está pendiente de la decisión sobre si permitir o no su funcionamiento más allá de los 40 años para los que fueron diseñadas. Este periodo se cumplirá, para todos los reactores actualmente en funcionamiento en España, a lo largo de la próxima década.

La decisión tiene que valorar los costes de la continuidad –inversiones para reforzar la seguridad de las nucleares, riesgos remanentes, almacenamiento de los residuos – frente a los costes de las alternativas – necesidad de invertir en otras tecnologías libres de carbono y en activos que aporten capacidad firme al sistema. En cualquier caso, una decisión sobre la posible extensión de la explotación de las nucleares debiera ir acompañada de una nueva regulación para la gestión y retribución de estas instalaciones. Ante una decisión de política regulatoria – como es la decisión sobre si extender o no las licencias de explotación de las nucleares - el economista de la Universidad de Chicago H. Desmetz que se subastara el derecho a explotar las centrales: la competencia en la subasta tendría la virtud de revelar, a favor de los consumidores, el valor que para la empresa concesionaria tendría el poder seguir operando dichas centrales. Sin embargo, en el caso de las nucleares, es probable que la concurrencia en una subasta de esta naturaleza fuera limitada. Ello obligaría a buscar otros mecanismos para ajustar la retribución de las nucleares; por ejemplo, a través de precios regulados como los que propuso el en 2005, o como los que se han puesto en marcha en .

La transición energética también exigirá cambios en la fiscalidad medioambiental. Con el incremento en la producción eléctrica renovable, el sector del transporte pasará a concentrar la mayor parte de las emisiones de carbono, al menos hasta que no se proceda a su electrificación. El desarrollo de baterías más eficientes y el despliegue de infraestructuras de recarga serán esenciales, a la vez que su futura fiscalidad. Tal y como proponía la a los que el anterior ejecutivo encargó la elaboración de un informe sobre transición energética, será necesaria una revisión de la fiscalidad energética que equipare la imposición a las emisiones y no al uso que se haga de la energía, lo que terminará trasladando parte de la carga al consumo de combustibles fósiles en el transporte.

De la mano de la electrificación del transporte, el aumento de la demanda eléctrica tendrá que ir acompañado de una mayor inversión en renovables así como de una más eficaz gestión de los mecanismos de flexibilidad a disposición del Operador del Sistema: gestión de la interrumpibilidad, de las interconexiones, de las reservas hidroeléctricas…Y cuando esto no sea suficiente para paliar la intermitencia de las renovables, y haya que recurrir a más inversión en centrales de respaldo, habrá que retribuir – con nuevos pagos de capacidad, el servicio que prestan al sistema estas centrales por el mero hecho de estar disponibles, aun cuando no estén produciendo (ver las conclusiones de la que organizamos hace unas semanas en Funcas al respecto).

Ésta es sólo una muestra de la larga lista de deberes para el nuevo gobierno en el área de energía…. El reto de hacerlo bien – una vez por todas – no es menos apasionante.

Hay 11 comentarios
  • Un elemento importante a considerar es que las centrales nucleares son, esencialmente, no regulables. Siempre tienen que estar produciendo al 100% ya que detenerlas requiere días, hasta que se enfría el reactor.

    Por tanto, cuanto mas nucleares están operativas, menos margen tienen los operadores para parar centrales de forma estratégica para aumentar los precios. En este sentido, las hidroeléctricas son perfectas para los operadores, ya que pueden arrancar y parar muy rápidamente y pueden regular su producción al nivel óptimo para maximizar los ingresos.

    • No es así, la producción de las nucleares puede ser modulada de una hora para ptra, y coiertamente lo es en los sistemas que es necesario (p. ej. Francia). En el caso español, la flexibilidad es abundante y barata, y por ello las nucleares funcionan a carga prácticamente constante. Para la operación flexible se puede consultar (p. ej.):

      Technical and Economic Aspects of Load Following with Nuclear Power Plants, Nuclear Energy Agency

      The benefits of nuclear flexibility in power system operations with renewable energy
      J.D. Jenkins, Z. Zhou, R. Ponciroli, R.B. Vilim, F. Ganda, F. de Sisternes, A. Botterud
      DOI: 10.1016/j.apenergy.2018.03.002

      Nuclear power supply: going against the misconceptions. Evidence of nuclear flexibility from the French experience
      C. Cany, C. Mansilla, G. Mathonnière, P. da Costa
      DOI: 10.1016/j.energy.2018.03.064

      En la última hay gráficas de operación reales. En la figura 3 la de una nuclear bajando de plena carga al 25% y volviendo a subir en el día. Si quiere buscar más casos, la información está en la web del operador del sistema francés.

