¿Qué significa el precio cero en el Mercado Eléctrico?

Durante las últimas semanas, la permanente reforma prometida de la regulación de la industria eléctrica, de cuyo próximo capítulo apenas conocemos la página 74 del Plan Nacional de Reformas y su más que probable materialización en nuevas cargas y recortes a distribuir entre contribuyentes, clientes y agentes del mercado, ha acaparado prácticamente el debate sectorial.
Sin embargo, la descripción de la situación que vivió el mercado de producción de electricidad durante la  Semana Santa y los primeros días de abril, con precios extremadamente bajos, ha logrado hacerse un hueco en algunas páginas. Esta situación, aunque limitada en el tiempo, dista mucho de ser una simple anécdota y creo que ofrece un caso de análisis adecuado para evaluar la robustez de nuestro modelo de regulación del mercado eléctrico.

Para los que estén menos familiarizados con el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad al contado, el “pool”, y con el permiso de lectores más rigurosos, podemos decir que se basa en una subasta diaria donde se establecen los precios y volúmenes de energía contratada para el día siguiente (aquí hay una descripción más detallada). Así para cada hora del día, los agentes del mercado envían sus ofertas de compra y venta de energía, que se agregan de forma ordenada en función del precio (creciente para las ofertas de venta, decreciente para las de compra), siendo el punto de corte de ambas curvas el que determina precio tal y como se observa en la siguiente figura. Adicionalmente, las ofertas permiten incorporar una serie de condiciones transversales (esto es, que se aplican sobre el resultado diario de la casación) de forma que, de no cumplirse, la oferta es retirada.

Pues bien, entre el día 18 de marzo y el 14 de abril, el precio del mercado fue cero (para ser exactos, inferior a 1 Euro/MWh) durante 324 horas. Esto puede observarse en el siguiente gráfico, que muestra la evolución del precio de mercado en dicho período. 

Pasemos ahora a analizar el significado del precio cero en el pool. En primer lugar, la explicación trivial. La oferta de venta de energía a precio cero superaba la oferta de compra total. Más aún, como podemos ver en la figura siguiente, correspondiente a la hora entre 8 y 9 de la mañana del Viernes santo, el volumen de energía ofertado a cero (casi 50 GW) excedía ampliamente la demanda total peninsular en el mercado (apenas 25 GW).

Casi de manera automática aparece la segunda pregunta. ¿Cómo es posible que toda la producción de energía que necesita la península ibérica (desde 2007 el precio en el Mercado Ibérico Peninsular es único para España y Portugal, salvo saturación de las interconexiones) en una hora se pueda vender a cero? La respuesta ya no es tan trivial. El motivo básico es que hay ciertas tecnologías que, en un momento dado, son insensibles al precio del mercado de contado. Es decir, que o bien no les resulta técnica factible o bien económicamente rentable dejar de producir durante una hora aunque el precio sea cero. El caso más evidente es la producción en Régimen Especial. Su producción, aunque ofertada en el mercado, se retribuye a un precio fijo. Sea cual sea el precio del mercado, su ingreso unitario no cambia, así que no existe motivo alguno para reducir su producción.
También es fácil entender que la producción hidráulica de un embalse en situación de vertido tiene un coste de oportunidad cero (o se turbina o se vierte por la compuerta). Si a esto se le une que existe una rigurosa normativa para la laminación de avenidas en las cuencas con embalses de regulación, la conclusión es que la central no sufre una pérdida económica relevante al producir a precio cero mientras que sí que asume un riesgo operativo al modificar horariamente la explotación de una central (la producción hidráulica está sometida a pagos concesionales y peajes de red que no dependen del valor económico de la producción). Cambiar los órganos de desagüe, pasando hora a hora de turbina a compuerta y viceversa implica incrementar el riesgo de fallo y de incumplimiento de la obligación de mantener los caudales de salida establecidos por las Confederaciones Hidrográficas.
Por último la producción nuclear. Como es sabido, la explotación de las centrales nucleares está sometida a la supervisión permanente del Consejo de Seguridad Nuclear y, entre otras obligaciones, debe notificar bajadas de carga superiores al 20%. Por tanto, aunque se produzca el correspondiente consumo de combustible y se incurra en costes de operación, la opción de parar (o modificar de forma relevante) el programa de producción a corto plazo no es una alternativa.
En conclusión, existen centrales que para periodos cortos de tiempo (muy distinta sería la situación si este escenario se prolongase en el tiempo) prefieren producir a precio cero bien porque reciben una retribución diferente (Régimen Especial) o bien por evitar incurrir en riesgo operativos.
Analizados los motivos por los que aparece el precio cero en el mercado, queda por último conocer su impacto en la economía del sector (objetivo principal de este blog). Lo primero que hay que aclarar es que precio cero en el mercado eléctrico no significa energía gratis. De hecho, como se verá, las consecuencias del precio bajo no son nada positivas para la gran parte de los consumidores.
Para empezar, el precio que paga un consumidor depende de su contrato. Hablando de cualquiera los millones de clientes acogidos a la TUR, el precio de la energía consumida en abril se fijó en una subasta celebrada el 20 de marzo, cuyo resultado fue un precio de 45,41  EUR/MWh para el segundo trimestre del año. Luego estos clientes no se han enterado (salvo que sean avezados lectores de este blog o de otros parecidos) de la caída del precio en Semana Santa. Desde luego por su factura, no.
Además, todo consumidor conectado a la red está obligado al pago de los peajes de acceso, el término destinado a cubrir los costes regulados del suministro eléctrico. Dentro de éstos se incluye el cargo necesario para completar el ingreso regulado de la producción en Régimen Especial, es decir, la diferencia entre su ingreso regulado y el ingreso obtenido en el mercado. Obviamente, a menor precio de mercado y dado que el ingreso regulado es fijo, se precisa una mayor compensación, lo que contribuye a ampliar el denominado “déficit” de tarifa, esa piedra que nuestro país lleva atada al cuello desde hace años y cuya carga se intentará redistribuir nuevamente en las próximas semanas.
En la tabla siguiente puede verse la evolución de la prima equivalente con que se complementa la producción en Régimen Especial a lo largo del primer trimestre del año.

