El árbol que no deja ver el bosque

Hace unas semanas realicé una pequeña reflexión sobre la tendencia del precio del petróleo a medio plazo y apuntaba que esa tendencia se podía ver alterada puntualmente por situaciones coyunturales como por ejemplo la crisis de 2008. En estos momentos se está produciendo otra situación coyuntural derivada de las tensiones políticas en los países del norte de África y más concretamente lo que acontece en Libia (duodecimo productor del mundo y primero del arco mediterráneo).

También he apuntado en el pasado cuales deberían ser las tendencias en precio del coste de la energía en España en función de la maduración tecnológica y de las variaciones en el precio del combustible.

Vamos a tratar de combinar ambos aspectos a la luz de lo que está pasando.

La curva azul es el precio del barril de petróleo Brent en el mercado spot. La he comparado con el precio del litro de gasoil (línea roja) y el precio del litro de gasolina (linea amarilla). Se puede observar una correlación muy buena entre el precio del petróleo y los combustibles de automoción. Sin embargo tras la crisis de 2008 se observa que incluso siendo menores los precios del crudo en 2009-2010 frente a 2007-2008 el precio del combustible es mayor. Esto es debido a un incremento en los impuestos especiales que se sustentaban en la teoria de un escenario del petróleo a 50 €/barril. Ese escenario de crudo moderadamente barato dejaba teóricamente el camino libre a un incremento de la presión fiscal con mayores ingresos para el estado sin que la percepción en la calle fuese negativa. El único problema es que el escenario de los 50 €/barril, que tanto DoE como IEA identificaron como escenario optimista no se va a dar. La situación actual casa con lo que ambas agencias identificaron como "most likely" y que sin embargo fue descartado por la administración española.

Todos los datos provienen de MICYT (Ministerio de Industria, Comercio y Turismo), INE (Instituto Nacional de Estadística), IEA (International Energy Agency) y DoE (Department of Energy - USA).

Si uno mira el crecimiento ponderado del precio del barril de crudo desde 1998 es del 20,4% anual mientras que el precio del gasoil ha crecido a un 7,01% anual y la gasolina a un 5,77% anual. Esto quiere decir que de alguna manera se está amortiguando el impacto verdadero del precio de la energía sobre nuestra economía. Y no solo en la energía ya que el IPC anual promedio para el mismo periodo es del 2%. En otras palabras, de manera artificial se está absorbiendo un mayor coste de la energía y como bien sabemos las situaciones anómalas de este tipo tienden a explotar con virulencia (las llamadas burbujas).

Por eso cualquier política energética debería estar enfocada a reducir la exposición a la importación de materias primas fuertemente indexadas al petróleo (petróleo, gas natural o licuado, carbón, etc) porque los 6.000 m€ de primas a las renovables van a parecer baratos el día que se tenga que repercutir de manera real los costes de la dependencia energética en las no renovables. Entre tanto Argelia subira el coste del gas natural que nos suministra un 30%...

Escasez de los metales raros

A lo largo de los últimos meses se ha producido un cierto revuelo entre los analistas financieros de medio mundo tratando de entender como de críticos resultaban unos llamados metales raros o tierras raras para determinados sectores. Los consultores tecnológicos se veían desbordados por solicitudes orientadas a entender lo "raro".

Voy a remitirme al informe más sintético que he tenido ocasión de ver. Existen varias razones para ello:
- Analiza de manera simple la relación entre las tierras raras y el desarrollo del sector "cleantech". Lo analiza desde un punto de vista industrial, fabril, de la propiedad intelectual y bajo el prisma geopolítico sin entrar en detalles demasiado farragosos que hagan perder de vista el objeto del análisis
- Es un dinero público (del DoE de EEUU) gastado para sentar las bases de lo que debe ser las líneas de actuación a corto (acuerdo multilaterales, estrategias de aprovisionamiento, ...), medio (incentivos a la industria, políticas industriales, ...) o largo plazo (agendas de los programas de investigación, búsqueda de productos sustitutivos, ...). Ojalá otros, a ser posible en este país, se gastaran más el dinero en este tipo de cosas.
- Tiene voluntad global, no solo se enfoca a EEUU sino a las interrelaciones y el desarrollo del sector a nivel mundial.

