Carmen Becerril (OMIE): "En España se trabaja muy poco con los mercados a plazo, falta cultura en los gestores energéticos"

El mercado mayorista de la electricidad español, pero también del resto de países europeos, está experimentando sus propios cambios en ese proceso de transición energética que se ha iniciado en toda Europa. El paquete legislativo recién aprobado, Clean Energy For All Europeans, incorpora una reforma del mercado eléctrico, un aumento significativo de las renovables en los mix eléctricos de los países europeos y convertir a los consumidores en agentes activos y centrales en los mercados de la energía del futuro.

Mientras se van produciendo todos estos cambios, los combustibles fósiles, especialmente el carbón pero también el gas, están fijando los precios en la mayoría de las horas del mercado marginalista pero no solo, la subida de los precios de los derechos de emisión de CO2, que se han multiplicado por tres en el último año, está encareciendo aún más el precio final.

El Periódico de la Energía ha hablado con Carmen Becerril, presidenta desde septiembre pasado del operador del mercado ibérico de la energía OMEL, el encargado de gestionar las ofertas de compras y ventas diarias y de establecer el precio de casación.

El precio de la electricidad en 2018 es el más caro de los últimos diez años, el coste medio en el mercado mayorista ha sido un 9,26% más elevado que en 2017, y en 2019 parece que va a continuar esta escalada. ¿A qué se debe?

En realidad no se espera que sigan subiendo los precios, como mucho se estabilizarán o bajarán ligeramente, si miramos sobre todo las cotizaciones de los futuros que ahora mismo están sobre la mesa. De todos modos, en 2018 pese a que ha habido una aportación de la hidráulica importante, al final los precios han estado muy marcados no solo en España sino en el resto de Europa, por los precios de los combustibles y del CO2. Este último, ha subido un 168,5% respecto a 2017, muy alejado de lo que ha subido el carbón, hasta un 10,5%, o el Tcf de gas, con un 32,1% de incremento. Por eso, si observamos cómo han evolucionado los precios en Europa, en todos los países se observan subidas muy importantes.

El mercado ibérico (España y Portugal) se ha movido en el entorno del 9,5 y 9,7%, pero Francia está con un incremento del 11,6%. y Alemania más aún, un 28,7% respecto al año anterior. Por lo tanto, la conclusión más evidente es que todos los precios se han movido en consonancia con los precios de las materias primas. Y ésa ha sido la clave que explica esta evolución.

Pero ahora los precios de las materias primas están bastante estabilizados. En todo caso tenemos que ver cómo se va a comportar el CO2. El cierre del viernes pasado marcó los 23,76 euros la tonelada de CO2. Es muy determinante en tanto que el carbón y el gas se convierten en las tecnologías que muchas veces marcan precios y por tanto, marcan marginales. En todo caso, desde OMIE se hace el seguimiento de cuál es el acoplamiento entre los mercados francés y español en tanto que es nuestra salida natural a Europa. Y más o menos este año igual que el anterior, el acoplamiento con Francia ha estado en un 27,5%. Quiere decir que un 27,5% de las horas la diferencia de precios ha sido inferior a un euro. En el año 2017, fue un 27%, o sea que ha subido ligeramente, pero no ha sido significativo. Mantenemos una referencia similar. Sin embargo hay que fijarse en el mes a mes porque parte de las barreras que tenía el mercado ibérico respecto al francés era la fiscalidad y el hecho de que en el mes de junio cambiara la fiscalidad, ha promovido que en la segunda parte del año el nivel de acoplamiento haya aumentado bastante. Aún cuando estadísticamente todavía no es tan evidente mensualmente estamos ya en un acoplamiento del 35%.

¿Cree que es necesario aumentar las interconexiones para que España se integre en el mercado interior eléctrico de la UE?

