¿Por qué el mercado de la electricidad es marginalista?

Muchas veces nos habremos hecho esa pregunta. En el último artículo publicado por Andrés Muñoz Barrios, Licenciado en Derecho y Master en Economía Aplicada en El Periódico de la Energía hacía referencia a los motivos por los que entiende al mercado de la electricidad por marginalista. En este post trataremos de explicar cuál es el mercado marginalista de la electricidad y porqué es marginalista de verdad.

Y es que ya se ha convertido en una tradición que en invierno, sobre todo en los días más fríos y de mayor demanda eléctrica, asistamos a una tormentosa polémica periodística donde todo el mundo se tira de los pelos por los “astronómicos” precios registrados en el mercado eléctrico, que repercutirán en el encarecimiento de la factura de luz del consumidor final.

Lo primero a explicar a este respecto sería que la factura es mensual o bimensual, mientras que el precio se cotiza diariamente; y quizá solo unos días del mes en curso hayan sido los más caros, mientras que luego otros días resulten mucho más baratos. Pero los periodistas y titulares cargan las tintas no sobre los días baratos, de los que directamente ni hablan, sino de los días más caros. Y de esa forma, como quizá van buscando, la polémica está servida.

Cuando esto sucede, buena parte de los políticos y tertulianos suelen señalar con el dedo un culpable: el modelo marginalista de mercado. Y realizan un sinfín de críticas al mismo, como que beneficia injustamente a algunas grandes eléctricas, o que no asigna bien los recursos, o que provee de beneficios “caídos del cielo” a ciertas tecnologías de generación a costa de los consumidores.

Sin embargo, nada de todo esto parece muy fundamentado, y en este ensayo vamos a explicar el mercado  marginalista de la electricidad, por qué creemos que asigna correctamente los recursos, y por qué no son ciertas las acusaciones vertidas de forma recurrente contra el mismo.

¿Qué es esto del mercado marginalista de la electricidad?

Nos estamos refiriendo desde luego al mercado mayorista eléctrico, que opera de forma diaria el operador de mercado eléctrico (OMIE, que sería como BME en el mercado financiero) y que suele conocerse como “pool” eléctrico.

Este término anglosajón de “pool” (que significa piscina en el idioma de Shakespeare) se deriva de la idea de que los vendedores y compradores mayoristas de energía eléctrica “arrojan” sus ofertas al mercado como si las lanzasen a una piscina.

Quienes arrojan las ofertas de venta son los generadores eléctricos (centrales nucleares, centrales de ciclo combinado, productores de energía con tecnología solar fotovoltaica, los propietarios de molinos que generan con energía eólica, etc..). Y quienes arrojan sus ofertas de compra son por lo general las compañías eléctricas, que luego actúan como comercializadores de los clientes finales (si bien algunos grandes consumidores industriales acuden directamente a comprar en el mercado).

Desde luego, como todo mercado, el objetivo final del “pool” es fijar un precio para cruzar la oferta y la demanda, cerrando así las transacciones de compraventa.

¿Qué es el precio de mercado?

Pensemos que los vendedores ofertan una determinada cantidad de energía que producirán a cada hora del día (25 tramos) y a qué precio están dispuestos a vender la misma en cada hora. Evidentemente, como resultado, en cada tramo horario habrá una cantidad de energía ofertada, como agregación de todas las ofertas, y cada oferta tendrá su precio.

Mientras que los compradores por su parte ofertan una determinada cantidad de energía que demandarán a cada hora del día, y a qué precio están dispuestos a comprarla.

Con estos input de vendedores y compradores lo que hace OMIE es crear la curva de oferta y demanda en cada bloque horario. Y al cruzar ambas curvas se encuentra, en su intersección, el precio de mercado en cada hora.

De esta forma dicho precio es el de casación de oferta y demanda: todos los vendedores que hayan lanzado su oferta con un precio igual o inferior al precio de mercado encontrarán vendida su energía, mientras que en contrapartida todos los compradores que hayan lanzado su oferta con un precio igual o inferior al de mercado tendrán aceptada su oferta de compra.

Y en todos los casos a dicho precio de mercado. El proceso es diario, y el mercado “pool” de OMIE determina diariamente un precio de la electricidad en cada una de las 24 horas del día siguiente al de la sesión.

¿Qué significa marginalista?

Esencialmente significa que los productores han lanzado sus ofertas con diferentes precios, que podríamos ordenar de mayor a menor. Sin embargo, el precio que todos ellos recibirán por su energía será un mismo precio: el precio de mercado.

Que (y aquí viene el punto polémico) puede ser más alto que el precio al que estaban dispuestos a vender: aquél precio con el que habían ofertado.

Es decir, es el precio del margen, o precio marginal, el que se considera precio de mercado a cada hora del día.

De aquí derivan la mayor parte de críticas que se suelen realizar al mercado marginalista: el hecho de que algunos productores recibirán un precio por encima del precio al que podrían vender, y esto se puede entender injustificado o poco óptimo.

