Por Alberto Ceña
Secretario General
AEMER
En este artículo se hace un repaso a la situación sobrevenida por la crisis actual, fundamentalmente la bajada del precio del mercado y la simulación que podría tener en el futuro, con elevada penetración renovable. Asimismo, se analiza la participación de las diferentes formas de generación en la formación de los precios y su posible afección a los perfiles de consumo. Se comenta también, la incidencia que puede tener en el mantenimiento de las plantas, la previsible incidencia en los contratos PPAs, así como algunas propuestas para cuando la situación de crisis se termine y, en la medida de lo posible, corrijamos situaciones pasadas.
No sabemos qué pasará el día después, pero una parte del futuro se nos ha venido encima: la bajada del precio de venta de la electricidad. No tengo tan claro que la integración prevista de las renovables suponga una reducción directa de los precios del mercado; el coste variable tiene que ser compensado y, dependiendo de la modalidad contractual de los servicios de mantenimiento, puede ser interesante ofrecer precios altos y/o parar la planta.
En este momento el precio del mercado está en el entorno a los 30 €/MWh con bajadas los fines de semana al entorno de los 27 €/MWh y con factores de apuntamiento próximos a 0,.93 para la eólica y a 1,0 para la fotovoltaica; aunque algunos días “normales” se empezaba ya a vislumbrar la curva de pato (demanda neta descontada la generación renovable que provoca rampas a primera y última hora del día, así como bajadas de precio al medio dia) que irá a más a medida que nos acerquemos al verano “normal”, con la consiguiente reducción de este coeficiente solar. En el caso de la eólica estaríamos pues en un ingreso medio de 28€/MWh y, de momento, ligeramente superior para la fotovoltaica.
En el debate sobre coste variable y precio ofertado resulta curioso el caso de la hidroeléctrica: fija el precio del mercado mayorista un 48% de las horas, de hecho 54% en horas punta y el 40% en horas valle; a pesar de sus bajos costes variables (o precisamente por eso) y gracias a su capacidad de almacenamiento. Por el contrario, las otras tecnologías renovables/cogeneración que fijan precio lo hacen en un porcentaje del 24% y mayor en horas valle, un 30%, lo que muestra que no todas tienen la versatilidad hidráulica para ofertar precios en periodos caros.
Desde la óptica del mantenimiento, estos bajos precios vislumbran varias consecuencias. En primer lugar, las plantas con régimen retributivo fijo sujeto al RD 413/2014, sobre todo fotovoltaicas, sufrirían menos por la posible pérdida de producción por la menor disponibilidad de las plantas, y por lo tanto, no tan presionadas por un mantenimiento tipo previo a esta crisis. La fuerza mayor prevista por el RD de situación de emergencia supone una cierta cobertura contractual. Ahora bien, es importante que, dadas las circunstancias, no se aplique el criterio de horas umbral de funcionamiento previsto en ese RD, para no comprometer el régimen retributivo.
Por el contrario, las plantas de riesgo merchant (donde se incluyen las subastas por aquello de que más vale pájaro en mano que lo que pase dentro de unos años) y que tanto en eólica como en fotovoltaica suponen casi la mitad de la potencia actual en funcionamiento, es importante mantener las plantas operativas para incluso funcionar de forma flexible, como he apuntado al principio de este artículo. En estos casos, el mantenimiento es importante pero, curiosamente, la respuesta no ha sido uniforme entre los propietarios/gestores de activos, en algunos casos se ha solicitado concentrarse en el correctivo y en otros seguir como si no hubiera un estado de alarma restrictivo, es decir, como siempre.
El simulacro de precios bajos es todavía de corta duración, la demanda de momento “solo” ha bajado un 7% y ha aumentado el consumo doméstico, la punta del mediodía es igual a la de la tarde cuando en situaciones normales es entre un 15% y 10% menor, lo que mejora los ingresos de las comercializadoras y fotovoltaicas. Sin embargo, la tendencia bajista ya se venía viendo desde primeros de año, fundamentalmente por los precios del gas importado, los costosos tubos africanos son ahora secundarios, a lo que habría que unir el efecto de la fotovoltaica mencionado, por lo que, una vez superada la crisis tampoco se esperan repuntes de precios, muy dependientes también de la evolución de la demanda industrial.
Por el lado de los proyectos con PPAs, según algunas fuentes suponen el 30% de los casi 8.000 MW que han entrado en funcionamiento recientemente, muchos de los contratos son de carga base, con margen para operar la planta y cumplir con lo comprometido tanto en cantidad como en horas de funcionamiento. Sobre la cobertura de los precios, evidentemente es una buena noticia en estos momentos para los productores, pero la situación actual podría provocar el interés de aprovecharla para analizar y renegociar cláusulas contractuales.
Desde luego el escenario actual no es bueno para las empresas de mantenimiento y lo que es peor, el futuro parece que tampoco va a mejorar. Unos meses después de la pandemia nadie se acordará del esfuerzo realizado por los técnicos y no sólo por las difíciles condiciones en las que han tenido que soportar su trabajo, sino también por la asimetría con aquellos que hemos podido realizar nuestro trabajo de forma telemática.
Esto es así porque la experiencia nos ha demostrado que la memoria es corta y volveremos a las andadas: beneficios de corto plazo y crecientes. Será deseable, sin embargo, tener una visión más global y sostenible que prime la calidad de los servicios y los productos, lo cual implica un complejo cambio cultural. Las renovables han supuesto, en muchos casos y de forma similar al inmobiliario, la quiebra del modelo de negocio clásico que aprendimos en la universidad: los beneficios deberían estar ligados al valor añadido que generan o al riesgo que soportan. A lo largo de estos años hemos visto hacer dinero solo por el hecho de tenerlo y/o buenos contactos institucionales, en unas circunstancias de riesgo limitado y de nula creación de riqueza.
La reflexión anterior es clave pues la dura emergencia sanitaria va a colocar en sus justos términos la otra emergencia, la climática, pues todo el esfuerzo tendrá que ponerse en recuperar la capacidad productiva y el empleo, de lo contrario la reducción de la demanda va a acelerar el cumplimiento de los objetivos de des carbonización.
Este tema adquiere todavía un tono más dramático si pensamos que la creación del tejido industrial debería ser la repuesta lógica a las políticas regulatorias que fomentaron el desarrollo de las renovables, si bien las primas no eran subvenciones, si eran un estímulo económico aportado por todos los consumidores. Lo comento porque las futuras ayudas públicas deben servir para primar la consolidación de los negocios existentes, pero con un perfil de continuidad, además de apoyar a empresas intensivas en mano de obra y activas en este complejo periodo, por ser esenciales para mantener confiable el suministro eléctrico
En el fondo del debate está la globalización y la rapidez con la que se ha transmitido la enfermedad a partir del foco inicial de China (surrealista lo de además comprarles EPIs). Es tarde para analizar las razones por las que este país, y los asiáticos en general, se han convertido en la gran fábrica del mundo, pues si bien es cierto que los productos asiáticos han introducido deflación, al producir a un menor coste, han desmantelado la capacidad productiva de occidente, colocándonos ante una situación sensible ante esta y cualquier otra crisis.
No será fácil que la experiencia nos sea útil, pero desde AEMER estamos dispuestos a aportar nuestro granito de arena; se ha visto que el mantenimiento es imprescindible ante cualquier circunstancia y debemos hacer valer la importancia de su calidad y la de toda la cadena de valor asociada (logística, reparación, seguridad, PRL, …), incluso en escenarios de precios de venta de electricidad bajos. Es el momento: ahora o nunca.