  • Gracias Gerard y Natalia por el artículo. Quería preguntaros la intuición de por qué se espera que en las subastas para explotar las centrales nucleares la concurrencia sea limitada.
    Muchas gracias

    • Hola Juan Luis,
      Cuando decimos que la concurrencia sería limitada a este tipo de subastas nos referimos a varias circunstancias. Por un lado, no hay muchas empresas con experiencia en la gestión de este tipo de plantas que estén interesadas en operar en España. Por otro lado, existen diferencias importantes en la información que tiene la empresa que actualmente gestiona la central y potenciales competidores. Esto implica que un potencial competidor anticipará que si gana la subasta probablemente es porqué ha subestimado los costes de la central comparado con la empresa que sí tiene la información sobre los mismos. Como resultado, será reacia a pujar alto o directamente a participar.

  • Muchas gracias por este interesante post. Sin embargo, me surgen ciertas dudas con respecto al mismo. Se hace referencia a la generación hidráulica y al precio ofertado por la misma, cuando el precio, al ser marginalista, viene determinado por las tecnologías más caras que entran posteriormente; y que en las gráficas mostradas intervienen en la generación a todas las horas, por lo que el precio es independiente de la cantidad de energía hidráulica generada y su precio ofertado.
    La importancia de la hidráulica vendría determinada por su utilización marginal. Y en ese caso, esta tecnología podría ofertar al precio del coste de oportunidad de otras tecnologías más caras. Argumento que se ha esgrimido para indicar que no habría grandes diferencias de precio entre un mercado competitivo y otro marginalista.
    Y en cuanto a la constitución del mix de generación, es lamentable la ínfima utilización de los ciclos combinados. Pero en este tema se confunde, quizá interesadamente, el problema de las energías renovables, que no es su coste, sino su gestionabilidad. De tal forma que incrementar la capacidad renovable incrementa los costes del sistema y reduce la utilización de las tecnologías de respaldo, incrementando también el coste del Kwh generado por estas para obtener una rentabilidad razonable, que vendría dada también por otro coste: los pagos por capacidad.

  • 2.-La inversión en capacidad del sistema tendría que determinarse a partir de que el coste de las nuevas tecnologías fueran inferiores a los costes variables de las ya instaladas, es decir, evaluar LCOE y LACE, y aún así este análisis estaría sesgado por el hecho de la no gestrionabilidad.
    Por otra parte indicar que, por lo menos de momento, la energía nuclear forma parte de la carga base del sistema y reduce el coste total al desplazar a las energías más caras, por lo que su eliminación incrementaría el coste de la electricidad. Pero en este caso hay que valorar la importancia de la regulación, ya que nuestros políticos parecen olvidar que la carga impositiva puede hacer los negocios inviables por no rentables, o en mejor de los casos suponer un coste de oportunidad y desincentivar la inversión.
    En cualquier caso, muchas gracias por el post, muy interesante y para reflexionar.

  • Casi acertado en diagnóstico.

    Los costes de producción con carbón, no son iguales. El precio del CO2 ha pasado de 5 a 16 €/ton

    Este incremento de precio coincide con el incremento de precio de pool.

    • Efectivamente, tal y como explicamos, el precio del CO2 ha aumentado con respecto al año pasado (aunque tu lo pones en €/ton y para compararlo con el precio del pool habría que traducirlo a euros por MWh que es como lo expresamos nosotros y considerar que el precio en ocasiones lo fijan los ciclos combinados). Sin embargo, un mensaje de esta entrada es que el incremento de precios se da no solo cuando el carbón fija el precio (o los ciclos combinados) sino también cuando lo hace la generación hidráulica.

      • Si el CO2 sube 10 €/ton, el coste sube 10€/Mwh, que es lo que ha subido., y es lo que está inflactando el precio de La Luz.

        La generación hidráulica que se puede conservar (almacenar) siempre ha fijado el precio poniendose unos céntimos por debajo del carbón o de la energía que margina.

        Esa es la imperfeccion unos oferta a coste variable y otros a coste de oportunidad. Los primeros cambian dinero de mano de mano, y los segundos.....

        • ¿Estás asumiendo que una planta de carbón por cada MWh que produce genera una tonelada de CO2? ¿Y cuando el precio lo fijan los ciclos combinados? Lo siento pero tus números no los entiendo.

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