Sobre la reciente propuesta de mercado de capacidad

Igual que cuando se aprobó la ley de Cambio Climático, creo que hay que alegrarse de que haya una propuesta para establecer mercados de capacidad en el sistema eléctrico español. Como ya expliqué en este blog, o cuentan en más detalle Rodilla et al, los mercados de capacidad pueden ser necesarios para garantizar la inversión requerida en el sistema, dados los problemas que tienen las alternativas, fundamentalmente la inexistencia de una demanda suficiente para un mercado espontáneo de fiabilidad.

Así pues, partiendo de la base de que es conveniente crear un mercado de capacidad, la pregunta es cuál debe ser el diseño apropiado. El Gobierno español acaba de someter a consulta pública una propuesta de Orden en la que plantea un modelo determinado, un mercado de potencia firme, que introduce algunos elementos muy positivos: la incorporación al sistema del almacenamiento y la demanda es muy bienvenida (aunque es limitada); también lo es el régimen sancionador para penalizar la indisponibilidad, o la idea exigir la disponibilidad de combustible (por ejemplo, contratos de gas) para poder cumplir con el servicio.

Ahora bien, no creo que la opción escogida sea la más apropiada para el sistema en su conjunto, o en particular para los consumidores. En la memoria que acompaña al proyecto de Orden se analizan otras dos alternativas. Y, sinceramente, creo que, por la entidad y alcance de la norma que se plantea, y que puede tener enormes consecuencias para el desarrollo del sistema eléctrico español a futuro, el análisis que se hace es demasiado ligero: las alternativas se despachan con un par de párrafos con apreciaciones generales y ni un solo número. Repito, me parece muy poco adecuado, ya que en esta cuestión sería conveniente establecer un debate lo más informado posible (salvo, claro, que el objetivo sea no tenerlo…)

  • La obligación de capacidad se descarta porque se dice que no permite movilizar de forma adecuada las inversiones necesarias. Esto, evidentemente, dependerá de cómo se diseñe dicha obligación, por ejemplo de las penalizaciones que se impongan. El que en el caso francés no haya funcionado bien no quiere decir que en todos los casos no vaya a funcionar. ¿O es que deberíamos dejar de usar las subastas de renovables porque no funcionó la NFFO? Si de verdad queremos valorar esta alternativa, es imprescindible un análisis más riguroso de ventajas e inconvenientes, así como de los elementos de diseño que la harían mejor o peor que la opción seleccionada.
  • Las opciones de fiabilidad, consideradas generalmente como el mejor mecanismo, también son descartadas muy rápidamente por la dificultad en fijar el precio de referencia, concluyendo en que, por esta razón, es un instrumento difícil de implementar. ¿Seguro que es tan complicado, a la vista de las discusiones tan habituales en la sociedad y lo medios cada vez que hay un problema de falta de suministro (recordemos las discusiones en el caso de Filomena), determinar cuál puede ser un precio razonable de referencia?

Y esto, como si el mecanismo finalmente propuesto fuera más sencillo (algo que sorprendentemente se afirma sin pudor en la propuesta): en lugar de fijar un precio de referencia, debe fijar la necesidad de cobertura y los momentos en que se debe activar, los ratios de firmeza, la forma de medir la contribución de la demanda, el valor de la energía no suministrada…Y no sólo no es más sencillo, sino que además, es menos eficiente: los análisis previos muestran que un mercado de potencia firme falla más a la hora de determinar los períodos críticos, así como la contribución de las distintas tecnologías. Y esto lo que supone básicamente es que al final, todos pagamos más por una igual o menor fiabilidad del sistema.

Otro problema del sistema propuesto es que establece un único mercado. Esto puede llevar a que se promueva la potencia firme pero no flexible, cuando el sistema necesita ambas (incluso se podría argumentar que necesitamos más de la segunda, en forma de almacenamiento flexible…). Por ejemplo, la energía nuclear (muy poco flexible, al menos por el momento en España) es la que tiene la potencia firme más barata. ¿Puede ganar la subasta? Solucionar esto requeriría introducir requisitos que hacen más compleja, menos transparente, y menos eficiente la subasta, o (la mejor opción), ampliar el número de productos que se subastan.

