a
a
HomeLectures d'aquí i d'allàUns senyals de preus sense destinatari: Justifiquen mantenir el sistema de preu marginal?

Uns senyals de preus sense destinatari: Justifiquen mantenir el sistema de preu marginal?

I-Un preu d’electricitat que fa titulars dia sí, dia també

El preu de l’electricitat ha estat, durant el 2021, la única informació que ha rivalitzat pels titulars dels mitjans de comunicació amb l’omnipresent pandèmia.  Motius n’hi havia. El 2018, el preu mitjà anual fou de 64€/MWh. Va baixar, el 2019, a  53€/MWh, i arran la Covid-19, el 2020, es desplomà fins a 34€/MWh. En canvi, el 2021, la mitja anual, fins el 31 d’octubre, s’enfilà a 96€/MWh, amb un màxim diari de 235€/MWh. I, per acomiadar l’any, el desembre va registrar puntes de més de 300€/MWh, tot arribant a 484€/MWh el dia 23 en que la mitja diària fou de 386,67 €/MWh[i].

Atès que el fenomen ha estat, amb variacions d’intensitat, general a la Unió Europea, la Comissió va encarregar a la Agència de Cooperació dels Reguladors Europeus d’Energia (ACER), en la seva Comunicació de 13 d’octubre de 2021 , que avalués el beneficis i els inconvenients de l’actual disseny del mercat majorista d’electricitat.

El mercat majorista es basa en un sistema que ha passat a ser lloc comú en les converses. Ha seguit, així, les passes de la vacuna que ens han inoculat per protegir-nos del virus. És el sistema anomenat de preus marginals o de pagament per compensació (“pay-as clear”) en que tots el productors reben un mateix preu, el de l’oferta més alta que ha estat cassada a la subhasta, independentment del preu de l’oferta de cada un. 

II- L’ACER i l’avaluació del disseny del mercat majorista

La Comissió demanà a ACER una avaluació preliminar per mitjans de novembre, avaluació que ha estat publicada i que és l’objecte d’aquest comentari.  

A la Comunicació abans referida, la Comissió recorda que actualment les centrals nodrides amb gas son necessàries amb freqüència per satisfer la demanda d’electricitat[ii]  i que, en conseqüència, el preu d’aquest combustible repercuteix, negativament, en el cost de producció de l’electricitat. A continuació,  és rotunda a l’hora de subratllar les bondats del disseny de mercat del que demana una avaluació, quan diu: “ existeix un consens general en que el model marginal de fixació de preus és el més eficient pels mercats liberalitzats d’electricitat i el més escaient per a fomentar el comerç efectiu d’electricitat entre els Estats membres en el mercat Majorista. També està dissenyat a mesura per promoure la integració de les energies renovables, el que redueix els preus gràcies a les seves baixíssimes despeses d’explotació. 

Amb una formulació així, sembla que el mandat que rep ACER no és interrogar-se sobre el disseny de mercat, sinó sobre les mesures que, tot mantenint-lo, es poden adoptar per reduir la volatilitat de preus derivada de la del gas i, en les paraules de la Comissió, garantir una transició rendible vers un sistema energètic amb cero emissions netes.

A l’igual que la majoria de nosaltres que comentem si ens han posat AstraZeneca, Janssen, Moderan, Pfizer/BioNTech, o, aviat, la gironina Hipra, no som viròlegs i sovint ens manquen coneixements especialitzats per opinar sobre els seus avantatges i inconvenients, no tothom que llegeix “mercats liberalitzats” té de saber que significa no només mercats oberts a la competència, sinó amb una competència suficient. Soc conscient que sí ho saben els lectors habituals d’Smartgrid.cat. Però per si n’hi ha de nouvinguts, aclareixo que  l’afirmació de la Comissió, es pot llegir com que hi ha un consens general en que si manca competència suficient en els mercats, el disseny de preu marginal no és el més eficient. Això darrer, justifica un examen sobre el grau de competència en els diversos mercats d’electricitat; però, de moment, farem com si no calgués i estigués provat que, en aquests, la competència sí ho és de suficient.       