Pasemos a analizar ya el asunto, una vez expuesta la cuestión en sus correctos términos. Es decir, pasemos a estudiar si realmente este precio marginal es injusto, como se le suele atribuir.

¿Qué precio ofertan los generadores? Coste de oportunidad

Si bien es cierto que algunos productores encontrarán un precio más alto que de su oferta, no es menos cierto el hecho de que el productor no puede ofertar el precio que libremente estime oportuno.

En primer lugar cabe pensar que los precios de oferta serían aquellos a los que el productor a medido que cubrirá costes y obtendrá un margen. Es más, bajo esta premisa y en una dinámica de mercado marginalista podrían darse casos en los que incluso, por temas estratégicos, estuviesen dispuestos a vender bajo coste.

Esto podría suceder en un mercado “pay as bid” pero no en un mercado “marginalista” como el que aquí nos ocupa.

En el Pool, sin embargo, los generadores están constreñidos a ofertar precio en función de su coste de oportunidad. Y esto es crucial, porque no toman como referencia por tanto el simple coste de generar (que dependería en cada caso de la tecnología de generación, de la amortización de la inversión, de sus costes variables, etc…) sino del coste de oportunidad que supone generar dicha electricidad.

Este coste de oportunidad se conceptúa como el coste que le supondría no producir electricidad (es decir, los costes fijos y variables que atendería si no generase energía en el momento para el que se oferta) y el ingreso alternativo al que renuncia al producir (es decir, lo que ganaría si pudiese vender el carbón, el petróleo o los derechos de emisión de CO2 en el momento para el que oferta).

Para poner un ejemplo que nos ayude a entenderlo por analogía, el coste de oportunidad para el dueño de un supermercado de vender manzanas un día determinado sería el coste de no venderlas (coste de almacenarlas en un almacén refrigerado) y el ingreso alternativo al que renuncia si las vendiese fuera del supermercado (por ejemplo a un productor de sidra, es decir, la diferencia entre lo que ingresaría vendiendo para sidra y lo que ingresa al venderlas a los clientes del supermercado).

Si un día determinado no existe coste de oportunidad, no se debe tener en cuenta por el generador. Es decir, si no puede revender su combustible, por ejemplo, no puede incorporar el ingreso alternativo como coste de oportunidad.

En el caso de la generación hidráulica, que supone un 20% del total de potencia instalada de generación en España, esto es tremendamente relevante. Pensemos que el coste variable para un embalse de agua respecto del propio agua que se utiliza para la generación no supone coste variable alguno. Sin embargo, desembalsar el agua a una u otra hora del día sí supone un importante coste de oportunidad (si la retiene para las horas que pudiesen ser más caras, obtendría un mayor beneficio).

¿Cómo recuperan los generadores sus costes variables?

Evidentemente que se valoren las ofertas a coste de oportunidad no significa que los generadores de electricidad no tengan que amortizar sus inversiones o conseguir un plus de rentabilidad sobre la inversión que compense a los inversores. De otra forma estaríamos ante un modelo abocado al fracaso, porque ningún inversor apostaría por poner su dinero en una industria que puede producir pérdidas de forma recurrente.

Esto se consigue a través del denominado margen de mercado, que consiste en la diferencia entre el precio de mercado recibido a lo largo del año y el coste fijo más variable anual en el que se incurre para generar.

Es decir, en paralelo a que su precio de oferta responda al coste marginal, el ingreso total tiende a superar el coste variable ocurrido.

Sin embargo, estamos hablando del coste variable, pero es evidente que los generadores incurren en un importante coste fijo que requiere de suficiente inversión.

¿Cómo se recuperan los costes fijos de la inversión?

Si el margen de mercado tiende a quedarse por debajo de la rentabilidad ordinaria que podría aportar a sus inversores el destinar su capital a inversiones alternativas, podrían disminuir lógicamente las inversiones en generación, lo que pondría en riesgo el sistema a medio o largo plazo. Por ejemplo, si los inversores obtienen un margen del 2% anual y la inversión en renta fija, en renta variable o en otras industrias puede reportar un 5% anual, tendría un elevado coste de oportunidad en su inversión del 3% y esto comprometería la nueva inversión en el sistema eléctrico.

Es más, puede darse el caso real de que ni siquiera se obtenga una rentabilidad adicional a la inversión (el 2% de nuestro ejemplo) sino que directamente se incurra en pérdidas netas al no poder obtener un plus de rentabilidad sobre la inversión a amortizar.

Así por tanto, para asegurar el objetivo de contar con una industria de generación que asegure un correcto abastecimiento del sistema eléctrico en todo momento, existe un concepto regulado en factura: los pagos por capacidad.

Son ingresos regulados que reciben los generadores y que se determinan a partir del coste fijo de una central de punta. De esta forma se intenta que la industria de generación sea

Como bien sabemos, una parte de la factura eléctrica está compuesta por costes regulados, que en el nuevo escenario normativo se agrupan en la partida de Transporte más Distribución, y por otro lado en la partida de Costes. En esta segunda encontraríamos la parte destinada a pagos por capacidad.

xCurva agregada de demanda y oferta

¿Existe un precio máximo a ofertar?