Por lo tanto, resulta difícil estar de acuerdo en que “el modelo propuesto se constituye como la opción idónea”, sobre todo desde el punto de vista de los consumidores (otros agentes tendrán otras opiniones, claro). Además, en nuestra opinión el modelo propuesto es mucho menos transparente, ya que deja la fijación de todos estos valores no a un proceso abierto de debate y participación, sino un Procedimiento de Operación a elaborar por el Operador del Sistema la determinación de cuestiones fundamentales:

  • Ratios de firmeza: deberían ser dinámicos, y no estáticos como hasta ahora, de forma que realmente puedan recoger adecuadamente la contribución que todas las fuentes de energía, y la demanda, pueden hacer a la firmeza del sistema. Un criterio excesivamente conservador puede impedir por ejemplo que la demanda participe, anulando la ventaja de su incorporación. En este sentido, lo ideal sería que fueran rangos, que sólo sirvan para proteger al sistema, y que la firmeza de cada tecnología se incorpore en las ofertas al mercado: así, una tecnología menos firme (y por tanto con más riesgo de no estar disponible cuando hace falta) será más cara, pero podrá estar disponible.
  • Penalizaciones por indisponibilidad: deben ser lo suficientemente elevadas como para desincentivar el que paguemos por nada; pero si son demasiado altas los agentes lo incorporarán en sus ofertas y quizá el servicio sea demasiado caro. Hay que buscar un equilibrio adecuado.
  • ¿Cómo se determinan los momentos de estrés? Lo ideal sería que el precio fuera el que indicara el riesgo del sistema, pero no está nada claro que esto vaya a ser el criterio escogido. En las opciones de fiabilidad esto va implícito, y además va acompañado de un seguro de precio…
  • Cómo se mide la participación de la demanda: la aportación de capacidad al sistema por parte de la demanda no es nada fácil de medir, y hay un riesgo elevado de pagar por nada, dependiendo de cómo se mida el consumo de base. Quizá por eso la orden limita la participación de la demanda sólo a los grandes consumidores…algo que va en contra de la liquidez y competencia en este mercado. En el fondo, parece que lo único que hace es acoger la antigua interrumpibilidad, pero a cambio perdemos la oportunidad de utilizar muchos recursos de demanda (por ejemplo, grandes centros comerciales con mucha inercia térmica) que harían mucho más barato este sistema, tal y como ya se ha visto en otros países.

En cuanto a la financiación del servicio, también presenta algunos problemas (algunos de los cuales podrían solucionarse también con una opción de fiabilidad):

  • Este servicio pretende cubrir los momentos de estrés del sistema. Por tanto, debería financiarse por los que contribuyen a dichos momentos de estrés. Y esto no coincide necesariamente con los segmentos tarifarios, y menos aún en un contexto de mayor penetración de energías renovables. Podría suceder, por ejemplo, que los momentos de estrés tuvieran lugar fuera de las puntas del sistema.
  • Al ser un servicio asociado a la potencia, y no a la energía, el cargo debería ser sobre la potencia demandada, y no sobre la energía consumida. Si no, se corre el riesgo de no ser capaz de recuperar los costes (algo sobre lo que ya tenemos bastante experiencia en otros aspectos)

Otros aspectos que también sería conveniente revisar, de la forma más transparente posible:

  • Evidentemente, el diseño de la subasta también es relevante. Ya hemos comentado sobre esto en otras ocasiones. Por ejemplo, hay diseños de subasta, como la holandesa, que maximizan la competencia frente al tradicional sobre cerrado.
  • Hay cierta discusión sobre la limitación de emisiones de las instalaciones que pueden participar en la subasta. A mí no me parece tan relevante: ahora mismo toda la potencia existente (menos los carbones que están ya en retirada, y también todos los SAIs, generadores de emergencia, que tienen muchos clientes, algo a lo que habría que darle una vuelta…) cumple el requisito para instalaciones actuales. Y a futuro, ¿será limitante la exigencia de que las emisiones de CO2 sean nulas? Pues no lo sé…pero sí sé que todavía queda tiempo para verlo, dado el exceso de potencia que hay en el sistema, y por tanto hay tiempo para corregir si es necesario. Y mientras, se da una señal de descarbonización que no viene mal.
  • En toda la orden se dice muchas veces (seguramente para cumplir con los requisitos europeos) que se garantiza la neutralidad tecnológica. Pero esto no es totalmente cierto: si los ratios de firmeza están prefijados ya estamos alterando esta neutralidad; si no dejamos que una parte de la demanda participe, ya estamos volviéndola a alterar; si añadimos requisitos a los almacenamientos, lo mismo. De hecho, seguramente sea imposible contar con un mecanismo totalmente neutral, pero mejor explicarlo.
  • Finalmente, y también respecto a las exigencias europeas: lo primero es demostrar que el mercado de capacidad hace falta ahora mismo, algo que no está demasiado claro, y lo segundo es demostrar que el sistema es competitivo. Según las estimaciones de muchos de nuestros modelos, si el mercado de capacidad fuera amplio y competitivo, seguramente el precio de la capacidad ahora mismo en el sistema español, que tiene bastantes ciclos combinados funcionando muy pocas horas, sería cero (salvo por el impacto de unas penalizaciones muy elevadas), dada la cantidad de potencia instalada. ¿Qué pasaría si el precio resultante de este mercado fuera significativamente distinto de cero?¿Qué es lo que estaría recogiendo este precio?

