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También es Economía cuando hablamos de renovables

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El sector de las renovables en España tiene motivos para el optimismo. El nuevo Gobierno ha hecho público su compromiso para que en 2030 el 35% del consumo de energía primaria provenga de fuentes renovables. Será necesario aumentar el peso de las energías renovables en el mix eléctrico hasta el 70%, sumando 60.000 MW renovables de aquí a 2030 (esto es, 5.000 MW al año durante los próximos doce). Este formidable esfuerzo inversor – que el Gobierno ha cuantificado en 70.000M€ – ofrece una oportunidad única para modernizar el modelo productivo de nuestro país.

Pero el optimismo no debe de hacernos olvidar los fundamentos económicos: si no se modifica la regulación eléctrica actual, que confía al mercado de energía a corto plazo la retribución de las inversiones, no será posible cumplir este objetivo.

Un mercado con alta penetración de renovables

¿Cómo funcionaría el modelo de mercado vigente bajo una elevada penetración de renovables, teniendo en cuenta que habrá horas en las que la capacidad de generación renovable supere a la demanda eléctrica, y otras en las que resulte necesario recurrir a centrales térmicas?

En las horas de exceso de capacidad de generación renovable, la competencia llevará a las centrales renovables a ofertar su producción a precios cercanos a sus costes variables, que son esencialmente nulos porque se alimentan del sol, del viento y del agua. De nada le serviría a una central renovable elevar su oferta por encima de sus costes variables para recuperar los costes de la inversión: su producción sería desplazada por la de otra central renovable, haciendo todavía más difícil para la central desplazada la recuperación de sus costes. En el resto de las horas del año – cuando los recursos renovables no sean suficientes para satisfacer la demanda -, serán las centrales de gas y de carbón las que fijen los precios del mercado en función de sus más elevados costes de generación. Si bien tales precios podrían temporalmente contribuir a suplir los márgenes de las renovables, sería sólo por una remota casualidad que la retribución a lo largo de la vida útil de las centrales fuera adecuada. Ninguna razón hay para que los precios fijados por un mercado así diseñado aporten retribuciones competitivas – ni excesivas ni insuficientes – para centrales con costes y características tan dispares.

Los mercados imperfectos no generan decisiones de inversión óptimas

En un mercado perfecto – como se define en los libros de texto – los inversores no invierten ni más ni menos de lo que cabe en el mercado con rentabilidades razonables. Pero esto no es así en un mercado imperfecto – como es el eléctrico. Primero, porque los inversores no son neutrales al riesgo: la recuperación de los costes de las renovables bajo el marco vigente estaría sometida a una elevada incertidumbre, al depender, entre otras variables fuera de su alcance, de las oscilaciones de los precios de los combustibles fósiles. Ello generaría primas de riesgo y mayores costes del capital, que en última instancia acabarían pagando los consumidores en forma de mayores precios por la electricidad. A ello se suman las externalidades positivas que, de diversa índole – y no sólo las medioambientales – generan las renovables, y que el mercado no es capaz de internalizar adecuadamente.

Las imperfecciones del mercado eléctrico implican que, sin planificación de las inversiones, éstas no serán eficientes: ni en su cuantía, ni en su composición, ni por los elevados costes de financiación que innecesariamente soportarían las empresas. Hay que empezar a desmitificar el mantra – tan influyente en la toma de decisiones de la Comisión Europea – de que lo eficiente es enfrentar a las renovables al precio del mercado de la energía de corto plazo… No por retribuir la generación renovable a precio de gas, habrá más sol, ni más viento, ni más agua …. pero, si no cambia la regulación, lo que pasará es que no se realizarán las inversiones necesarias para aprovechar el – poco o mucho – sol, viento o agua que haya.

El Gobierno es consciente de ello y por ello no confía en que sea el mercado el que determine cuántas renovables se incorporarán al sector eléctrico español. Se espera que en breve se haga público el Plan Integrado de Energía y Clima, que detallará una hoja de ruta para la descarbonización de la economía, incluida la senda de penetración de renovables en el horizonte 2021-2030. Pero si bien enunciar objetivos es necesario, no es suficiente: la senda no se cumplirá si no resulta rentable para las empresas realizar las correspondientes inversiones.

¿Se cumplirían los objetivos del Gobierno bajo la regulación vigente?

