En el post anterior, vimos qué era el pool eléctrico y cómo se calculaba el precio de la electricidad en el mercado mayorista y vimos que era un sistema marginalista, en el que la última tecnología de generación que entraba en el pool (la más cara) fijaba el precio que cobraban las demás, incluso si estas habían ofertado a 0€/MW, que también podía pasar.
Pero ¿cómo es eso de que una generadora eléctrica “regala” la electricidad que produce? Para eso habrá qué entender el concepto de coste de oportunidad. Lo veremos con más detalle en este tercer post de la serie dedicada a esta “Tormenta Eléctrica” que estamos viviendo.
Ya sabemos cómo se fija el precio mayorista, pero ¿cómo ponen precio a su producción los distintos generadores?
La clave para entender los precios a los que los diferentes generadores ofertan su energía eléctrica está en conocer las características de cada uno de estos tipos de generadores, sus costes de producción (fijos y variables) y los costes de oportunidad a los que deben hacer frente.
Entendiendo los costes de cada tecnología de generación
Centrales nucleares
La producción eléctrica de las centrales nucleares es constante. Tienen “mucha inercia”, lo que quiere decir que su puesta en marcha y parada no es sencilla, requiere de varios días. Además, en el caso de las centrales españolas no hay mucho margen de regulación, prácticamente sólo pueden funcionar a su capacidad máxima (aproximadamente 1.000 MW cada reactor). Esto es así porque se trata de reactores de 2ª generación (de tecnología anterior a finales de los 90s)
Desde un punto de vista económico, sus costes fijos son muy elevados y sus costes variables relativamente bajos. Las cada vez mayores exigencias de seguridad, así como el incremento de las inversiones para extender su vida útil, hacen que los costes fijos hayan crecido significativamente respecto a los existentes en el pasado, pero la introducción de los derechos de emisión de CO2 han aumentado su competitividad.
Las nucleares ofertan toda su capacidad a precio cero, conformándose con el precio que resulte de la subasta, con tal de no tener que parar (parar les cuesta dinero). En España, los siete reactores existentes funcionan prácticamente al 100% de su capacidad durante todo el año. Las pequeñas bajadas en la producción nuclear que pueden verse en la siguiente gráfica se deben a paradas programadas de algún reactor para recargar el combustible (los reactores españoles paran para repostar cada 18 ó 24 meses) o algún imprevisto que haya obligado a desconectar las centrales de la red.
Parques eólicos y fotovoltaicos
Los parques eólicos y fotovoltaicos no tienen el coste que supone el uso de un combustible pero al depender de la meteorología no pueden elegir cuándo ni cuánto producen (no son regulables), así que ofertan su producción a un precio suficiente como para superar los costes fijos, que son bastante bajos y confiando en que el precio resultante en el pool les compensará.
Centrales hidroeléctricas
Las centrales hidroeléctricas utilizan las corrientes y saltos de agua para producir electricidad. Dado que el agua es un recurso escaso, la energía disponible es limitada y en épocas de sequía su aportación al pool se reduce.
Pueden distinguirse 3 tipos:
- Con agua embalsada, almacenan agua en un embalse de gran capacidad y producen electricidad en función de las expectativas sobre el valor futuro de dicha agua embalsada (precio esperado del mercado eléctrico) y las precipitaciones futuras (aportes de agua al embalse, o sea, disponibilidad de “materia prima”).
- Hidráulicas fluyentes, no tienen un gran almacenamiento de agua, para producción dependen básicamente del agua circulante en cada momento.
- De bombeo, o reversibles, que consiguen la energía a base de bombear agua desde un nivel situado a una altura inferior a la de las turbinas, hasta un embalse situado por encima de las mismas (consumiendo electricidad para ello), para, con posterioridad, producir electricidad turbinando el agua previamente elevada. Generalmente, bombean cuando el precio de la electricidad es bajo y generan (turbinando el agua previamente bombeada) cuando el precio de la electricidad es elevado, obteniendo así un margen y contribuyendo a estabilizar los precios del mercado.
