Los días de cambio de hora siempre han sido excepcionales. No es suficiente con que haya dos todos lo años, convirtiendo el último domingo de marzo en un día de 23 horas y el último domingo de octubre en un día de 25 horas. Su operación siempre es más compleja que la de cualquier día bisiesto, y eso que se produce cada 4 años.
Aunque los agentes, organismos y mercados deban preparar su sistema para los cambios de hora, siempre sucede algo. El criterio para las medidas de energía es distinto que para la programación en mercado, que a su vez es distinto según el país y la zona de precios, o para la capacidad de interconexión. Siempre ocurre algo, siempre hay algún problema o alguna anomalía que de encontrarnos en un día de 24 horas difícilmente existiría.
Recientemente, la Unión Europea elaboró una encuesta en la que preguntaba a los ciudadanos de la UE si eran partidarios de continuar con los cambios de hora o eliminarlos. El resultado fue abrumador a favor de eliminarlos y ni siquiera existe un consenso técnico sobre la idoneidad y el posible ahorro de energía que los cambios de hora conllevan. Adicionalmente, en el momento en el que nos encontramos, teniendo en cuenta que pasamos mucho más tiempo en nuestro hogar que antes, cabría plantearse si eliminarlos cuanto antes en favor del interés general. Aprovechemos también que uno de los hándicaps, que era la contratación de slots de vuelo, se ha visto completamente mermado por la pandemia en la que nos encontramos. Saquemos cosas buenas de esta situación tan terrible, por pequeñas que sean.
LA SITUACIÓN DEL MERCADO
El día 25 de octubre vimos una muy elevada aportación eólica al mix de producción ibérico. Esto provocó que los precios se hundieran, en algunas horas, hasta los 1,95 €/MWh. Un valor muy cercano al mínimo del mercado eléctrico gestionado por OMIE, fijado en los 0 €/MWh. En esas mismas horas, en casi toda Centroeuropa el precio de su mercado mayorista fue negativo.
En España no se registran precios iguales a 0 €/MWh desde el año 2014, donde no era una situación del todo anómala. Analizar el porqué no es el objetivo de este artículo, pero podría ser muy interesante en el momento en el que nos encontramos, habiendo desaparecido el peaje a la generación de 0,5 €/MWh en Enero de este año, con una mayor capacidad renovable y una demanda a la baja debido a las medidas de restricción pro el coronavirus. Dando por supuesto un aumento de la demanda una vez hayamos podido salir de la crisis en la que estamos inmersos, acompañado de un crecimiento seguramente superior de la aportación renovable, analizar situaciones de mercado como las vividas este año pueden ser muy clarificadoras de lo que podemos esperar en el futuro.
Sin embargo, aunque los precios en el mercado diario de OMIE en España lleven tiempo sin registrar el mínimo de los 0 €/MWh, cuando son lo suficientemente bajos debido a una alta aportación renovable, sí que registran ese precio mínimo en los subsiguientes mercados intradiarios, lo cual demuestra aún más la necesidad de investigar qué sucede en el mercado en estas ocasiones. Incluso, con una alta probabilidad, si en nuestros vecinos centroeuropeos la situación es similar, podremos ver precios negativos en el mercado intradiario continuo, donde podremos comprar la energía por debajo de 0 en España siempre que encontrásemos un vendedor dispuesto a venderla a ese precio. Es decir, nosotros, como compradores españoles sólo podríamos introducir ofertas limitadas, como mínimo, a 0 €/MWh, pero podríamos resultar casados a un precio inferior si algún vendedor francés o alemán oferta la venta de su energía por debajo y hubiera capacidad de intercambio disponible en las interconexiones en ese sentido de flujo (importación).
LOS SERVICIOS DE AJUSTE
Hasta ahora hemos hablado del mercado mayorista gestionado por OMIE, pero hay otros mercados gestionados por REE que son los de ajuste o servicios complementarios, y que sirven para garantizar la fiabilidad y calidad del suministro eléctrico. En la actualidad, los Operadores del Sistema en la UE, entre los cuáles está la propia REE, se encuentran inmersos en un proceso de adaptación de sus servicios de ajuste, para intentar acoplarlos entre sí. Es decir, que si cerca del tiempo real, una vez todos los mercados intradiarios gestionados por OMIE ya se han celebrado, necesitamos energía adicional para satisfacer la demanda, esta pueda provenir no sólo de centrales de generación españolas, sino de otros países siempre y cuando la capacidad en la interconexión disponible lo permita y estas ofertas puedan ser más competitivas que las que tengamos en nuestro país.
Ahora mismo, el único mercado de ajuste que tenemos acoplado es el anteriormente conocido como de Gestión de Desvíos Generación-Consumo, que ahora se denomina de Reservas de Sustitución (RR por sus siglas en inglés de Replacement Reserves). Este mercado, a diferencia del próximo mercado de ajuste más próximo al tiempo real, que sería el de Regulación Terciaria, tiene un carácter potestativo, donde los agentes habilitados introducen sus ofertas que pueden ir revisando a lo largo del día y que son utilizadas en función de las necesidades de cobertura de desvíos previstas. La última oferta que cubre el requerimiento establecido, marca el precio para todas las demás.
Los precios límites de las ofertas a subir y bajar, en el mecanismo RR, son de -99.999 €/MWh y 99.999 €/MWh respectivamente, mientras que los precios límites del mercado mayorista en España son, como ya hemos indicado, de 0 €/MWh en el límite inferior y 180,3 €/MWh en el límite superior (pocas veces se han superado los 100 €/MWh y ahora mismo sería virtualmente imposible alcanzar siquiera esos niveles). Es decir, los límites para ese servicio de ajuste superan en 550 veces los límites de OMIE. Estos límites son incluso 10 veces superiores a los del mercado de regulación terciaria, de oferta obligatoria y más exigente en cuanto a cumplimiento, al realizarse las asignaciones más cercanas al tiempo real.
