La actual situación que vivimos derivado del COVID-19 está haciendo que la demanda de electricidad caiga de manera notable. Esto tiene un lado positivo: a medida que la demanda cae, el peso de las renovables sobre el conjunto del sector eléctrico es mayor y, por tanto, mayor es el número de horas en las que estas tecnologías marcan el precio del mercado, lo cual acentúa la caída de los precios de la electricidad.
Sin embargo, como señaló Natalia Fabra en el evento, esta situación, a priori buena, tiene otras derivadas: "para los propietarios de las centrales renovables, bajo el marco retributivo actual menores precios de la electricidad se van a traducir en una menor retribución para su propia producción, poniendo de manifiesto uno de los problemas del marco regulatorio actual y es que las energías renovables reciben el precio de un mercado eléctrico que fija unos precios que nada tienen que ver con sus propios costes medios de funcionamiento.”
“Como todos sabemos, las energías renovables tienen unos costes de funcionamiento, una vez que se ha llevado a cabo la inversión, cercanos a cero; y los mercados –y el eléctrico no es el único– fijan los precios en función de los costes de funcionamiento en cada momento, no en función de los costes medios en los que haya incurrido un productor desde el momento de la inversión hasta el momento de la producción".
Para ilustrar esta situación la experta puso el siguiente ejemplo:"si el coste medio de una central fotovoltaica viene a ser de 40€ MWh, en circunstancias en las que haya vertido, es decir que haya un exceso de producción solar fotovoltaica, de nada le servirá a ese productor decir: yo, como mi coste de producción es 40€ MWh, no voy a ofertar mi energía a menos de 40€ MWh". Si no lo hace, subrayó Fabra, "habrá otros que sí lo hagan y lo que le pasará es que ese inversor se va a quedar fuera del mercado, y tampoco así va a poder recuperar su inversión".
El precio del mercado seguirá bajando
La mayor participación de renovables en el mix eléctrico siempre se traduce en un menor precio de la electricidad. Como recordó Fabra, lo hemos visto las pasadas Navidades. "El 24 y 25 de diciembre, las condiciones atmosféricas de mucha agua y mucho viento hicieron que durante muchas horas del día los precios cayeran a cero, es decir muy por debajo de los costes medios de todas las tecnologías que estaban operando en ese momento en el mercado". Y ahora lo estamos viendo de nuevo: con una demanda inferior a la prevista y con una aportación muy importante de energías renovables, los precios del mercado español están en torno a los 30€ MWh.
"Si esto ocurre en 2020, ¿qué pasará en 2025 o en 2030, a medida que vayamos incorporando esos 3, 4, 5 gigas de energías renovables en el mercado eléctrico español?, se preguntó la experta. "Pues que el precio del mercado eléctrico, tal y como lo conocemos, irá cayendo inevitablemente por debajo de los costes medios en los que hayan incurrido esos inversores", puntualizó. Y nadie va a querer incurrir en pérdidas. "Ni los bancos van a querer prestar a los inversores que incurran en pérdidas, ni nadie va a comprometerse a firmar contratos de compra de energía a largo plazo a un precio superior al que la podría adquirir en el mercado eléctrico".
Natalia Fabra advierte que si todo eso no cambia, "esas inversiones que queremos que se lleven a cabo y que el Gobierno ha establecido que se hagan para el cumplimiento de los objetivos medioambientales del PNIEC, no se harán". La solución está, continuó, en que "la planificación que supone el PNIEC vaya acompañada de un cambio en la regulación". Cambios, añadió, "que espero que estemos a las puertas de ver con la aprobación de los nuevos decretos que el Gobierno está esperando poder aprobar.” (ver entrevista a Joan Groizard, director general del IDAE y otro de los cuatro expertos que participó en el evento organizado por Fundación Renovables).
Diseño de las subastas: precio por el MWh, no por el MW
Uno de estos cambios tiene que ver con el diseño de las subastas de energía. De acuerdo con la experta, "serán subastas en las que lo que se va a fijar va a ser un precio estable por cada uno de los megavatios hora que produzcan esas nuevas entradas". Algo muy importante porque, según subrayó, "nadie va a estar interesado en comprometerse a realizar una inversión a dos años vista si el precio resultante de esa subasta no cubre sus costes medios".
Por tanto, "la bondad que van a tener esas subastas es la de revelar cuál es el coste medio en el momento de la inversión y retribuirlo adecuadamente, al tiempo que eliminan o reducen parte del riesgo al que se enfrenta un inversor que no sabe a qué precio va a vender su electricidad en los próximos 10, 20 años, con unas previsiones de que esos precios del mercado se desplomen".
"Con esa diferencia tan fundamental de que establezcan un precio por el MWh y no un precio por el MW, esas subastas serán capaces de atraer más competencia, porque, como decía Joan (Groizard) permitirán la participación de un número mayor de agentes, facilitarán su acceso al capital y reducirán los costes de dicho capital, que tan importantes son en la estructura de costes de las inversiones en renovables". Y, a la vez, "permitirán que los consumidores nos beneficiemos de ese desarrollo que ha permitido que los costes de las energías renovables están ya por debajo de los costes del resto de tecnologías", concluyó Fabra.
Respecto a la titularidad de las redes –otra de las preguntas que le fue planteada en el encuentro– Fabra dijo que más que la titularidad –pública o privada–, lo verdaderamente importante es que "la regulación que establece el despliegue y la retribución de activos tan importantes como son las redes de alta tensión y las redes de distribución sea la correcta. Por lo tanto, el énfasis, en su opinión, debe estar en la regulación y no en la titularidad.
En definitiva, la recomendación de Natalia Fabra es que aprovechemos estos momentos "para reflexionar sobre el marco regulatorio que queremos y necesitamos". Y traducir esa reflexión "en una buena ruta”.