Las centrales con agua embalsada y de bombeo son, por lo general, muy flexibles (pueden incrementar/reducir su producción muy rápidamente), por lo que son técnicamente adecuadas para responder a variaciones de la demanda y/o de la producción con renovables intermitentes y a fallos imprevistos en otras unidades de generación o interconexiones internacionales en el corto plazo.
Los costes fijos de las tecnologías hidroeléctricas son elevados (maquinaria cara y compleja, grandes obras hidráulicas y embalses) y sus costes variables no son nulos. Esto último es especialmente relevante en el caso de las centrales de bombeo, por el consumo eléctrico para bombear y las pérdidas de rendimiento al turbinar.
Centrales térmicas de combustibles fósiles
Por último, están las centrales térmicas que emplean combustibles fósiles (carbón, fuel oil, gas natural). Este tipo de centrales (muy especialmente las de carbón y fuelóleo) tienen un gran impacto ambiental debido a la emisión de gases contaminantes y partículas a la atmósfera, por eso en España se está procediendo al cierre paulatino de las centrales térmicas de carbón.
Mientras que las centrales de carbón son significativamente rígidas, las centrales de fuel oil y las de gas natural son flexibles (modifican su nivel de producción con cierta rapidez). Estas características las hacen muy interesantes para cubrir desequilibrios puntuales entre demanda y generación.
Además de tener unos mayores costes de mantenimiento que las otras tecnologías, los costes asociados al combustible y el pago de los derechos de emisión de CO2, hacen de estas tecnologías unas de las más caras para la producción de electricidad. Así, estas centrales tienen que ofertar su electricidad a un precio más caro que otras tecnologías.
Las centrales de ciclo combinado emplean gas natural como combustible. Esta tecnología tiene una alta eficiencia (rendimiento muy superior al de cualquier otra central térmica convencional) y es menos contaminante que las centrales térmicas convencionales (emisiones de CO2 por unidad producida, emisiones de SOx y NOx prácticamente nulas y tasas de emisión de partículas muy reducidas). Son muy fiables y muy flexibles. El principal inconveniente es la dependencia de las importaciones de gas natural.
El cierre de las centrales térmicas de carbón ha hecho que las centrales de gas natural (los ciclos combinados) hayan ganado un mayor peso en el pool.
Así pone precio a su producción cada tecnología
Podríamos pensar que los precios ofertados serían aquellos a los que el productor considera que cubrirá costes y obtendrá un determinado margen, pero en los mercados marginalistas, las ofertas se basan en el coste de oportunidad.
Las ofertas de los distintos generadores representan la cantidad de energía que está dispuesto a vender a partir de un cierto precio mínimo. Así, las ofertas que presente cada generador tendrán en cuenta:
- La cantidad que pueden vender, que dependerá de las restricciones físicas de sus instalaciones generadoras (por ejemplo, su capacidad máxima de generación, la potencia mínima a la que ha de operar la central para que la misma sea estable y segura -su mínimo técnico-, la disponibilidad de combustible o de producible hidráulico, la rapidez con la que pueden incrementar su producción entre una hora y la siguiente, etc). Es importante destacar que las Reglas del Mercado obligan a las instalaciones de generación a ofertar toda su capacidad disponible a lo largo de toda la secuencia de mercados.
- El coste de oportunidad que le supone generar electricidad, que podríamos descomponer en:
- Los costes que evita cuando no produce (por ejemplo, el coste de arrancar la central, el coste variable de operación, el mantenimiento asociado a la producción, etc).
- Los beneficios que podría percibir aunque no produzca (por ejemplo, si una central térmica decide no producir puede revender su combustible y sus derechos de emisión de CO2 a un tercero. En el caso de una hidráulica de embalse, usar ahora el agua embalsada puede suponer menos ganancias que hacerlo en otro momento en el que el precio esperado fuese más alto.
