El documento describe cómo las renovables han reducido sustancialmente el precio del mercado eléctrico en España debido a sus bajos costes variables. Explica que pequeñas cantidades de energía renovable con primas altas pueden generar ahorros para los consumidores al reducir el precio marginal. Sin embargo, el actual diseño del mercado no permite que los consumidores perciban plenamente estos beneficios. Se necesitan reformas para adaptar los mercados a la nueva realidad de bajos costes de las renovables.

1. 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

2. 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)

3. 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

4. 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

5. 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
Precio(€/MWh)
Energía (MWh)
Compra (Demanda) Venta (Generación) Venta + 600 MWh a precio cero
40.400 MWh
45 €/MWh
40,200 MWh
50 €/MWh
Abaratamiento:
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

6. 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

7. 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
Preciomediodelmercadoeléctrico(€/MWh)
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
7
De 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.

8. 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…

9. 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

10. 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

11. 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

12. 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

13. 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

14. ¿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?

15. ¿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

16. 16
Cuotas según producción en kWh durante 2013. Fuente: OMIE. PHF
Cuotas en generación
63% de producción concentrada en 5 grupos empresariales

17. 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

18. 18
Cuotas según ventas en kWh durante 2013. Fuente: REE. P48
Cuotas en comercialización
81% de ventas concentradas en los mismos 5 grupos empresariales

19. 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

20. 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 2014
Global Utilities, Autos & Chemicals
Will solar, batteries and electric cars re-shape the electricity system?

21. Costes actuales de las renovables
21UBS, agosto de 2014
Global 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?

22. 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 2014
Levelized cost of energy analysis
version 8.0

23. Costes actuales de las renovables
23
¿Solar y eólica
competitivas
hasta con el gas
de fracking en
EEUU?
Fuente: Lazard, septiembre de 2014
Levelized cost of energy analysis version 8.0
Ilustraciones: Alba del Campo @AlbadelCampo1

24. 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 2015
Solar Grid Parity in a low oil price era

25. Costes actuales de las renovables
25
Fuente: Deutsche Bank, febrero de 2015
Solar Grid Parity in a low oil price era

26. 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

27. 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)

28. 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”

29. ¿Pueden construirse renovables al pool?
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• 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

30. 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…?

31. ¿Pueden construirse renovables bajo el nuevo sistema?
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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

32. En no más de 140 caracteres
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Las renovables han ganado la
guerra del precio.
Los mercados, diseñados para
fósiles, deben adaptarse para que
los consumidores lo perciban.

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