Por tanto, la pregunta pertinente es: si no se modifica la regulación vigente, ¿es rentable para las empresas invertir hoy en renovables, sabiendo que el compromiso es que en 2030 haya 60.000 MW adicionales?

Para arrojar luz sobre este asunto, he llevado a cabo simulaciones detalladas del mercado eléctrico español, para el periodo 2018-2030, con el modelo Energeia Simula. Parto de una serie de supuestos: principalmente, la demanda de electricidad crece a una tasa del 1.5% anual; los precios del gas, carbón y derechos de emisión se suponen semejantes a los de la cotización actual de sus futuros (27€/MWh de gas, 100$/t de carbón y 20€/t de CO2); la hidraulicidad corresponde a la de un año medio; la disponibilidad horaria de la solar y la eólica corresponde a la de 2017, y las empresas se comportan de forma competitiva. Para cumplir con los objetivos de penetración de renovables, las simulaciones incorporan 5.000 MW renovables cada año, desglosados en 3.500 MW de fotovoltaica, 1.000 MW de eólica y 500 MW de solar térmica.

La siguiente figura refleja la evolución de los precios del mercado de energía a corto plazo (como media a lo largo de las 8.760 horas de cada año), así como los precios percibidos por cada tecnología renovable (como media teniendo en cuenta sólo las horas en las que éstas producen).

Figura 1: Simulación de precios del mercado mayorista de electricidad 2018-2030

El mercado a corto plazo oscilará entre horas con precios bajos (cuando la capacidad de generación renovable sea igual o superior a la demanda) y precios altos (cuando sea necesaria la producción de las centrales térmicas). El precio medio de mercado caerá a medida que aumente la penetración de renovables (alcanzando una caída del 38% en 2030 frente a 2018), pero lo hará de forma amortiguada por el peso de las horas con precios altos. Sin embargo, el precio percibido por la energía solar fotovoltaica y por la solar térmica caerá en mayor medida. La bajada más acentuada es para la fotovoltaica porque su producción se concentra en unas pocas horas al día – las de irradiación solar – acentuando su efecto depresor de precios precisamente cuando mayor es su producción. Precios medios de 10-30€/MWh a partir de 2023, inferiores a los costes medios actuales de la fotovoltaica (en el entorno de los 35-40€/MWh), harían en poco tiempo no rentables las inversiones. No habría que esperar hasta entonces para presenciar un parón en las inversiones: las plantas que entraran en funcionamiento hoy también estarían operativas en 2023, y más allá.

No por retribuir la generación renovable a precio de gas, habrá más sol, ni más viento, ni más agua …. pero, si no cambia la regulación, lo que pasará es que no se realizarán las inversiones necesarias para aprovechar el sol, viento o agua que haya

En definitiva, estos datos ponen en cuestión el que, bajo el marco regulatorio actual, se pueda alcanzar en 2030 el objetivo de incorporar 60.000 MW de renovables (al menos, bajo el mix supuesto).

Para poner de manifiesto la robustez de esta conclusión, he realizado un análisis de sensibilidad sobre cinco supuestos: (i) la demanda crece a una tasa mayor, en concreto del 3% anual (por ejemplo, por efecto de una mayor electrificación de la economía); (ii) el perfil de demanda se aplana, traspasando 20% de la demanda nocturna a la diurna (por ejemplo, por efecto de una mayor flexibilidad de la demanda ante las diferencias de precios entre horas); (iii) hay más inversión en eólica y menos en solar (se suponen inversiones anuales de 2.500 MW en eólica y 2.500 MW en fotovoltaica); (iv) las empresas se comportan de forma estratégica, ofertando parte de su producción por encima de sus costes variables cuando ello resulte rentable dado el comportamiento de los rivales; y (v) la disponibilidad de los recursos renovables corresponde a la de 2015 (año que fue menos favorable para la solar).

La tabla a continuación muestra los precios medios de mercado y el precio medio percibido por la fotovoltaica en 2030 para cada una de estas modificaciones sobre el escenario base. Si bien, como cabía esperar, el precio medio percibido por la fotovoltaica aumenta en todos los escenarios considerados, la predicción de que a 2030 la retribución de la fotovoltaica en el mercado a corto plazo caería por debajo de sus costes medios es robusta.

