El acontecimiento de los 11.498,85 €/MWh, explicado al detalle y sin medias verdades

El pasado 7 de mayo se vivió una situación completamente anómala en el Mercado de Electricidad, en el periodo 21 (la hora que transcurre desde las 20h hasta las 21h, en la previa del partido de fútbol celebrado entre el Liverpool y el Barcelona): El establecimiento de un precio de 11.498,85 €/MWh por la utilización de regulación secundaria a subir para equilibrar la generación y demanda en tiempo real y, por consiguiente y al contemplarlo junto al precio del resto de mecanismos encaminados a lograr ese equilibrio, una penalización económica a cada agente que se haya desviado en su programa (previsión comprometida en el Mercado de Electricidad) frente a su producción o consumo real en el sentido contrario al sistema (es decir, que hayan comprado de menos en el caso de la demanda y que hayan vendido de más en el caso de la producción) de 1.242,73 €/MWh.

Teniendo en cuenta que el precio máximo establecido (valor límite que merecería también su respectivo análisis) para los mercados gestionados por el Operador del Mercado (OMIE), coloquialmente conocido como Pool, es de 180,3 €/MWh para Iberia (España y Portugal), o que el Término de Energía de una factura a un consumidor doméstico puede ser, a día de hoy, del entorno de 130 €/MWh de media (considerando todos los conceptos incluidos en el término variable y ajenos al Pool, como los peajes, pagos por capacidad, etc. salvo los impuestos), no hay lugar a dudas de que la cifra, a todas luces, es disparatada.

Servicios de ajuste

Como punto de partida, conviene diferenciar los servicios de ajuste y sus mercados asociados con el Pool eléctrico. El Pool es un mercado puramente económico y marginalista, donde se produce el encuentro de los generadores que estén dispuestos a vender a un precio más económico y los consumidores que estén dispuestos a comprar a mayor precio. Los mercados asociados con los servicios de ajuste, gestionados por el Operador del Sistema (REE) son, a su vez, económicos y mayoritariamente técnicos, donde lo que se busca es garantizar la continuidad del suministro de energía con la calidad adecuada, es decir, que no se produzcan interrupciones y que la electricidad llegue a los consumidores con los niveles de tensión y frecuencia apropiados para su utilización. Si lo anterior puede realizarse con el mínimo coste, mucho mejor, pero no es, ni mucho menos, la prioridad principal de estos mecanismos.

Los servicios de ajuste que dependen de mecanismos de mercado son:

• Resolución de Restricciones Técnicas tras el PBF (después de la casación de la sesión diaria del Pool): Que consiste en hacer viable el flujo de energía transaccionado en el mercado gestionado por OMIE, impidiendo la aparición de restricciones técnicas locales y zonales y estableciendo las limitaciones para evitar que puedan aparecer tras posteriores sesiones de los mercados. Se celebra antes de las 16h del día anterior al de entrega de energía. A priori, y según la información pública y disponible del 7 de mayo, no hubo ninguna anomalía relacionada con este mercado.
• Reserva de Potencia Adicional a Subir: Como indica su propio nombre, la asignación de un compromiso de reserva de potencia extra, proporcionada por centrales térmicas (básicamente ciclos combinados de gas natural), que pudiera ser requerida para cubrir la demanda. Celebrado antes de las 17h del día anterior al de entrega de energía. En el día 7 de mayo hubo un requerimiento y posterior asignación durante tres periodos horarios correspondientes al amanecer, distanciados de las horas problemáticas del final del día.
• Asignación de reserva de regulación secundaria: La asignación de una banda de potencia tanto a subir (aumentar producción o reducir consumo de bombeo), como a bajar (lo contrario), proporcionada por zonas de regulación integradas por unidades de producción y consumo de bombeo habilitadas para la proporción de esta potencia (y posterior energía), con un tiempo de reacción extremadamente breve, habitualmente ciclos combinados de gas y gran hidráulica de embalse, para ser utilizada en caso de necesidad con el fin de equilibrar la generación a la demanda real de los consumidores en todo momento. Antes de las 18h del día anterior al de entrega de energía. En la hora 21 del 7 de mayo, la asignación de banda secundaria a subir y a bajar fue, respectivamente, de 597 MW y 498 MW.
• Presentación de ofertas de regulación terciaria: Antes de las 23h del día anterior al de entrega de energía, las centrales de generación y consumo de bombeo habilitadas para el mismo (la habilitación es potestativa, es decir, sólo se habilita quien quiere participar en este mercado), con un tiempo de respuesta de 15 minutos, están obligadas a presentar una oferta por la energía disponible que pueden ofrecer, tanto a subir como a bajar, para cada una de las horas del día siguiente. Dado que hay varios mercados, como por ejemplo los intradiarios (subastas y continuo), donde las unidades habilitadas para este mecanismo pueden modificar su programa de producción y consumo de bombeo, en todo momento se deben ir actualizando las ofertas, que serán utilizadas, en su caso, si la regulación secundaria utilizada en tiempo real descendiera por debajo de los niveles de seguridad deseables, para regenerar la reserva de regulación secundaria. Para la hora 21 del 7 de mayo, la energía terciaria empleada a subir fue de casi 2.600 MWh, casi un 10% de la demanda nacional.