Al final de lo que estamos hablando es que ahora mismo existe el soporte técnico y tecnológico para hacer realidad el mercado interior de la electricidad con Europa. De hecho, el 6 de junio empezó a negociar el mercado continuo en la Península Ibérica simultáneamente con un grupo de países, y el 27 de noviembre ya se entró en un modelo de negociación todavía más importante, porque después de cada una de las subastas se pueden negociar todas las horas hasta la subasta del día siguiente. Es decir, puedes negociar desde las 10 de la noche hasta las 12 de la mañana del día siguiente sin ninguna limitación.

Eso es una negociación europea, de hecho la casación de ese mercado continuo lo hace Deutsche Börse y lo hace para todos los mercados de Europa. Y este mercado funciona viendo la oferta y la demanda que hay en cada uno de los países y analizando cuál es la capacidad de interconexión que está disponible. España tiene una actuación en el mercado continuo sorprendentemente alta pero es verdad que dentro de las limitaciones como consecuencia de la interconexión que existe.

¿Y por qué la participación española es alta?

Llama la atención como agentes españoles y portugueses tienen mucha más actividad con la frontera francesa que con ajustes internos. La razón es que, al tener unas subastas ya muy establecidas, que además son históricas y que los agentes tienen bastante costumbre de utilizarlas, el volumen de energía del mercado continuo dentro del mercado ibérico es relativamente pequeño, por lo que las transacciones son mucho más importantes con la frontera francesa. Tanto de compra como de venta.

En términos generales, el balance que se puede hacer desde junio hasta diciembre es que hemos sido netamente exportadores, tanto españoles como portugueses, en el mercado continuo, lo que acerca la oferta y la demanda a tiempo real, porque puedes estar negociando incluso una hora antes. El mercado continuo es muy utilizado por agentes renovables, porque evidentemente con una hora de antelación tienes casi una certidumbre completa de lo que puedes ofertar. Eso ha llevado a que haya disminuido tanto los desvíos como la utilización de potencia terciaria, al poder ajustar sus posiciones y llevarlas a real.

¿En qué porcentaje debería aumentarse las interconexiones?

El mil veces acariciado mercado interior de la energía del que se empezó a hablar en los años 90 cuando se aprobaban las primeras directivas de liberalización del sector se ha querido aumentar las interconexiones. La base tecnológica existe, tenemos ordenadores capaces de gestionar millones de transacciones entre agentes de toda Europa, tenemos una base de acuerdo entre muchos países para poder hacerlo realidad, compartimos el algoritmo con el que se hace la casación diaria, compartimos Euphemia. En definitiva hay unas bases bastante bien establecidas que se ven completadas con la nueva Directiva y el Reglamento de electricidad, con lo cual el 'Winter Package' es un espaldarazo para intentar llegar a ese mercado interior de la electricidad, que busca que haya una cierta convergencia y de condiciones con los que agentes de todos los países europeos pueden llegar a actuar.

Tenemos la base regulatoria y la tecnológica pero necesitamos esa base de infraestructuras que nos falta con Francia. No nos falta con Portugal y de hecho el acoplamiento de precios es del 97%, mientras que con Francia es del 27,5% y que puede ser un poquito más alto este año en tanto se mantenga un modelo de fiscalidad que no altere el posicionamiento competitivo de los agentes ibéricos.

El porcentaje es difícil de decir. A priori los expertos que analizan y modelizan todas las hipótesis siguen hablando del 10% de capacidad de interconexión. Este es un número que nació en la Cumbre de Barcelona de 2002. Dieciséis años después seguimos acariciándolo como un objetivo a alcanzar. Entre tanto, se ha puesto en marcha una nueva interconexión y se está iniciando otra por el Golfo de Vizcaya con apoyo importante de la UE pero todavía nos quedamos bastante lejos de ese objetivo. No sé cuánto debería ser, pero por el momento vamos a intentar alcanzar ese 10% y así podemos constatar si es suficiente o es necesario ampliarlo.

El sector renovable teme al efecto caníbal en los precios que desincentivará las inversiones, ¿cuáles son las alternativas para evitarlo?

