La opción de dos mercados para reducir el coste eléctrico
Cualquier inversión elevada necesita unas garantías razonables de poder recuperar la inversión con esquemas de pago creíbles
Un mercado para las tecnologías intermitentes y con emisiones casi nulas de carbono y otro para las plantas que pueden modular su producción pero usando combustibles ahora caros y contaminantes. Esta es la opción que cada vez cuenta con más adeptos para salir del atolladero de costes disparados de la electricidad y su posterior repercusión en los precios generales de la economía.
La raíz de esta propuesta de los economistas David Robinson y Malcom Keay tiene su origen en un argumento económico fundamental. En situaciones normales, el precio de un mercado como el mayorista de electricidad lo marca el coste de producir la última unidad que las plantas generadoras ofrecen para atender la demanda –pongamos que es el último megavatio hora–. Este coste del último megavatio es el coste marginal y para plantas que usan un combustible con precio estándar como el gas natural o el fuel oil es fácil de entender; producir una unidad más supone contratar más combustible y el precio tiene que cubrirlo. Sin embargo este mecanismo carece de sentido cuando se aplica a una tecnología cuyo combustible es el viento o el sol ya que, en estos casos, el coste de producir un megavatio más es casi nulo. El hecho de que hasta ahora uno y otro tipo de tecnologías operen juntas en el mismo mercado hace que las primeras marquen el precio para todas provocando lo que técnicamente se llama «externalidades pecuniarias».
Las «externalidades pecuniarias» no tienen sentido en un mix energético cada vez más protagonizado no sólo por las denominadas «nuevas renovables» sino también por las hidroeléctricas e incluso las centrales nucleares. En este último caso y una vez amortizadas, el coste de producir un megavatio adicional casi libre de emisiones, está próximo a cero.
La propuesta de dos mercados es la siguiente. Consiste en tener un mercado para las tecnologías intermitentes con costes marginales mínimos. La remuneración de las plantas que vendieran su electricidad a través de este mercado vendría establecido en las subastas en las que les fue adjudicada su capacidad y estaría determinado por el denominado coste de electricidad normalizado o nivelado (Levellized cost of electricity –LCOE–). El precio sería diferente por tecnología, admitiría la convivencia temporal con los actuales mecanismo de apoyo y las nuevas subastas admitirían diferentes diseños. Este mercado ofertará un electricidad barata pero sin garantía de suministro.
La propuesta supone definir un segundo mercado en el que operarían las plantas gestionables que, a cambio de garantizar el suministro en caso de sequía, falta de viento o ausencia de sol, cobrarían la electricidad generada a su coste de producción más el margen comercial. Estas segundas tecnologías garantizarían la no interrumpibilidad del suministro; la seguridad de abastecimiento. Naturalmente el segundo mercado requeriría un mecanismo de pagos por el tiempo en el que estas plantas están operativas y garantizando el suministro pero sin que se requiera su producción porque ya está cubierta. Los clientes acabarían teniendo parte de su suministra a través de un mercado y la otra parte proveniente del otro.
De cara a lograr la descarbonización del sistema eléctrico, el abaratamiento del precio de la electricidad y la seguridad de suministro, el paso desde un único mercado marginalista a un sistema de dos mercados debería ir acompañado de un desarrollo de las tecnologías de respaldo bajas en emisiones. Estas tecnologías operarían en el segundo de los mercados y, aunque pocos alcemos la voz, es una de las más importantes espadas de Damocles en el cambio de mix eléctrico.
Parte de la falta de desarrollo en las tecnologías de respaldo y en los sistemas de almacenamiento es la ausencia en España de contra parte creíble a quienes están dispuestos a apostar por estas inversiones. Dicho en otros términos, cualquier inversión elevada necesita de unas garantías razonables de poder recuperar la inversión con esquemas de pago creíbles. Esto también falta en España donde, a diferencia de lo que ocurre en otros países centroeuropeos, está muy desarrollado el mercado de largo plazo. En España predominan con diferencia las operaciones al contado.
En definitiva, la propuesta de manejar el sistema eléctrico a partir de estos dos mercados supondría abaratar significativamente el disparado precio de la electricidad.
- José Manuel Cansino es catedrático de Economía de la Universidad de Sevilla y académico de la Universidad Autónoma de Chile / @jmcansino
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