Pedro González, de UNESA, defiende en este artículo que el actual sistema de fijación de precios del mercado eléctrico es el más conveniente. Entre otras cosas, señala que con el sistema de precios regulados que imperaba entre 1988 y 1997 el precio medio fue de 50 €/MWh mientras que con la entrada en funcionamiento del mercado competitivo en 1998 el precio medio ha sido de 40 €/MWh.
Los episodios de precios del mercado eléctrico de esta semana pasada han acaparado una notable atención mediática, situándose cerca de los máximos históricos, de forma que incluso el Presidente del Gobierno ha tenido que dar explicaciones por esta situación.
[pullquote]»lo que de verdad se está cuestionando como debate de fondo es si el diseño de mercado y el mecanismo de formación de precios es el más adecuado para nuestro sistema eléctrico»[/pullquote]
Las razones de estos precios las encontramos en diversos factores que ahora analizaremos y que ya se han repetido a lo largo de la semana. Aunque lo que de verdad se está cuestionando como debate de fondo es si el diseño de mercado y el mecanismo de formación de precios es el más adecuado para nuestro sistema eléctrico.
En relación a los niveles precios que se han observado, lo primero que hay decir es que responden al equilibrio entre la oferta de producción y la demanda de consumo. El mecanismo que fija qué centrales deben funcionar sigue una lógica sencilla: asegurar que los recursos disponibles para producir son los más baratos en todo momento. Posteriormente, dependiendo de la demanda, se utilizan más o menos centrales para cubrir las necesidades de consumo.
A lo largo de este mes de enero estamos viendo que la demanda es superior a la del mismo periodo del año pasado. Concretamente, más de un 14%. Las razones de este incremento están principalmente relacionadas con factores meteorológicos, la ola de frío. El año pasado vivimos un mes de enero con suaves temperaturas que estuvieron entre 3 y 6 grados por encima de las del año anterior.
Pero, además, la ola de frío ha tenido un impacto especialmente prolongado en Europa, lo que ha hecho que la demanda se incremente notablemente, y es aquí donde encontramos otro factor explicativo relevante: la situación particular de Francia. Desde el mes de diciembre una parte importante del parque nuclear francés ha dejado de producir y en la actualidad todavía están sin operar unos 5 GW. Esto ha provocado que a través de la interconexión los flujos hayan cambiado.
[pullquote]»pasamos de importar unos 2.000 MW a exportar esa misma cantidad, lo que implica aumentar la producción en valores que alcanzan hasta los 5.000 MW. La capacidad es equivalente a unos 12 ciclos combinados de gas natural»[/pullquote]
A lo largo de gran parte de 2016 hemos importado electricidad de Francia, pero ahora mismo estamos exportando. El cambio es notable porque pasamos de importar unos 2.000 MW a exportar esa misma cantidad, lo que implica aumentar la producción en valores que alcanzan hasta los 5.000 MW. La capacidad es equivalente a unos 12 ciclos combinados de gas natural.
Por el lado de la oferta también encontramos factores relevantes que explican la composición del mix actual de tecnologías que están produciendo. La participación de la eólica ha caído considerablemente. El año pasado por estas mismas fechas esta tecnología cubría el 30% de la demanda, mientras que este año su participación cae hasta el 20%.
Las tecnologías renovables bajan el precio
Y lo mismo sucede con la hidráulica, cuya participación ha pasado del 17% al 9%
. A finales de diciembre las reservas de los embalses ya estaban por debajo del 40% y han continuado cayendo, por lo que la disponibilidad es escasa.
Así que esta caída en la producción se está cubriendo con otros recursos, en este caso las tecnologías convencionales que utilizan gas natural y carbón, cuya producción se ha doblado pasando de producir 3,5 TWh a 7 TWh, lo que supone el 35% de la demanda.
Todos sabemos que las tecnologías renovables tienen muchas e indiscutibles ventajas, una de ellas es que sus costes de operación son bajos. Por eso tiene todo el sentido que sean las primeras tecnologías que se utilizan para cubrir la demanda. Pero también tienen una importante limitación, no están siempre disponibles.
De ahí que sea necesario el uso de otros recursos, que aunque sean más caros de operar permiten suministrar electricidad en todo momento sin que haya cortes. Un hecho que suele producirse siempre que entramos en olas de frío – o calor – que se caracterizan por una baja disponibilidad de estos recursos renovables.
[pullquote]»Dado que la demanda cambia constantemente, el precio lo hace también, de ahí que tengamos diferentes precios a lo largo del día»[/pullquote]
Posteriormente el mercado fija el precio según la oferta de la última unidad que se selecciona para producir electricidad. El llamado sistema marginalista. Pero dado que la demanda cambia constantemente, el precio lo hace también, de ahí que tengamos diferentes precios a lo largo del día.
El resultado de precios de este mes puede verse en el siguiente gráfico, en el que además se comparan los precios de nuestro mercado con los precios del resto de mercados eléctricos europeos. 
Podemos observar que el precio de nuestro país sigue la misma pauta que el resto de mercados de nuestro entorno. Por lo que parece claro que es una situación que está afectando a todos los mercados y no es algo exclusivo de nuestro país. En cualquier caso los organismos reguladores están permanentemente supervisando el mercado para detectar cualquier comportamiento anómalo e investigarlo si es necesario.
Otra de las cuestiones relevantes que se ha discutido a lo largo de la semana ha sido el impacto que va a tener en los consumidores. Aquí de nuevo se ha generado confusión porque estos precios van a afectar directamente a los clientes que están expuestos a la volatilidad del mercado, que son los consumidores que están en el PVPC o Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor, unos 12 millones del total de 26 millones domésticos que hay en el país.