En este momento no tengo responsabilidades como regulador. Me supera intentar proponer las soluciones. Dicho esto, para el 2020 se espera que se vayan incorporar 8.000 nuevos MW renovables por lo tanto va a haber más potencia disponible. Sin embargo, es difícil pensar que con esa capacidad vaya a haber una depresión de los precios. Probablemente veremos un incremento de volatilidad. En momentos de mucho recurso eólico o de fuerte radiación solar, puede haber un amplio rango de precios. Pero si observamos lo que ocurre en el resto de Europa, la realidad es que el mercado ibérico tiene un rango de precios muy estrecho. Así que la entrada de renovables traerá esa volatilidad y será más evidente a medida que se incorpore más potencia.

La volatilidad ¿perjudica o beneficia?

La volatilidad en el fondo es la natural consecuencia del encaje entre la oferta y la demanda. Si aumenta la oferta y la demanda se mantiene plana, aumentan los precios y al contrario. Es una expresión acertada de lo que pasa. Si eso supone un desincentivo para los inversores, un primer requerimiento para que obtengan una mínima confianza, es publicar unas referencias de planificación lo más certeras posibles. Probablemente la presentación del Plan Nacional de Energía y Clima serán lo que más aporte en el análisis y en la toma de decisiones. Por otro lado, desde el punto de vista del promotor renovable saber cuál va a ser el modelo regulatorio por el que se inclina el regulador va a ser básico. ¿Va a haber subastas, va a haber relaciones bilateralizadas con otros agentes, etc.? Se necesita esa transparencia para que se puedan tomar decisiones con certidumbre. El gobierno ha manifestado su voluntad de convocar subastas y de que incluso éstas sean de energía en vez de ser de potencia. Dependiendo de cómo salgan esas subastas, se sabrá cuál es la perspectiva de retorno que puedan tener.

Y ¿considera necesario que se fije un precio suelo y/o techo en el mercado mayorista?

Como empresa encargada de la operación del mercado mayorista, creo que lo mejor es que no existan techos ni suelos, y que se deje evolucionar naturalmente a los mercados. Eso lleva a que las señales sean más volátiles pero más ciertas, porque no solamente es el interés del productor, sino también del consumidor. Si vemos el rango de dispersión de precios de mercados como el alemán, donde puede incluso haber precios negativos, o la dispersión de precios de cualquier otro mercado europeo, el ibérico es el más restringido en ese modelo. El rango de precios puede ser tremendamente amplio. En la medida en que haya mucho viento y mucho sol, bajará mucho el precio y cuando no lo haya subirá. Por eso, el concepto de los mercados a plazo, con el que los agentes no están tan familiarizados, debería tender a ser un mecanismo de cobertura cada vez más habitual en los portfolios tanto de la oferta como de la demanda.

La solar y la eólica se posicionan como las principales fuentes de energía renovable que participarán en el mix del futuro, pero son intermitentes. ¿En qué medida debería apostarse más por otras tecnologías como el almacenamiento?

A todos nos gusta la idea de cómo se avanza en el tema del almacenamiento. Hoy por hoy tiene todavía un desarrollo técnico pendiente bastante importante y lleva asociado una reducción de costes que verdaderamente sea competitivo a los efectos de reducir esa volatilidad como concepto. Mi impresión es que todavía nos queda tiempo para que eso esa una aportación para que estabilice esos procesos.

Hablamos de volatilidad, renovables con ciertas limitaciones, como atemperar los precios del mercado... Me llama la atención que en general en el mercado ibérico y en España en particular, se trabaja muy poco con los mercados a plazo, si lo comparamos con el mercado alemán o francés, donde hay muchos agentes cubriendo posiciones de futuro. En España parece que no acaba de entrar en la cultura de los gestores energéticos esa idea de que no sabes si ganas o pierdes, pero puedes analizar cuáles son tus retornos económicos haciendo una cobertura de precios a tres meses, a seis meses, a un año o a dos años.

¿A qué se debe?