Servicios de ajuste próximos al tiempo real

Además de los mecanismos anteriores, cuya asignación u oferta inicial se realiza antes del propio día de entrega de energía, REE dispone de otros mercados, muy cercanos al, o incluso en el propio, tiempo real. Antes de profundizar en los mismos, conviene señalar que algunos de ellos sólo pueden ser convocados si el desvío previsto por la propia REE supera unos umbrales. Es decir, si REE, quien dispone de sus propias previsiones de consumo nacional (que contrapone con la energía prevista programada por todos los agentes compradores, como comercializadoras o consumidores directos) y producción renovable (contrapuesta con la energía programada por los representantes o productores de energía renovable), considera que existe un desvío neto determinado a subir o a bajar, podrá o deberá convocar unos y/u otros mecanismos.

Según los datos públicos a los que hemos tenido acceso, para el periodo 21 del 7 de mayo de 2019:

• La demanda real (con los datos medidos a día de hoy) fue de 30.630 MWh, muy superior al mismo dato para esa hora de días anteriores.
• La demanda programada (es decir, la demanda prevista por comercializadoras reguladas y en libre mercado y consumidores directos) fue, al final de la última ronda del mercado intradiario continuo hasta la cuál se podían realizar transacciones de compraventa, ligeramente inferior a 29.600 MWh.
• En cuanto a la tecnología renovable, tanto por la hora del día en la que nos encontrábamos como por potencia instalada, la producción eólica era la referencia. El valor real (con los datos medios a día de hoy) fue de 8.220 MWh.
• La eólica programada (por los productores de energía eólica y sus representantes) fue, al final del último intradiario, superior a 9.500 MWh.

Los datos previstos por REE no eran muy diferentes de los valores programados, pese a que la demanda real en las dos horas previas (desde las 18h hasta las 20h) estaba siendo considerablemente elevada. Aproximadamente REE sólo veía 700 MWh de desvío neto a subir, para equilibrar la generación y consumo, frente a los más de 2.200 MWh que existieron por demanda y eólica. Esto, como veremos a continuación, no es trivial.

Los mercados de ajuste cercanos al tiempo real se componen de:

• Servicio de Interrumpibilidad: La desconexión de demanda de los proveedores del servicio (consumidores electrointensivos que resultaron adjudicatarios en la última subasta celebrada). Para que se asigne por criterios económicos, el desvío previsto tiene que superar un umbral.
• Gestión de Desvíos: Si REE estima un desvío apreciable en un sentido u otro, convoca este mercado para que las centrales de producción y consumo de bombeo habilitadas para el mismo introduzcan sus ofertas para suplir la diferencia prevista. Esto se realiza la hora anterior a la de entrega de energía y para el periodo 21 del día 7 se asignaron, precisamente, 700 MWh a subir. Como dato destacable, en el periodo 22 sí que se asignaron 2.200 MWh a subir.
• Servicios transfronterizos de balance: Para cubrir el desvío previsto, REE acepta energía de los operadores de otros sistemas, siempre que ésta existiera, hubiera capacidad de intercambio disponible en la interconexión correspondiente en el sentido deseado, y fuera más económica que la nacional. Se asignan, también, la hora anterior a la entrega de energía y para la hora que nos ocupa, en la cuál la capacidad con Francia estaba saturada en el sentido de Francia hacia España, aparentemente no existieron.
• Regulación Secundaria: Para la hora 21 del día 7 finalmente se utilizaron 371 MWh de energía secundaria a subir, dado que se fue reemplazando rápidamente por energía de regulación terciaria.
• Regulación Terciaria: La energía de regulación terciaria a subir empleada fue de 2.558 MWh, utilizada para regenerar la banda de regulación secundaria que se iba agotando en tiempo real durante la propia hora 21. Una cifra excepcionalmente elevada.
• Restricciones en Tiempo Real: Por ejemplo, utilizadas para resolver situaciones excepcionales de congestión que se pudieran producir en tiempo real. De escasa trascendencia económica con carácter tanto general como para el propio día 7 de mayo.

Los problemas señalados (de mayor consumo frente al programado y previsto y menor producción eólica frente a la programada y prevista) que implicaban unas elevadas necesidades de energía a subir para equilibrar el consumo real de energía con la generación necesaria para abastecerla, en las condiciones de seguridad y calidad necesarias, se vieron acrecentados por el disparo intempestivo de un ciclo combinado de gas natural, introduciendo un desvío extra de 700 MWh en el mismo sentido (a subir) y por una moderada reserva de potencia adicional a subir proporcionada por los ciclos combinados, muchos de los cuáles se encontraban a potencia máxima (sin capacidad de generar más) o por debajo de su mínimo técnico (valor de potencia a partir del cual pueden dar una rápida respuesta en un aumento de producción), que no fue ampliada a través del mecanismo de reserva de potencia adicional a subir creado al efecto, el cuál podría haber sido convocado por las diferencias descritas de demanda y producción renovable.

Así mismo, los problemas en las previsiones de demanda y generación eólica provocaron que no se pudieran utilizar (o no con la cantidad debida) mecanismos de ajuste de respuesta más lenta, como la interrumpibilidad o la gestión de desvíos, llevando el grueso de energía de ajuste a los mecanismos de respuesta rápida, es decir, regulación secundaria y terciaria, con menor número de ofertantes. En los mercados de gestión de desvíos y regulación terciaria, REE ordena las ofertas de menor a mayor coste y adjudica energía hasta cubrir la necesidad, abonando a los proveedores del servicio ofertantes el precio de aquella oferta que fue asignada en último lugar.

A su vez, en el mercado de regulación secundaria, REE abona la energía al precio marginal de la energía de regulación terciaria que hubiera sido necesario asignar a subir, hipotéticamente, para sustituir a la energía de regulación secundaria utilizada. El precio marginal de los casi 2.600 MWh de regulación terciaria utilizados fue de 153,30 €/MWh, un valor ya de por sí excepcionalmente alto para este mecanismo, pero el de los 371 MWh extra que marcarían el precio de la regulación secundaria fue de 9.999 €/MWh, el valor límite de precio que permite el fichero de envío de oferta a REE.

Si el valor final de energía secundaria utilizada fue de 11.498,85 €/MWh se debe a que REE se vio incluso obligada, por la situación de emergencia acaecida, a aplicar el mecanismo especial de resolución de regulación secundaria, con un coeficiente de mayoración reconocido de 1,15 sobre los 9.999 €/MWh previamente señalados.

Implicaciones para los consumidores

Sin perjuicio de todo lo señalado, la influencia para el consumidor final ha sido escasa. El disparatado precio registrado sólo debe ser sufragado por aquellos agentes que hayan tenido un desvío contrario al sistema, léase los productores (fundamentalmente de energía eólica) que produjeron menos energía que la que vendieron, los comercializadores o consumidores directos que consumieron más energía que la que compraron y, especialmente, ese ciclo combinado que sufrió de un disparo intempestivo y no produjo ni un solo MWh de los 700 que había vendido en mercado.