L’informe provisional d’ACER, que presentarà el definitiu a l’abril, sosté que el sistema de preu marginal dona unes senyals de preus que: 

a) promouen el comerç transfronterer d’energia mitjançant les interconnexions; 

b) incentiven la inversió en tecnologia infra-marginal (la que no utilitza gas, combustible que marca el preu més alt o marginal) ja que els hi permet recuperar no solament els seus costos operatius sinó també els d’inversió i, finalment, 

c) incentiva l’emergència de tecnologies i models de negoci que poden aplanar la volatilitat de demanda i oferta, mitjançant: la resposta de la demanda, l’emmagatzematge a gran o petita escala, les comunitats energètiques o una combinació dels anteriors mitjançant l’agregació. Tecnologies i models de negoci que, a manca de preus més alts, diu, podrien no emergir.  

III- De la teoria a la pràctica

Analitzo a continuació, succintament, aquestes tres asseveracions que, entenc, son discutibles en el cas d’Espanya.

  1. El comerç inter -fronterer 

Sembla indubtable que si hi ha l’oportunitat d’adquirir energia a preu inferior, fora el propi Estat, es farà.  Com assenyala ACER, això incrementa la competència, baixa el preus i la generació renovable guanya accés a un mercat major[iii]. Tot son avantatges. Però per tal de ser viable calen interconnexions que, en el cas espanyol, com el mateix informe reconeix, son molt limitades[iv]. De fet, només cobrim amb importacions el 4% del total de la demanda. Per fer-se una idea, la capacitat dels cables que uneixen França i Espanya, equival aproximadament al 3% de la demanda horària d’aquesta banda dels Pirineus.

Construir aquests ponts entre fronteres requereix l’acord dels Estats concernits i efectuar inversions que, al nostre país, correspon a l’operador del sistema i gestor de la xarxa de transport, Red Eléctrica de España S.A. (REE) que, a més, actua com a transportista únic. Però resulta que els ingressos de REE no venen fixats pel preu en el mercat majorista![v]  

En resum, l’alça del preu no genera un flux econòmic que es pugui aplicar a ampliar la interconnexió.  D’altra banda; però relacionat, els peatges o ingressos per REE l’any 2022, no només no pugen per permetre noves inversions sinó que baixen un 13,3%[vi].  

  • La inversió en tecnologia infra – marginal 

En aquest punt, és qüestió de donar una ullada als “números”. Les tecnologies renovables solar i eòlica, han ofert produir, a la subhasta celebrada al gener de 2021, a un preu que se situa en una forquilla entre 14,89€/MWh i gairebé 29 €/MWh[vii]. Cal remarcar que el 95% del preu de l’energia s’establí a llarg termini i que es tractava de plantes per construir, amb el que la seva oferta es va plantejar com la necessària per tal que tinguessin un pla de negoci viable[viii].  

Si ens fixem en hidràulica sense emmagatzemar (que va cobrir el 11,4% del total de la demanda) i la nuclear (que va proveir el 20,8% de la demanda) i que son les altres dues grans fons de generació infra-marginal[ix]no pot haver nous entrants. Tots els grans salts estan construïts i al PNIEC se ha descartat nova potencia nuclear i programat el seu cessament d’explotació entre 2027 y 2035 [x]Així les coses, és obvi que l’alt preu marginal no es traduirà en noves inversions en aquestes tecnologies.

Que canviar el model de manera que el preu es redueixi, s’hagi de traduir amb la retirada d’operadors, posant en risc la seguretat de subministrament, com apunta ACER al seu informe[xi], que lliga amb el “rendible” en negreta, dependria del preu resultant en relació amb els seus costos d’operació i d’inversió. En aquest punt, hi ha una divergència considerable entre les valoracions de costos de les empreses titulars de les plantes i altres fonts. Així, mentre hi ha qui sosté que els costos (incloent amortització pendent) de la hidràulica estan en 10€/MWh, i en 20€/MWh a la nuclear, les empreses sostenen que son força més elevats[xii], sembla que cal un exercici de transparència que li pertoca liderar al regulador (CNMC) mitjançant la comptabilitat regulatòria[xiii] .  

  • La inversió en tecnologies i models de negoci que habiliten la resposta de la demanda i l’emmagatzematge  

El fet que el disseny de mercat basat en el preu marginal sigui tecnològicament neutral, és a dir, que tracti tota l’electricitat igual, tant la generada per combustibles fòssils, com per renovables o la que provingui d’ofertes via reducció de la demanda, implica, diu ACER, que puguin sorgir models de negoci i tecnologies que aplanin la demanda. A manca de preus més alts, aquestes necessàries propostes per tal que tingui lloc la transició energètica, podrien no sorgir[xiv] . En aquest punt, a diferència dels altres dos, l’anàlisi d’ACER no requereix matisacions; però la concreció jurídica de la regulació que ha de permetre aquests nous models de negoci,  a Espanya és, si més no, encara insuficient. Per posar un exemple. Manca el marc normatiu que faci possible, tant la participació de l’emmagatzematge com a proveïdor de serveis de flexibilitat, com a les comunitats energètiques.  