Normalmente estos mercados son de perfil financiero, a los que parece que da un cierto vértigo asomarse. De hecho, los grandes agentes del mercado ibérico sí que utilizan un determinado tipo de cobertura incluso cuando no son los más necesitados para hacer este tipo de operaciones. Sin embargo, me dan la impresión de que para mucho de los agentes que entran en el mundo renovable, donde la dimensión es mucho más limitada, no existe esa familiarización o ese expertise que se necesite para hacer un enfoque en el cual la mejor manera de cubrirse la volatilidad lo mejor es entrar en el mercado de futuros e intentar hacer una cobertura siempre y cuando se encuentren en unos precios razonables y puedan ser de utilidad desde el punto de vista del retorno perseguido. El mercado a plazo, que durante estos años no ha tenido la misma visibilidad, a futuro tiene que ganar más espacio, y los agentes tienen que entrar en operaciones a plazo, con una filosofía que quizás el mundo energético no está acostumbrado.

Puedes llegar a hacer una operación en la cual asegures un porcentaje de tu electricidad, ya seas generador o consumidor, a un periodo más o menos largo, pero también puedes hacerlo a un periodo corto, asegurándote el mes que viene o el trimestre. En definitiva, son productos que pueden dar una mayor certidumbre sobre cuál va a ser el retorno económico y escapar así de esa volatilidad, que unas veces juega a favor y otras en contra. Y en un mercado en el que se habla tanto de esta volatilidad, una primera solución que se puede abordar son los mercados a plazo.

¿Es bueno el mercado marginalista o se debería tender a que los mercados no lo fueran? ¿aboga por el cambio?

Ahora mismo el modelo de mercado marginalista nace en la Ley de 1997, de un diseño de Gran Bretaña que en 2001 lo abandonó por un modelo bilateralizado. En 2008, los británicos, muy sofisticados a la hora de elaborar teorías, llegaron a la conclusión que había que volver al marginalismo porque era la única manera de tener una señal de precios que diera una mínima referencia común a todos.

Ahora mismo el mercado británico negocia alrededor el 55% de la energía en un mercado marginalista. En el caso de la península Ibérica, ese porcentaje sube hasta el 85% mientras que el otro 15% está fuera de mercado. Ese modelo que diseñaron en los 90, al final ha sido adoptado por todos los países europeos así como la mayor parte de los mercados que funcionan en EEUU, y los que van surgiendo nuevos también lo son.

En Europa por eso compartimos un algoritmo marginalista. Es como un pegamento que nos une. Todos hacemos el cálculo de precios de energía igual cada día. Además, la nueva normativa europea también establece el marginalismo como la fórmula esencial de fijación de precios a futuro. Eso no significa que se excluya cualquier otro mecanismo. Lo que quiere decir es que es la señal más fiable, cómo se comportan los agentes, cuál es la referencia de precios de las materias primas, en definitiva, es un mecanismo que puede convivir con otras formas de gestión de energía y de una manera bastante cómoda.

Pese a no cambiar el modelo marginalista, ¿cree necesaria una reforma del mercado eléctrico?

La realidad es que acaba de producirse esa reforma, se acaba de publicar el Reglamento de Diseño de Mercado Eléctrico que precisamente avanza dentro de este concepto, avanza en el intento de crear el mercado interior de la energía, de que se compartan criterios a la hora de determinar cómo se fijan los precios y además parte de este modelo de casación marginalista, dejando abierta la puerta a que puede haber otro tipo de transacción que puedan completarlo.

En esta nueva directiva también se han aprobado los nuevos mecanismos de capacidad, ¿en qué medida podrían distorsionar los precios en el pool?

Son un elemento pero no demasiado representativo. Estarán ahí y habrá que ver cómo se llegan a articular, también tendremos otras nuevas realidades paralelas como son la de los agregadores, la del juego de la demanda, la de los pequeños prosumidores... Hablamos de transacciones entre pequeños consumidores que vierten a la red lo que le pueda sobrar, mientras otros están comprando... Por eso me parece más necesario que nunca que haya una referencia de precios de mercado.