[pullquote]»Para el grupo de consumidores en el PVPC el impacto medio será de unos 9 euros en el recibo. Los 14 millones de consumidores restantes tienen un contrato con su comercializadora que, en general, tiene un precio fijo para todas las horas»[/pullquote]
Para el grupo de consumidores en el PVPC el impacto medio será de unos 9 euros en el recibo. Los 14 millones de consumidores restantes tienen un contrato con su comercializadora que, en general, tiene un precio fijo para todas las horas, ya cerrado, que por tanto permite consumir a ese precio sin que se trasladen las variaciones en los precios del mercado hora a hora.
Pero aquí conviene recordar una vez más que el elevado precio que tenemos en España, el quinto más alto para los consumidores domésticos, viene marcado por un recibo que incluye un 50% de impuestos y cargos destinados a pagar diversas políticas públicas que son ajenas al suministro eléctrico. Mientras que el peso del mercado de producción en el recibo está referido a un 33% del total.
El sistema de fijación de precios más conveniente
Pero volviendo al inicio del artículo, el debate se está centrando en si este es el sistema de fijación de precios más conveniente. Puede ser que en nuestro país hagamos las cosas mal y no sepamos. Algo que también pasaría en Portugal, con quien compartimos el mercado. Pero también lo estarían el resto de países de Europa occidental, hasta llegar a Finlandia, 23 en total.
El mecanismo actual de fijación de precios se lleva a cabo a la misma hora en todos los países, sigue las mismas reglas y el diseño es el mismo para determinar el precio eléctrico a través del sistema marginalista. También podrían estar equivocados, como lo estarían seguramente los últimos 50 premios Nobel de Economía si se les consulta sobre las teorías de fijación de precios. Pero parece difícil que tanta gente se ponga de acuerdo para ir en contra de los ciudadanos.
Cuando se introdujo el primer mercado eléctrico europeo que funcionaba en régimen de competencia y el precio lo fijaba la central marginal, en Inglaterra en 1990, la decisión respondió exclusivamente a un único propósito: que el consumidor se beneficiase de la competencia y, por tanto, pagase menos. Posteriormente este modelo se ha ido extendiendo por el resto de mercados europeos siguiendo la misma filosofía, abandonándose el sistema de precios regulados por tecnología que ahora se debate como alternativa.
[pullquote]»Bajo el sistema de precios regulados, el precio medio fue de 50 €/MWh. Desde la entrada en funcionamiento del mercado competitivo en 1998 hasta 2016 el precio medio ha sido de 40 €/MWh»[/pullquote]
El resultado es fácilmente contrastable en nuestro país: entre 1988 y 1997, bajo el sistema de precios regulados, el precio medio fue de 50 €/MWh. Desde la entrada en funcionamiento del mercado competitivo en 1998 hasta 2016 el precio medio ha sido de 40 €/MWh. Si a esto le añadimos que la inflación en nuestro país en este periodo acumula un incremento del 51,2% en los precios, el resultado ofrece pocas dudas.
Curiosamente, estos días también encontramos un incremento en los precios de otros bienes esenciales como son las verduras. Cualquier nutricionista así lo diría. Como consecuencia del frío en Europa hay desabastecimiento por la pérdida de cosechas, mientras que la producción en España aguanta y además exporta a estos países. El resultado es que el precio ha aumentado entre un 44% y un 132% en la última semana según el producto, sin que hayan variado sus costes de producción. Es decir, el precio responde a la realidad del mercado por la acción entre oferta y demanda y no se está cuestionando el sistema de fijación de precios, también de carácter marginalista.
Cualquier productor de verduras así lo entiende y así actúa. Y es que a lo mejor puede parecer un ejemplo un tanto absurdo, pero esto es lo que en realidad se está discutiendo con el mercado de la electricidad.
Pedro González
Director de Regulación y Asuntos Económicos de UNESA
Carlos Sánchez Criado
Publicista por la Universidad Complutense. Director comercial de publicaciones técnicas del sector de la energía durante doce años. Director de Energy News Events, S.L. desde 2012 difundiendo información en Energynews.es, movilidadelectrica.com e hidrogeno-verde.es. Y por supuesto, organizando eventos como VEM, la Feria del Vehículo Eléctrico de Madrid.
Mi punto de vista acerca de este interesante tema sobre la formación de precios del mercado eléctrico es el siguiente:
Para que funcione correctamente la formación de precios de un producto en el libre mercado mediante la ley de la oferta y la demanda, es necesario que tanto la oferta como la demanda tengan una curva flexible, es decir que a cambios significativos del precio, la cantidad ofertada y demandada cambien también significativamente.
En el mercado eléctrico, esto no ocurre con la demanda; la demanda es esencialmente rígida, grandes variaciones de precios apenas implican cambios en la energía demandada; esto deja al consumidor totalmente indefenso para reaccionar ante elevados precios de la corriente.
El consumidor doméstico y la mayoría de los industriales no modificarán a corto plazo su demanda si el precio subiera significativamente, como se ha podido comprobar recientemente.
Sería por otra parte razonable estudiar otro modelo, por poner un ejemplo, el “modelo de los tomates”. Supongamos que tenemos que adquirir 200 millones de kilos de tomates; en primer lugar iríamos a Murcia y compraríamos 150 millones de kilos a 20 c€ y el resto lo iríamos comprando a precios cada vez más elevados, de modo que el último kilo lo compraríamos, por ejemplo, en un invernadero holandés a 4 € y de este modo nos saldría un precio medio de 30 c€.
Pues bien con el actual modelo de formación de precios del mercado eléctrico, pagaríamos el mayor precio, es decir 4€ a todos los vendedores de tomates.
Parece que el “modelo de los tomates” es más justo y beneficioso para el consumidor y por el contrario, el modelo actual beneficia al ofertante (generador).