Dicho todo lo cual debemos señalar que, además, ningún generador podrá ofertar por encima de 180 €/MWh, dado que el mercado Pool establece en sus normas de funcionamiento dicho máximo.

Así, en un mercado ordinario o “pay as bid” no existiría precio máximo, y podría cotizar en momentos de escasez un precio superior. Sin embargo, y dado que en el caso del mercado mayorista eléctrico el regulador introduce dicho máximo, los generadores verán siempre constreñido la recuperación de su inversión a lo antedicho: los Pagos por Capacidad para recuperar la amortización, y el precio diario para recuperar los costes fijos pero ofertando en valoración de costes de oportunidad.

¿Cómo es la curva de oferta?

Dado que según se ha explicado las ofertas al Pool van valoradas a coste de oportunidad, las centrales hidráulicas regulables estarán en la parte alta de la curva: su coste de oportunidad es muy alto (pueden reservar agua para un momento futuro en el que se prevea un mejor precio).

Mientras que las centrales hidráulicas fluyentes y las centrales nucleares, aunque mantienen unos elevados costes fijos, estarán en la parte baja de la curva, porque su coste de oportunidad es muy bajo (si no generan, no tienen alternativa de venta de su combustible, mientras que sin embargo mantendrán su coste de operación fijo). Las tecnologías renovables entrarán en la parte baja también.

En la parte media quedarán las centrales de carbón (ahora ya en extinción) y las de ciclo combinado o resto de tecnologías.

¿Qué tecnologías marcan por tanto el precio marginal?

Ahora tras toda la explicación resultará fácil también de visualizar al lector que las tecnologías de generación que van a tender a marcar el precio de mercado, al ser el mismo un precio marginal, van a ser las tecnologías más caras en cada momento, que son las que ofertan con un mayor coste de oportunidad: centrales de fuelóleo e hidráulica regulable.

Sin embargo, cabe entender también que buena parte de la demanda se cubrirá con el escalón bajo (las centrales que ofertan a precios bajos) e intermedio (diferentes de las que ofertan a precio caro). Es decir, solo una alta demanda llegará al precio caro de las centrales punta.

¿Y existen beneficios “caídos del cielo” o injustos?

A la vista de lo expuesto tendríamos que concluir que no, dado que el precio obtenido por los que han ofertado más caro es el que legítimamente responde a su coste de oportunidad: de no haber generado en cada hora ofertada, habrían podido ganar ese precio de forma alternativa. Esto asegura una eficiencia de sus costes variables.

Huelga decir que todas las ofertas pueden ser objeto de control, auditoría y sanciones, al estar sujetas a la Ley de Defensa de la Competencia, así como al regulador de mercado CNMC. Así que tendrán que presentar siempre un análisis del cálculo del coste de oportunidad que han estimado para cotizar su oferta.

Pero el centro de la crítica podría ser el caso de los generadores que han arrojado al Pool precios más bajos que el precio marginal al que se casa la energía cada hora. No dejar de ser cierto que su oferta era a un precio más bajo que el que consiguen, por el sistema marginalista.

Sin embargo si se analiza a la luz de lo expuesto aquí previamente debe resultar dudoso afirmar que existe un beneficio injusto, puesto que los generadores que hemos indicado que ofertan a precios bajos no lo hacen valorando la amortización de su coste fijo y la cobertura de su coste variable, como podría suceder en un mercado ordinario, sino que arrojan la oferta valorando su coste de oportunidad (que tenderá a cubrir el coste variable) y dependen del pago regulado por capacidad para asegurar la cobertura del coste fijo.

Es decir, si la norma de mercado fuese la de valorar el coste fijo y variable, en vez del coste de oportunidad, lo lógico sería que no ofertasen bajo, sino mucho más alto. Y por tanto el precio de mercado podría tender a ser superior, pues una parte de la demanda no se casaría al precio bajo al que se cubre de esta forma (a diferencia de lo explicado antes en este ensayo).

¿En definitiva es injusto el mercado marginalista?

La conclusión que finalmente debemos colegir es la de que no es injusto, y la de que no resulta abusivo el precio elevado que se puede marcar en algunas horas del año (o en algunos días del año) en el mercado horario mayorista o Pool.

Porque en momentos caros que, según empezábamos diciendo al inicio de este artículo, sirven a algunos periodistas y algunos políticos para escandalizar a la opinión pública sobre un supuesto mercado injusto, lo que ha sucedido es que la alta demanda y posiblemente una restricción en la oferta (coste de oportunidad de las tecnologías más caras) han hecho que el precio marginal haya llegado a cotas más elevadas. Pero el resto del año el mercado ha funcionado permitiendo que buena parte de la demanda se cubra con precios más bajos, correspondientes al menor coste de oportunidad de buena parte de las tecnologías de generación (que además son las que mayor inversión requieren, y las que en mayor medida aseguran la cobertura recurrente y sin sobresaltos de la demanda).

 

 

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