El título del informe es Critical Materials Strategy y puede ser altamente instructivo y por ello lo recomiendo.

Solo destacaré algunas de las conclusiones:

La lectura de ambas gráficas es sencilla. La criticidad del suministro de los distintos elementos es tanto más elevada cuando más alejada de cero se ubican tanto en abscisas como en ordenadas.

Aunque se observa alguna evolución entre el corto y el medio plazo esta no se puede considerar significativa por lo que el desarrollo del las tecnologías limpias se enfrenta a una pequeña espada de Damocles a gestionar.

En lo que se refiere a la relación entre las tierras raras y las "cleantech" el siguiente gráfico es una buena síntesis.

La otra cosa significativa es que China es el proveedor más grande y significativo de estos materiales y por lo tanto la diversificación es baja en cuanto al origen del suministro.

Los proyectos más relevantes para paliar esta falta de diversificación brillan por su ausencia en Europa y en el gráfico que se muestra a continuación se pueden observar las regiones más activas

Por último quisiera resaltar de manera integra un párrafo que muestra la perspectiva de desarrollo del sector nuclear a nivel global, que viene a suscribir lo apuntado en otros artículos: la energía nuclear ni es barata ni se puede desplegar de manera rápida.

"Nuclear Power technologies incorporate some of the key materials considered in this Strategy and are often classified as a clean energy technology. However, the high capital costs and lengthy permitting requirements for new nuclear power plants make it unlikely that nuclear power’s share of key material usage will expand rapidly in the short to medium term."

Consumo vs Demanda

Aunque en posteriores artículos trataremos de profundizar en aspectos relativos a la gestión de los mercados de regulación y servicios complementarios, así como sobre el famoso CESUR creo que es bueno concluir una serie de puntos de todo lo que hemos visto:

- El mix eléctrico está desequilibrado y lo mismo se puede decir de la potencia total
- Los costes de generación son poco transparente si excluímos los del régimen especial
- El mercado eléctrico puede inducir a gestiones no correctas.

En general nos encontramos con un sector que está parcialmente liberalizado (algunos aspectos de la generación mientras que el transporte y distribución no) aparentemente diversificado aunque en realidad todos los agentes (excepto los pequeños productores fotovoltaicos) están agregados bajo múltiples formas jurídicas en torno a 5 ó 6 grandes empresas lo que de facto convierte al sector en un oligopolio. Esto es importante porque la razón de la liberalización de cualquier sector es la de acercar su comportamiento a un mercado perfecto que permita ajustar los precios.

Pero aparte de los mencionados desequilibrios de mercado, por la propia configuración física de los consumidores y de los generadores nos encontramos ante una tensión de gestión.

Solamente de cara a la reflexión de los lectores adjunto tres gráficas que fueron presentadas por D. Luis Atienza, presidente de REE, en unas jornadas en 2007 de la Universidad Internacional Menéndez Pelayo (UIMP).

Si la demanda de energía está relacionada con el desarrollo económico podemos entender que el mapa anterior también refleja donde se concentran los polos de desarrollo económico y por lo tanto podemos ver los desequilibrios entre regiones

La generación de energía, salvo que la generación distribuida y los modelos de "Net Metering" cambien la situación en los próximos años, responde a un modelo centralizado. Claramente uno puede intuir donde se concentran las térmicas del carbón, las grandes centrales hidráulicas y las centrales nucleares o de ciclo combinado. Y si combinamos los anteriores mapas vemos como el alejamiento entre los grandes centros de generación y los de consumo introduce fuertes requisitos tanto a la gestión como al transporte de la energía eléctrica

A medida que el crecimiento económico se recupere, crecerá la necesidad de consumo energético. Si somos realistas se seguirá realizando en polos muy concretos (Madrid, Barcelona, Valencia, ...) y por tanto los condicionantes e inversiones de la red de transporte serán cada vez mayores acercándose hasta límites insostenibles... salvo que aparezca de verdad una generación distribuida más cercana al punto de consumo lo que se suma a una necesidad de independencia energética del país.