¡OJO! No hay que confundir este coste de oportunidad con el coste variable. Bajo un comportamiento racional y eficiente, las ofertas de los generadores no deben reflejar sus costes variables – lo que cuesta producir – sino los costes de oportunidad. Por ejemplo:
- Para un generador térmico, el coste del combustible es un coste variable (si produce más, gasta más combustible). Si el generador puede revender dicho combustible a un tercero, entonces consumir dicho combustible tiene un coste de oportunidad que debería considerar en su oferta al mercado eléctrico. Este coste de oportunidad no es el precio al que se adquirió el combustible, sino el precio al que podría revenderlo en ese momento (por ejemplo, lo compró barato cuando había exceso de oferta, y en una situación de escasez y mucha demanda podría venderlo a un precio mayor y así obtener beneficios). Lo mismo ocurre con los derechos de emisión de CO2, en lugar de gastarlos para producir, podría revenderlo a un tercero.
- Para un generador hidráulico con embalse, consumir el agua para producir electricidad no supone coste variable alguno (no debe pagar por los m3 empleados), pero sí un coste de oportunidad porque, gracias al embalse, el generador podría decidir no utilizar el agua ahora y consumirla en el futuro, cuando el precio del mercado fuese mayor (diferencia entre ganancias ahora o la posibilidad de mayores ganancias en el futuro, por ejemplo, de noche cuando probablemente entre en el pool la generación de los ciclos combinados, que fijará un precio más caro).
Por todo lo anterior, y al tratarse de un mercado marginal, las tecnologías de generación que van a tender a marcar el precio de mercado son las más caras en cada momento, es decir, las que ofertan con un mayor coste de oportunidad.
El que los diferentes generadores de electricidad formulen sus ofertas a partir de sus costes de oportunidad es lo que hace que el mercado marginalista ideal sea un mecanismo de asignación eficiente (utilización óptima de los recursos disponibles). Esta asignación eficiente no se lograría si las ofertas reflejaran los costes variables.
Puede darse el caso de que la demanda sea satisfecha con energía nuclear, solar y eólica, todas ellas con coste cero o muy bajo. Sin embargo, esto no siempre es así debido a las fluctuaciones en la producción renovable.
La diferencia entre la producción eléctrica nuclear+solar+eólica y la demanda es lo que se conoce como Hueco Hidrotérmico ya que suele cubrirse con la electricidad generada por centrales hidroeléctricas y/o térmicas. Estas son las tecnologías que fijarán el precio para el mercado mayorista, según sus costes de oportunidad, como hemos visto anteriormente.
En los últimos años este hueco hidrotérmico se ha reducido, fundamentalmente por el aumento de capacidad de generación renovable y por la reducción de consumo (gracias a un uso más eficiente de la electricidad, pero también debido a la caída de la actividad económica). En épocas de sequía, el aporte de la generación hidroeléctrica se reduce, con lo que se aumenta la dependencia de las centrales térmicas, lo que con el cierre de las centrales de carbón equivale a decir un mayor uso de los ciclos combinados que queman gas natural.
Para saber más
Tecnologías y costes de la generación eléctrica. Artículo en la web Energía y Sociedad.
Aplicación de la Teoría Económica de Mercados y Competencia al Mercado Eléctrico. Artículo en la web Energía y Sociedad.
Sobre los costes, los precios y el mercado de la electricidad. Análisis de Diego Rodríguez Rodríguez (Universidad Complutense de madrid y Fedea). Septiembre 2021.
¿Por qué el mercado eléctrico es marginalista?. Artículo en la web de El Periódico de la Energía. ¡OJO! el precio máximo para las ofertas que indica este artículo (180€/MWh) está desactualizado. Como comentábamos en el artículo anterior de esta serie Los precios ofertados están dentro de un rango mínimo y uno máximo que se actualizó recientemente en la disposición 8362 del BOE núm. 120 de 2021 (jueves 20 de mayo), en la que se establecieron un precio mínimo de oferta de -500 €/MWh y máximo de 3.000 €/MWh para el mercado diario y de -9.999 €/MWh y 9.999 €/MWh para el mercado intradiario.
Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad. Artículo en Energía y Sociedad donde además de explicar los costes de oportunidad se explica cómo las generadoras recuperan sus costes fijos mediante el margen de mercado y los pagos por capacidad.
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