El futuro es incierto, pero la conclusión es robusta

El funcionamiento del mercado eléctrico a 2030 dependerá de variables – tanto del lado de la oferta, como del de la demanda – cuya evolución hoy no es conocida. Los precios futuros del gas y del carbón – determinantes en la fijación de precios de la electricidad – son tan inciertos como lo han sido siempre, al estar al albur de factores geopolíticos. Pero cabe esperar que las políticas de descarbonificación deprimirán la demanda de combustibles fósiles, con lo que se generaría una presión adicional a la baja de sus precios. Por esta misma razón, el precio del CO2, que se suma a los costes de generar electricidad en las centrales térmicas, dependerá de la decisión de los Estados Miembros sobre si limitar de forma creciente la oferta de derechos de emisión a medida que avance la descarbonificación.

Es posible avanzar en la modernización de la economía de la mano de una ambiciosa penetración de renovables., pero el regulador debe modificar el marco retributivo de las nuevas inversiones

Por otra parte, el crecimiento de la demanda de electricidad dependerá del estado de la economía, del grado de electrificación del resto de sectores, o de que se materialicen las esperadas mejoras en eficiencia energética. A su vez, el perfil de la demanda eléctrica dependerá del éxito en el desarrollo de las baterías y de la penetración del vehículo eléctrico que, enfrentados a la señal de precios horarios, pudieran contribuir a dotar de mayor flexibilidad a la demanda eléctrica. Todo ello teniendo en cuenta, no obstante, que una buena parte del consumo de electricidad es por su naturaleza inelástico al precio, y que la recarga de vehículos eléctricos se producirá principalmente por la noche, cuando no estén siendo utilizados. El aumento en la capacidad de interconexión, la evolución del mix de generación en los países vecinos y la correlación de los excesos de generación renovable a ambos lados de la frontera, el cierre de algunas centrales térmicas y de las nucleares a medida que alcancen el fin de su vida de diseño, la posibilidad de que aparezcan tecnologías disruptivas de menores costes….la lista podría seguir: no son pocas las incertidumbres que restan precisión a cualquier predicción que hoy se haga sobre los precios del mercado eléctrico a 2030. Por ello, las simulaciones aquí presentadas no pretenden aportar una predicción de precios a futuro, sino sólo ilustrar lo que es una conclusión robusta ante posibles variaciones de los supuestos: el que, en un contexto con alta penetración de renovables, la retribución de la fotovoltaica en un mercado de energía a corto plazo será insuficiente para cubrir sus costes medios.

¿Cómo actuar ante esta evidencia?

¿Hay que renunciar al cumplimiento de los objetivos en materia de renovables? Ciertamente no, mucho hay en juego, tanto desde el punto de vista medioambiental como desde el punto de vista económico. ¿Esperar que los inversores se equivoquen ante el aparente optimismo generalizado en el sector? No cabe esperar que los inversores ni quienes les financian se comporten de forma irracional… Y, aunque así fuera, tampoco parece que la opción de fomentar inversiones hoy, a sabiendas que les seguirían futuros quebrantos patrimoniales, sea una opción adecuada. ¿Confiar en que grandes compradores estarán dispuestos a ofrecer contratos bilaterales a medio plazo (conocidos como PPAs) con precios estables que hagan viables las inversiones? Tampoco. No habrá comprador dispuesto a pagar por un periodo suficientemente largo un precio esperado muy superior al precio al que podrá comprar esa misma energía en el mercado a corto plazo (que es el subyacente de los contratos). En cualquier caso, sólo pocos compradores – aquellos con mayor poder de negociación – podrían suscribir los PPAs renovables mientras el mercado a corto plazo siguiera fijando precios elevados (esto es, hasta 2023, pero no más allá). Contratos de esa duración no resuelven el problema de recuperación de costes para los potenciales inversores actuales. ¿Cómo actuar entonces?