En conclusión: El sistema español necesita claramente un mecanismo que promueva la instalación de capacidad firme y flexible para encajar bien toda la potencia renovable que debemos instalar. Pero la opción propuesta, aunque sí garantiza la seguridad de suministro, no es ni mucho menos la mejor para el sistema ni para los consumidores. ¿Por qué se habrá seleccionado así entonces?

[Nota: desde el IIT estamos preparando unas alegaciones a la consulta pública, pero las opiniones recogidas en este blog son exclusivamente mías, aunque evidentemente se han beneficiado enormemente de las conversaciones con los verdaderos expertos en el tema del IIT].

4 comentarios en “Sobre la reciente propuesta de mercado de capacidad

  1. Hola Pedro.
    Un cordial saludo y un placer debatir sobre tus comentarios.

    Mencionas que, dado que este servicio pretende cubrir los momentos de estrés del sistema, debería financiarse por los que contribuyen a dichos momentos de estrés.

    Creo que eso es muy discutible (y de hecho no se hace en muchos países, ej. UK) porque es posible que esos momentos de estrés en el sistema no se den o se den en un número tan reducido de ocasiones que la carga que tendia que soportar la demanda sería absolutamente desproporcionada. Imaginemos que sólo se da una situación de estrés en un año determinado y que dura en una hora; ello supondría repercutir unos 800 M€ (por ejemplo) entre la demanda de esa hora (pongamos 40 GW), por lo cual el consumidor tendría que pagar en esa hora unos 20.000 €/MWh en concepto del CRM, lo cual no parece aceptable ni deseable.
    Por ello se suele distribuir en los periodos de punta, que es donde es más probable que se den situaciones de estrés. Creo que ahí la propuesta acierta.

    El análisis de cobertura que se le va a pedir al OS exige la consideración de la situación económica de las plantas y el resultado puede ser muy diferente a lo que hasta ahora ha publicado REE. Esta consideración la va a implementar Entsoe por primera vez este año (primero con la nueva metodología ERAA). Creo que también es un paso acertado de la propuesta.

    Hay un error en la redacción de la restricción por los límites de emisión, que seguramente se corrija. Pero tal cual está la propuesta, quedan fuera ciclos y cogeneraciones con más de 1000 horas de funcionamiento, lo cual no parece poco relevante.

    Buen día, Pedro.

    Me gusta

    • César, muchas gracias por tu comentario. Permíteme responder a las dos cuestiones principales que mencionas:
      – Si, como dices, los momentos de estrés son tan reducidos, entonces el coste del sistema no debería ser tan alto, ¿no? En un mercado, la capacidad de potencia que se oferta, y su coste, dependerá del número de horas en que debe estar disponible. Si son muy pocas, lo lógico es que el coste sea mucho más bajo. Otra cuestión es que esto sea una situación excepcional: pero para eso están los seguros de precio (como es implícitamente la opción de fiabilidad). Si como dices no se dan momentos de estrés en el sistema, entonces no debería hacer falta potencia firme y por tanto no deberíamos pagarla.
      – Además, si lo único que hacemos es socializar el coste, como propones, eliminamos toda la señal a los consumidores a que traten de evitar los momentos de estrés. Si voy a pagar lo mismo en cualquier momento por la potencia, ¿qué incentivo tengo a no sobrecargar el sistema?
      – Por eso, creo que precisamente la propuesta se equivoca al cargar los costes a la punta, porque pagarán los que no están sobrecargando el sistema al principio, y sacaremos consumos de la punta para sobrecargar otros momentos, con lo que al final, el sistema se satura, y nadie paga por ello.
      – Respecto a tu segundo comentario, ¿por qué el análisis de cobertura debe tener en cuenta la situación económica de las plantas? Eso es lo que debería hacer el propio mercado, ¿no? El análisis de cobertura únicamente debería tener en cuenta la necesidad de potencia firme, y a partir de ahí convocar la subasta. Cualquier otra cosa iría también en contra de la neutralidad tecnológica, entre otras cosas…
      – ¿Por qué quedan fuera los ciclos y las cogeneraciones? Esto se me había despistado, la verdad…
      Gracias de nuevo por contribuir al debate.