En un recent estudi presentat per diversos professors de la Florence School of Regulation – Robert Schuman Centre, es subratlla que l’increment de preus es la senyal exacta que el mercat ha de transmetre quan apareix escassedat en ordre a atreure recursos addicionals,-p.e. resposta a la demanda i inversió addicional en generació (al·ludides abans) – dins del mercat[xv].  

Aquesta afirmació, que a nivell de principi no discuteixo, topa amb un problema en la seva aplicació, hores d’ara, a Espanya: la senyal no te destinataris (en el cas de les tecnologies hidràulica i nuclear) o, quan els té, hi ha una impossibilitat física (interconnexions) o normativa (resposta a la demanda, emmagatzematge) de treure’n conseqüències. Si bé això no invalida, per se, la conveniència de mantenir el sistema de preu marginal, obliga a una motivació addicional per justificar-la que, entenem, ACER haurà d’aportar al seu informe d’Abril 2022. 

Mentre, en un proper lliurament d’aquestes notes, comentaré la relació entre el sistema de preu marginal i la competència. 

Enric R. Bartlett Castellà, professor de Dret Públic, Esade Law School (Universitat Ramón Llull) enric.bartlett@esade.edu


[i] A la pàgina web de l’operador del Mercat, OMIE, es pot trobar tota la informació. Com a mostra https://www.omie.es/es/market-results/monthly/average-final-prices/prices-spanish-market?scope=monthly&year=2021&month=12  

[ii] A Espanya, el 2021, han aportat el 17,2%, front el 46,6% de renovables – aigua, biomassa, sol i vent- segons la informació provisional de  https://www.ree.es/es/sala-de-prensa/actualidad/nota-de-prensa/2021/12/la-eolica-se-convierte-en-la-principal-fuente-de-generacion-de-energia-electrica-en-espana-en-2021   

[iii] ACER p.10

[iv] Ibid p.5

[v] Títol III Llei del Sector Elèctric (LSE)- art. 14. 4 i Circular 5/2019, de 5 de desembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, pel que s’estableix la metodologia pel càlcul de la retribució de l’activitat de transport d’energia elèctrica  https://www.boe.es/eli/es/cir/2019/12/05/5

[vi] Passen d’una previsió de 1.630.899€ a 1.413.260€ https://www.cnmc.es/prensa/peajes-transporte-y-distribucion-electricidad-2022    

[vii] Resolución de 26 de enero de 2021, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se resuelve la primera subasta celebrada para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto en la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-A-2021-1251   con un precio medio ponderado de 24,75 €/MWh.

[viii] Art.18 del Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica. https://www.boe.es/eli/es/rd/2020/11/03/960/con

[ix] REE 2021

[x] https://www.boe.es/boe/dias/2021/03/31/pdfs/BOE-A-2021-5106.pdf

[xi] ACER p.12

[xii] En el cas de la nuclear, cal tenir en compte les taxes i impostos que les graven i, també, com cal comptabilitzar els costos del seu desmantellament i tractament de residus fins a 2100. Vegeu Colegio Oficial y Asociación de Ingenieros Industriales de Madrid,  Propuestas para la reforma del mercado Mayorista español Diciembre 2021

[xiii] Art. 20.4 LSE “Les empreses hauran de facilitar al Ministeri d’Indústria, Energia i Turisme i a la CNMC la informació que els hi sigui requerida de la seva comptabilitat separada per activitats i dins d’aquestes, en el seu cas, separada per tecnologia o instal·lacions concretes, així com de les operacions realitzades amb les empreses del seu mateix grup empresarial i altres parts vinculades”. 

[xiv] ACER p.11

[xv] FSR (2022) p.6

Written by

Professor de Dret Public a ESADE Business&Law Schools (Universitat Ramon Llull)

No comments

leave a comment

Aquest lloc utilitza Akismet per reduir els comentaris brossa. Apreneu com es processen les dades dels comentaris.