El pago por capacidad, tal y como está definido, no deja de ser una cantidad que obliga a la disponibilidad de determinadas centrales para poder atender cualquier demanda que pueda haber. Es un elemento más en la formación de precios y evidentemente pueden distorsionar los precios. Pero ¿no lo hace también una subasta de renovables? Es otro elemento que entra en la formación de precios para el consumidor final, y en el medio, estará el volumen mayoritario de energía que participa con un criterio marginalista. La ventaja que tiene el formato del nuevo reglamento es que hay distintos elementos para dar flexibilidad al mercado, es decir, está definido de tal manera que permite dar la flexibilidad que se necesite en cada momento. Me refiero en un contexto de renovables, de agregador, de prosumidor, que pretende optimizar su capacidad de producción... El gran reto era dibujar un marco en el cual fuera todo lo suficientemente abierto como para integrarlo, y es ahí donde está la ventaja de lo que se ha intentado plantear desde Europa para que sea una realidad.

En el mercado diario hasta ahora se intercambia energía para cada una de las horas del día, pero a partir de ahora, va a ser cada cuarto de hora, ¿qué consecuencias tiene?

El mercado continuo te está permitiendo negociar hasta una hora antes del real, y eso lleva a que los agentes vayan ajustando hasta el último momento, lo que beneficia al productor renovable. La tendencia es que no sea una hora sino que pueda haber negociaciones cuarto horarias. No ajusta solo a la oferta sino también a la demanda. Es decir que el consumidor también puede estar diciendo si deja de consumir, sigue, o toma otras decisiones. Es muy saludable porque si verdaderamente se puede poner en situación quince minutos antes, si se necesita parar un parque eólico o una fábrica porque ha tenido una incidencia, no hay desvíos, sencillamente se ajusta en el mercado. Cuanto más se acerque el mercado al tiempo real mucho mejor.

¿Afectará en el precio la incorporación de nuevos agentes en el mercado, como agregadores de la demanda, consumidores directos, comercializadoras eléctricas, etc.? ¿En qué medida?

De entrada que haya más agentes y estos sean más activos será mucho más positivo, porque al final la señal de oferta y demanda será mucho más ágil y más completa. Desde un punto de vista de impacto económico hoy por hoy no tenemos muy clara la dimensión que pueda llegar a adquirir esa función de estos nuevos elementos. Tampoco nos sirve como referencia lo que está ocurriendo en los mercados francés, alemán o italiano, estas figuras no son aún muy representativos, porque están empezando a desarrollarse.

Por lo tanto, vamos a ver qué recorrido va a tener. Lo que sí que es verdad es que normalmente la imagen que tenemos de la electricidad es la energía que va a la red de transporte y desde allí se distribuye hasta llegar al consumo, pero ahora vamos a ir a una realidad mucho más compleja donde se pueden producir volúmenes de energía cada vez más importantes de manera muy distribuida. Así que habrá que pensar cómo se gestionan esos flujos de energía, pues más allá de las inversiones que se van a necesitar en la actualización de las redes, también habrá que definir un marco regulatorio para gestionar esa energía de manera saludable y no dejarlo en una indefinición. La percepción que OMIE tiene es que, independientemente de que esa energía llegue o no al mercado mayorista de manera directa, la referencia de los precios del mercado debería ser la que pudiera ser utilizada entre los pequeños productores y consumidores, y en esa función que el agregador pueda tener que hacer de compra y de venta entre sus propios miembros.

¿Hasta qué punto va a condicionar los precios del Comercio de Derechos de Emisión de CO2 la subida de los precios de la luz?

Creo que va a condicionar los precios de todos los mercados europeos. Si ahora vemos las cotizaciones de los años 2021, 2o22 y 2023 hay un estrechamiento que se produce entre el mercado ibérico con el francés y el alemán, es decir que se van juntando. En el caso alemán, por el impacto que pueda tener sobre su producción de carbón, y en el caso Ibérico, porque se está estimando que haya una mejora de precios con los 8.000 MW que se van a incorporar y las expectativas de incorporaciones sucesivas a lo largo de esos años. Da la impresión de que los mercados están descontando que el precio del CO2 va a subir en los próximos años.