      Me gusta

  2. Hola Pedro.

    Empiezo por el segundo comentario. La consideración de la situación económica de las plantas es un requerimiento de la metodología de análisis de la seguridad de suministro (ERAA) aprobada por ACER y que Entsoe empezará a aplicar este año (por lo que parece razonable y acertado que REE también lo haga) . Es particularmente relevante en España porque la libertad de salida del mercado (cierre temporal o definitivo) está sometida al régimen de autorizaciones administrativas y hay precedentes de solicitudes de cierre temporal que llevan ya 4 años sin respuesta. El derecho a declararse indisponible en caso de no resultar adjudicatario en el mercado de capacidad parece un requisito imprescindible si no se quiere obligar a permanecer en el mercado asumiendo pérdidas económicas al titular de una planta que resulta innecesaria para el sistema. ¿Tiene sentido fiar la seguridad de suministro a un conjunto de plantas que, en su mayoría no recuperan sus costes de explotación? El PNIEC supone que los 25 GW actuales de ciclos llegan a 2030 funcionando por debajo de 500 horas en 2025, ¿razonable?

    La probabilidad de que se den situaciones de estrés dependerá del nivel de seguridad de suministro que acepte el ministerio, es una decisión política. Un nivel más alto es más caro y viceversa. El análisis de cobertura debe revelar cuánta potencia firme es necesaria para que el nivel de seguridad de suministro (medido en términos de esperanza de horas de pérdida de carga y de energía no suministrada) sea el que decida el gobierno, a propuesta de REE, lógicamente.

    La traslación del coste se hace por segmento tarifario y periodo teniendo en cuenta el índice de cobertura en cada hora. A partir de ahí se traslada a los segmentos y periodos con los respectivos perfiles de curva de carga. Se está trasladando una señal a la demanda para que trasladen su consumo de la punta (donde pagarán más porque es más probable que se dén situaciones de estrés) a otros periodos (donde ocurre lo contrario). Coincido contigo en que esto debe ser revisable, pero es que la propuesta parece que lo tiene en cuenta.

    La propuesta exige que, simultáneamente, las instalaciones existentes presenten un factor de emisión inferior a 550 tCO2/MWh Y que las emisiones absolutas en el año sean inferiores a 350 tCO2 por MW de potencia instalado. Ciclos y cogeneraciones de gas cumplen la primera condición, pero considerando unos factores de emisión próximos a 0,36 tCO2/MWh en ambos casos, eso significa que más de 1000 horas de funcioamiento anual los dejan fuera.

    El Reglamento no es tan restricitivo en este sentido, puesto que a las instalaciones existentes les exige un factor de emisión inferior a 550 tCO2/MWh para poder participar en el CRM. Y si se supera este límite es entonces cuando aplica el de las emisiones absolutas en el año (350).

    Saludos. César

    Me gusta

    • Gracias de nuevo!
      Por supuesto tiene sentido declararse indisponible si no se recuperan costes. Pero no estoy de acuerdo en lo demás: Idealmente, el análisis de cobertura debería estimar las necesidades de potencia firme para cubrir la demanda y la variabilidad de la generación renovable. Y esas plantas que funcionan muy pocas horas deberán tratar de recuperar todos sus costes compitiendo en el mercado de capacidad. Y en ese mercado la necesidad real de potencia será la que determine si pueden recuperarlos o no. De hecho, un posible resultado del mercado podría ser que sobra potencia, y que hay que cerrar ciclos…
      Tienes razón en que el nivel de seguridad de suministro que se determine es una decisión política, pero eso no cambia mi argumento sobre dónde imputar el coste. Si no lo entiendo mal, lo que dices es que del análisis de cobertura saldrá la necesidad de potencia firme en cada momento. Por tanto, todos los segmentos tarifarios pueden requerir potencia firme. Y los agentes que participen en la subasta ofrecerán su potencia dependiendo de la probabilidad de que sean utilizados. La cuestión es que, si no hay que utilizarlos nunca, el precio de la cobertura debería ser muy bajo…y no tiene por qué corresponder con la punta actual.
      La verdad es que toda esta discusión me lleva a otro de mis comentarios: ¿seguro que esta opción es la más sencilla? Porque a mí me parece bastante más sencillo fijar un precio de referencia para una opción de fiabilidad…
      Gracias por la aclaración sobre las emisiones.

      Me gusta

Responder

Introduce tus datos o haz clic en un icono para iniciar sesión:

Logo de WordPress.com

Estás comentando usando tu cuenta de WordPress.com. Cerrar sesión /  Cambiar )

Google photo

Estás comentando usando tu cuenta de Google. Cerrar sesión /  Cambiar )

Imagen de Twitter

Estás comentando usando tu cuenta de Twitter. Cerrar sesión /  Cambiar )

Foto de Facebook

Estás comentando usando tu cuenta de Facebook. Cerrar sesión /  Cambiar )

Conectando a %s