La solución no es compleja

La solución no pasa por prescindir del mercado sino por diseñar uno nuevo, capaz de revelar los costes reales de la inversión y la generación. Bastaría con que el regulador, en representación del conjunto de consumidores que conforman el sistema, convocara subastas de contratos a largo plazo para la incorporación de la nueva potencia renovable, en la cuantía y con la composición tecnológica que considere adecuada para cumplir con los objetivos económicos, medioambientales, y de garantía de suministro. Los contratos subastados habrán de garantizar un precio estable para la energía, para cada MWh que generen las plantas durante su vida útil. La competencia en las subastas seleccionará a los inversores más eficientes, y hará que el precio resultante cubra nada más y nada menos que los costes medios de las nuevas inversiones. Ello contribuirá a reducir los costes de financiación y facilitará el acceso al capital de un mayor y más diverso pool de inversores, en beneficio de la competencia y en última instancia del consumidor.

El mercado de energía a corto plazo seguiría operando como en la actualidad: su contribución seguiría siendo muy relevante para decidir el despacho de las distintas centrales de generación, contribuyendo a la eficiencia productiva y a la mayor liquidez del mercado. Pero dejaría de ser relevante para establecer la retribución de las nuevas centrales, porque ésta quedaría determinada por las subastas. Así, la incidencia de los precios horarios del  mercado a corto plazo sobre los precios finales de la electricidad se iría reduciendo a medida que un mayor número de centrales accediera al sistema a través de las subastas convocadas por el regulador. La influencia del precio de mercado a corto plazo también sería menor si se retribuyera a las centrales nucleares e hidroeléctricas según lo comprometido en el momento de su puesta en marcha, teniendo en cuenta que sus costes de inversión ya han sido recuperados vía diversos pagos regulados, a los que se ha sumado la sobre-remuneración que les ha brindado el actual mercado.

En resumen, el regulador tendría que convocar nuevas subastas, según un calendario pre-establecido, bajo un nuevo diseño que, a diferencia del anterior, no retribuya la capacidad, sino la energía, y que no incorpore precios mínimos arbitrarios, sino que confíe a la competencia entre los inversores la fijación de un precio estable para la energía. Todo ello, que tiene plena cabida en la normativa comunitaria, ha sido puesto en marcha con éxito en países europeos – véase el ejemplo del Reino Unido, donde se estima que con los nuevos contratos subastados se ha reducido el coste del capital de las nuevas inversiones en renovables en un 3%, permitiendo el ahorro de 2.250 Millones de Libras esterlinas al año durante 15 años, sobre un total de inversiones previstas de 75.000 Millones.

Como conclusión

Es posible, y deseable, avanzar en la modernización de la economía de la mano de una ambiciosa penetración de renovables en el sector eléctrico. Pero una condición es necesaria: el regulador debe modificar el marco retributivo de las nuevas inversiones.  Negar la realidad que ilustran los datos aquí aportados no contribuye a encontrar la solución ante el reto y la oportunidad única de avanzar hacia un sistema eléctrico altamente renovable.

Todo esto es pura Economía. Legislar a favor de sus principios, y no en su contra, ayudará a alcanzar los objetivos que se persigan. Lo contrario sería -más o menos- seguir tropezando en las mismas piedras en las que ha tropezado la regulación eléctrica todavía hoy vigente en España.

About Natalia Fabra Portela

Catedrática de Fundamentos del Análisis Económico en la Universidad Carlos III de Madrid, Doctora en economía por el Instituto Universitario Internacional de Florencia; Miembro de Economistas Frente a la Crisis EFC, Premio European Association of Environmental and Resource Economics (EAERE) ERC Laureates (2018); Premio de Excelencia Investigadora Consejo Social, Univ. Carlos III (2015); Premio Sabadell Herrero a la Investigación Económica (2014); Premio Julián Marías para investigadores jóvenes en el área de Ciencias Sociales en la Comunidad de Madrid (2014)