Si uno reflexiona sobre esto, se puede llegar a la conclusión de que el sector eléctrico se enfrentará en breve a lo que está sufriendo el sector discográfico que se empeña en vender música en un formato que el consumidor ya no quiere comprar (canales de venta tradicionales, CD, marketing, etc) aun a pesar de que quiere forzar la pervivencia del modelo via canón, leyes y persecución judicial. Sin embargo los nuevos modelos de negocio musical (iTunes, Spotify, ...) muestran que el consumidor si que quiere pagar pero en otro formato del producto.

El modelo eléctrico actual fue concebido en el siglo XIX... ¿tiempo de cambio?

Casación del mercado diario

Vamos a tratar de explicar el funcionamiento del mercado diario. Para ello utilizaremos alguna información elaborada por los distintos agentes del mercado que han expuesto de manera pública en los últimos años.

He tomado una serie de gráficos de presentaciones realizadas por Unión Fenosa Generación en 2007 y por OMEL en 2010. Esta información se puede encontrar fácilmente en la web.

El anterior gráfico (Unión Fenosa Generación - El Mercado Mayorista de Energía Eléctrica - 14 de Mayo de 2007) muestra como se realiza el proceso de oferta de energía en un marco temporal. Hasta las 10 de la mañana del día D-1 se realizan las ofertas de producción para el dia D hora a hora.

Las ofertas de todos los productores se combinan para realizar la oferta de venta para cada hora H. Dicha curva de oferta se ordena de menor coste a mayor obteniendo en abscisas el precio al que se oferta la energía y en ordenadas de manera agregada la energía ofertada.

La primera cosa interesante que se puede observar es que se oferta energía a precio cero. No es que realmente se quiera vender esa energía a precio cero, sino que se quiere que sea cual sea el precio finalmente casado esa energía con toda seguridad se adquiera. ¿Qué energías siguen esta política?. Tradicionalmente la nuclear porque no se puede permitir que en algunas franjas horarias no se adquiera lo que se produce debido a su baja gestionabilidad (recordemos que es muy buena para satisfacer la carga base pero que su modulación en intérvalos cortos de tiempo no es buena) y recientemente las de régimen especial.

Dicha curva de oferta para una hora H se casa con el programa de demanda y el corte nos proporciona el llamado precio de casación. Toda la energía comprada (la ofertada al precio de casación o por debajo) se pagará a dicho precio aún y cuando haya sido ofertada por debajo. Toda la energía ofertada a precio superior no será adquirida. Lo podemos ver en el siguiente gráfico elaborado por OMEL.

Por lo tanto el precio de la energía en una hora H viene marcada por la tecnología más cara que se haya comprado y no por el precio medio que se haya ofertado. Esto da lugar a curiosas reflexiones y maniqueísmos.

Los productores de energía renovable argumentan con cierto grado de razón que en su contra siempre se contabilizan las primas (aproximadamente 6.000 m€) pero no el efecto de abaratamiento inducido al expulsar del mercado las tecnologías más caras. Este efecto es básicamente un desplazamiento en paralelo de la curva amarilla de oferta hacia la derecha que se cruzaría con la curva roja de la demanda a un precio menor. Algunos estudios realizados por consultoras han mostrado un impacto en el precio de un -5%. Haciendo un número burdo, ese 5% de reducción en el precio sobre aproximadamente 60 €/MWh de coste del mercado horario en promedio representaría un ahorro de 3 €/MWh que multiplicado por el consumo anual supondría un ahorro cercano a los 3.000 m€. O lo que es lo mismo las Energías Renovables vienen a costar la mitad de lo que representan las primas.