Todo esto sin perjuicio de que la Directriz sobre Balance Eléctrico (Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017) indique, en su artículo 30, que la metodología destinada a determinar los precios de la energía de balance debe dar señales de precios correctas e incentivos a los participantes del mercado, teniendo en todo caso en cuenta el método de fijación de precios en los horizontes temporales diario e intradiario del mercado mayorista.
EL DÍA DE 25 HORAS: 25/10/2020
El pasado domingo, 25 de octubre del año 2020, el precio en la sesión diaria de OMIE para las horas 3-8 (desde las 02:00 de la madrugada con el horario antiguo hasta las 07:00 de la mañana con el nuevo horario) fue de 1,95 €/MWh y de la hora 9 (desde las 07:00 de la mañana a las 08:00 de la mañana con el nuevo horario de invierno) de 5 €/MWh. Prácticamente en la primera subasta intradiaria el precio de esas horas ya pasó a ser de 0 €/MWh, manteniéndose en ese nivel todas las subsiguientes subastas. En el caso de la hora 9, desde la segunda sesión intradiaria (que se celebra antes de las 18h del día anterior) a la quinta sesión intradiaria (celebrada antes de las 5h del propio domingo) establecieron el precio mínimo de 0 €/MWh. Había tanta oferta renovable a precio de 0 €/MWh que ni siquiera estos agentes pudieron casar toda la energía que tenían previsto producir ante posteriores actualizaciones al alza de su previsión de generación (el porqué, entonces, de que el precio de la sesión diaria no fuera de 0 €/MWh para esas horas lo mantendremos en el misterio).
A su vez, en el mercado intradiario continuo, donde se puede operar hasta las 6h para la hora 9 (es decir, hasta una hora antes de que se inicie), sí que se llegaron a alcanzar precios negativos de -20 €/MWh, pero no debido a ofertas de venta de agentes españoles por debajo de ese precio, sino a la oferta de agentes franceses, alemanes o de algún otro país de Europa, que sí que pueden introducir precios inferiores a 0 €/MWh en sus ofertas de venta al mercado intradiario continuo.
La sorpresa vino después, cuando los servicios de ajuste establecieron un precio para el desvío de -111 €/MWh para esa hora 9. Esto implica que un agente que no hubiera podido vender en mercado la energía que luego verdaderamente produjo su central de generación (recordemos que pese a registrarse precios de 0 €/MWh en el mercado intradiario de subastas y negativo en el mercado intradiario continuo, un vendedor que hubiera introducido su oferta respetando los límites del mercado español no habría podido comprometer toda su generación en los intradiarios), o un comercializador que hubiera adquirido más energía de la que demandaron sus consumidores, habría pagado por el desvío un sobrecoste de 116 €/MWh frente al precio del mercado diario (5 €/MWh en esa hora). Esta es la cifra más alta del desvío en ese sentido según los registros públicos de REE y, muy probablemente, de su historia.
La sorpresa todavía es mayor cuando analizamos qué servicio de ajuste fue el más costoso, resultando, precisamente, en las energías de balance RR, pese a ser un servicio con menores niveles de exigencia que los de regulación terciaria y secundaria, con mayor margen de maniobra respecto al tiempo real y de carácter potestativo y no obligatorio, que estableció un precio de -198,05 €/MWh. Es decir, en caso de que fuese una central de generación en España que hubiese programado energía de venta en las sesiones de mercado anteriores y que estableció el precio del mercado de Reservas de Sustitución, solicitó el pago de 198,05 €/MWh frente al precio del mercado diario de esa hora (5 €/MWh) para no producir energía. Una cifra que, a juicio del que escribe, parece excepcionalmente elevada habida cuenta de la alta generación renovable, con capacidad para ser limitada, que existía en ese momento. Ese valor supera, incluso, la prima que cobra un parque eólico instalado al calor del Real Decreto 661/2007.
Tenemos, por tanto, un mercado mayorista español que no permite a los agentes ofertar su compra o venta de energía fuera de los límites de 0 y 180,3 €/MWh, pero unos servicios de ajuste que se están acoplando con Europa que sí que permiten establecer precios hasta 550 veces superiores. Todo ello, todavía, sin permitir participar a la demanda en el balance de la energía y pudiendo provocar, en una situación completamente extrema (pero visto lo visto, factible), que el coste que pudiera tener no haber programado correctamente tan sólo 1 MWh en el mercado (la tercera parte del consumo anual de una vivienda media), que en muchos casos puede ni siquiera ser posible por la falta de liquidez de los intradiarios y los límites actuales del Pool, fuera de 100.000 €.
Ese precio negativo visto en los mercados de ajuste no sólo no favorece en ningún caso a los consumidores, ya que el pago por la energía en el mercado mayorista en ningún caso ha sido inferior a 0 €/MWh, sino que les perjudica al introducir todavía mucha más incertidumbre sobre los desvíos que abonan sus comercializadores.
Creo que situaciones como la que hemos vivido debe hacernos analizar, legislar y regular correctamente los mercados de la energía para enviar las señales de precio justas, equitativas y pertinentes a todos los participantes de los mismos (generadores y consumidores), así como a los transportistas y distribuidores que desarrollan y mantienen las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, especialmente en un escenario de estancamiento o reducción de la demanda y aumento de la aportación renovable, para que situaciones como la que ha sucedido no se vuelva a producir. Aprovechemos los momentos de crisis lo mejor que podamos para cimentar nuestro futuro cercano.
Javier Colón es gerente de la consultora Neuro Energía.
Dabama
31/10/2020