Por otra parte, y para que la pesadilla del déficit sea completa, las nuevas figuras impositivas que ideó el Gobierno en la Ley de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, cuyo objetivo es obtener nuevas fuentes para su financiación, se aplican sobre el valor económico de la producción de energía eléctrica. Es decir, que aunque un cliente compre su energía a un comercializador a 50 EUR/MWh, cuando el precio de la producción en el mercado mayorista es cero la recaudación es nula, al igual que la esperada reducción del déficit. Y por último, también se reduce la recaudación por impuestos especiales (el llamado “céntimo verde”) ya que se aplican sobre la producción con carbón, fuel y gas, tecnologías prácticamente desaparecidas del despacho en este periodo.
Por último, la entrada masiva de producción renovable e hidráulica que originó este episodio acarrea también importantes consecuencias para la operación del sistema. La primera es la reducción del consumo con carbón nacional, que no puede ser despachado si no existe una tecnología emisora de CO2 a la que pueda sustituir. La segunda es el incremento de los recursos que Red Eléctrica debe asignar a través de los mercados de ajuste, ya que al no existir un precio que pague el coste de combustible de los grupos térmicos, no se dispone de su capacidad de respaldo ante variaciones de demanda o de la producción no gestionable
Como era de suponer el precio cero no significa ni que el coste de producción sea cero ni que el pago de los consumidores sea cero. Sólo, y no es poco, que por diversos motivos los costes asociados al cese de la producción superan el quebranto que acarrea mantener la central en funcionamiento.
Sin embargo la pregunta que no es fácil responder es qué ocurriría si estos episodios de precio cero se generalizasen y el precio de la energía realmente se desplomase. Según la teoría, en un mercado de energía, durante las horas de escasez el precio subiría lo suficiente como para retribuir los costes fijos de las instalaciones de producción, pero la práctica apunta hacia una intervención de las entidades reguladoras del mercado cuando se producen estos precios altos. Este tema ya fue tratado en mayor detalle en una entrada previa de este blog.
También cabe preguntarse si el mercado de contado, que no refleja el precio que pagan los consumidores de energía eléctrica, debe usarse como referencia para la liquidación de las primas de las energías renovables y si no sería mejor usar como referencia de precio, tanto para la compra de energía de los clientes como para la liquidación de las primas de las energías renovables, los mercados a plazo, con un diseño similar al de otros mercados europeos donde se puede comprar y vender energía física y donde el precio debe de reflejar un coste de oportunidad más real.
Estas cuestiones y otras similares deberán resolverse a la hora de definir el papel del mercado en la futura reforma.