En el artículo anterior hacía mención a lo perverso que un sistema como este puede llegar a ser si no se vigila adecuadamente. ¿Qué pasaría si de manera coordinada se sacaran tecnologías baratas del sistema? Pues justo el efecto contrario. ¿Es posible que ocurra? Pues en el pasado se abrieron expedientes al respecto a las grandes productoras eléctricas de nuestro país, en momentos álgidos de la discusión sobre la retribución y reconocimiento del Déficit de Tarifa.

¿Y solo las eléctricas?. Pues esto abre una interesante reflexión acerca del si la obligatoriedad de incrementar la cuota de la térmicas basadas en carbón nacional puede tener un coste oculto mayor que el propio debido a la subvención del carbón como materia prima. Aparentemente estaríamos desplazando a ciclos combinados por tecnologías más caras.

El mercado eléctrico

El funcionamiento del mercado eléctrico español, a semejanza de otros muchos, es aparentemente muy complejo. En realidad estamos frente al mercado eléctrico ibérico (MIBEL) resultado de agrupar los mercados españoles y portugués. Esta unión de ambos mercados a nivel jurídico se desglosa en distintos agentes que en el caso de España se materializan a través de OPERADOR DEL MERCADO IBÉRICO DE ENERGÍA - POLO ESPAÑOL, S.A. (OMEL).

Pero, ¿Qué es exactamente el mercado eléctrico?. En realidad no hay un mercado eléctrico sino varios y responden a propósitos diferentes. Vamos a ver esquemáticamente en que consisten:
- Mercados bilaterales. Aunque hablaremos del mismo más adelante podemos describirlos como los mercados directos entre comercializador y consumidor.
- Mercados operados por OMEL y MIBEL:
a) Mercado diario. Es el mercado en el que se realizan la mayoría de las transacciones y trata de casar la demanda y la oferta de todo aquello no cubierto por los contratos bilaterales. Se realiza el día anterior a las 10 de la mañana para cada una de las horas del día en cuestión.
b) Mercado intradiario. Es un mercado de ajustes al mercado diario que trata de corregir desviaciones tanto en la producción ofertada en el mercado anterior como en la estimación de la demanda.
c) Mercados de servicios complementarios. Orientado a garantizar la calidad de la energía. Más que energía lo que se compra es la capacidad de mejorar los factores técnicos como puede ser la energía reactiva del sistema o el control de la frecuencia de la red.

Y los he descrito de manera económicamente ordenada. Es decir uno debería pensar que los mercados bilaterales son más baratos que los mercados diarios y estos a su vez más baratos que los mercados de corrección intradiarios y estos a su vez mas baratos que los mercados de servicios complementarios.

Por supuesto esto puede introducir cierto maquiavelismo a la hora de gestionar la operación en el mercado. No es un comentario baladí, ya que en el pasado se han abierto expedientes a grandes eléctricas acusadas de retirar capacidad del mercado diario para inflacionar el precio del kWh y además corregir las faltas a un precio mucho mayor en los mercados de ajustes intradiario y de servicios complementarios.

Por el momento dejo de lado el mercado CESUR, pues en si mismo su único propósito es el de determinar la Tarifa de Último Recurso (TUR) y no tiene que ver con la operación real del mercado en el día a día. No obstante hablaremos del mismo en un futuro próximo porque tiene mucho que ver en este lio del Deficit de Tarifa y del coste real que percibimos los consumidores finales.

Vamos a dejar en este punto el mercado y en el próximo artículo nos centraremos en exclusiva en el mecanismo de casación de precios de mercado diario y los efectos que nucleares, renovables y prácticas de dudosa regulación pueden tener sobre los precios.