6 Comments

  1. Jorge Bielsa el noviembre 14, 2018 a las 6:33 pm

    Muy interesante y útil. Gracias.
    No sé si he comprendido completamente el argumento central. El problema, entonces, ¿es que las centrales renovables ya amortizadas impondrían precios demasiado bajos para las nuevas centrales renovables y que eso no sería compensado por los precios más altos que habría en las horas en las que tienen que entrar en funcionamiento las no renovables?
    En la Literatura sobre crecimiento, tecnología y medio ambiente, se justifican perfectamente subvenciones TEMPORALES para la incorporación de tecnologías en las que se observa una curva de aprendizaje tan positiva como es el caso de la solar en los últimos años. La gracia está en que esa subvención deja de ser necesaria con el tiempo y encima sigue aportando externalidades ambientales positivas.
    El problema es que si metes la palabra subvención y solar en la misma frase hay en este país miles de personas que dirán ¡Yuyu! sin realizar ni atender razonamiento alguno (es lo que tiene vivir en un mundo tertuliano). Pero el caso es que, bien diseñadas, son un instrumento de intervención sencillo para orientar el desarrollo tecnológico.
    En cuanto a la reducción de los costes de capital ¿esa caída del 3% en los mismos se debe básicamente a que esos contratos a largo plazo tienen precios fijos o hay más factores implicados?
    En el penúltimo párrafo antes de la Figura 1, deben ser 5000 Mw anuales en lugar de 6000 para que las cuentas cuadren.

    • Natalia Fabra el noviembre 14, 2018 a las 9:26 pm

      Hola Jorge,
      Gracias por advertir la errata! Ya está corregida.
      No se trata de que las centrales renovables ya amortizadas impongan precios bajos. El sector eléctrico es un sector en el que la capacidad de generación está –debe estar-, por razones técnicas, sobredimensionado. En este sector el mercado, tal y como está diseñado, ignora completamente los costes fijos de las centrales, sean altos o bajos. Se trata de un mercado spot, que fija precios horarios, en el que todas las centrales – nuevas y viejas – pujan a precios cercanos a sus costes variables, y en el caso de las centrales renovables, en ausencia de poder de mercado- cercanos a cero. Los costes de la inversión son fijos – están ya hundidos -, no afectan a la fijación de precios. No por ofertar un precio más alto las centrales renovables –bajo los supuestos utilizados para el análisis en el artículo- van a recuperar más la inversión. Todo lo contrario: la central que elevara el precio por encima de sus costes variables, quedaría desplazada por otra que los elevara menos, y por tanto perdería, aún más, capacidad para recuperar costes. Cuando los costes marginales están por debajo de los costes medios, los mercados infra-retribuyen los costes. Es un problema clásico que surge siempre que los costes fijos tienen un peso importante.
      Por supuesto, como dices, las economías de aprendizaje justifican el que se apoye una cierta actividad que no tendría viabilidad en el mercado. Eso ha justificado el apoyo a las renovables hasta ahora, y sigue justificando el apoyo a ciertas renovables que todavía no han hecho el recorrido completo de sus curvas de aprendizaje. Pero no estamos en ese supuesto. Eólica y fotovoltaica son tecnologías maduras, altamente competitivas frente a térmicas y nucleares a las que desplazarán completamente a medida que vayan colonizando la generación de electricidad. Como explico en el artículo, si no se cambia el modelo de mercado en uno nuevo que atienda a las características de este sector –el eléctrico- tan singular, la retribución de las centrales renovables irá cayendo por debajo de sus costes medios y esa expectativa, paralizará el proceso de inversiones abocando al fracaso la Transición Energética.

  2. Eximius el noviembre 15, 2018 a las 5:51 am

    Excelente razonamiento economicista, que sin embargo obvia el intangible “inseguridad jurídica”, crítico para los inversores.

  3. Economistas Frente a la Crisis el noviembre 15, 2018 a las 10:27 am

    No obvia el problema de la inseguridad jurídica. Todo lo contrario. Está en el centro de la propuesta. Los contratos que firmaría el regulador con las empresas cuyas ofertas fueran las ganadoras de la subastas, serían contratos del generador con el Sistema, no podrían ser modificados. Contratos expresa y completamente blindados. Precisamente, la seguridad jurídica, que es esencial para que la certidumbre disminuya primas de riesgo que encarecen innecesariamente la electricidad, es uno de los objetivos buscados con el cambio regulatorio que se propone.
    Tambien es necesario precisar que no es un articulo “economicista”. Es un artículo de economía, cuestión que dista mucho del “economicismo”

  4. Jose Manuel el noviembre 16, 2018 a las 12:35 pm

    ¿No quedaría afectada la caída del precio de la energía (especialmente la generada por la fotovoltaica) por los PPA que se están firmando para muchas de las futuras plantas y que fijan el precio de la energía a 15 años?

  5. […] costs. Her presentation may be downloaded here (Spanish). Also, her article on this topic, “También es Economía cuando hablamos de renovables“, may be consulted here. Entrada de prueba […]

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