Sin embargo, algunos consumidores industriales, con precios variables indexados al Pool que puedan tener alguna prima por desvíos sí que serían igualmente penalizados y, en mayor o menor medida, los consumidores en general se verán ligeramente perjudicados con posterioridad, tanto en precio regulado (PVPC), que recoge un sobrecoste por desvíos establecido según histórico previo, como en mercado libre, donde las comercializadoras podrían verse obligadas a aumentar su prima o margen comercial por el mayor coste unitario de los desvíos. En todo caso, este efecto debería ser prácticamente despreciable sobre el precio final del término de energía facturado por nuestro comercializador.

Precauciones y riesgos a futuro

Aunque lo contado cumple con todos los axiomas de la Ley de Murphy y su implicación sobre el consumidor final es escasa, no debe dejar de ser analizado desde un punto de vista crítico y constructivo.

El regulador debe revisar, también, qué lleva a productores o representantes a introducir ofertas con precios tan desproporcionados en los mercados de ajuste, muy superiores a su coste marginal. REE utilizará las ofertas disponibles para resolver las situaciones críticas que pudieran perjudicar la fiabilidad y calidad del suministro, sin importar su precio. Pese a que los agentes cuyas ofertas desproporcionadas, puedan alegar su intención de no ser adjudicados, en caso de necesidad del sistema lo serían habiéndose introducido su oferta a, por ejemplo, 200 €/MWh o a los 9.999 €/MWh registrados y teniendo en cuenta que la obligatoriedad de ofertar a ciertos servicios de ajuste se circunscribe a la energía disponible, siendo algunos de los mercados potestativos para los agentes habilitados.

Los servicios de ajuste y balance se encuentran, ahora mismo, en una profunda revisión, tanto por parte de la CNMC, como de la propia Unión Europea a través de una directriz que permitirá intercambiar energía transfronteriza de balance, gestión de desvíos y regulación secundaria y terciaria entre países. Lamentablemente, hay algunas propuestas establecidas que quizá merecería la pena replantearse:

• La eliminación del mecanismo de Reserva de Potencia Adicional a Subir, según la nueva propuesta de apertura del Mercado Intradiario Continuo a las 15h del día anterior al de entrega de energía, frente a las 22h actuales, como medida para acortar los procesos de ajuste y reserva de banda y potencia posteriores a la sesión diaria del Pool. Este mercado habría ayudado notablemente a que la situación sucedida no se produjera y será cada vez más necesario con la mayor penetración de generación intermitente, que clasificará prácticamente la generación con ciclos combinados de gas como totalmente de respaldo y permitirá a los agentes propietarios de esas centrales, cuya retribución a la disponibilidad se ha eliminado, recibir un incentivo que les permita estar disponibles para proporcionar la energía necesaria a subir que requiera el sistema en todo momento.
• Lo recogido en la Orden TEC/406/2019, de 5 de abril, por la que se establecen orientaciones de política energética a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que en su apartado Tercero recoge: “La metodología de retribución del Operador del Sistema Eléctrico debería incorporar incentivos para la reducción de costes de los servicios de ajuste y especialmente de las restricciones técnicas, al objeto de garantizar la gestión óptima de los recursos nacionales y el suministro eléctrico al mínimo coste”.

Según nuestra propia percepción, siempre nos ha parecido de aplaudir la labor diaria que realiza REE como Operador del Sistema y que en ningún momento “juega” con la seguridad del suministro. Indexar su retribución al ahorro en costes en los mecanismos de ajuste no parece el camino adecuado de recorrer durante la transición energética que vamos a vivir y podría ser muy peligroso para el conjunto de los consumidores de electricidad. Desde Neuro Energía consideramos que la gestión óptima de los recursos y la máxima del mínimo coste debe ser lograda garantizando la competencia efectiva en los mercados, la independencia, claridad de criterios y justificación en relación con las decisiones tomadas para garantizar el suministro de energía eléctrica y la imposición de sanciones disuasorias ante determinadas malas prácticas. Lo sucedido es tan sólo importante si nos sirve para mejorar la estructura y reglamentación del mercado de electricidad.

Javier Colón es socio cofundador de la consultora Neuro Energía.