Costos de producció: causa o excusa de la crisi de preus de l’electricitat?

L’explicació comunament acceptada de l’increment dels preus de l’energia elèctrica durant el 2021 ha estat l’increment del preu dels combustibles fòssils i dels drets d’emissió de CO₂. És cert que s’ha produït un increment molt important tant del preu del gas natural i el carbó (al voltant del 120% i 200%, respectivament) com dels drets d’emissió de CO₂ (d’un 152% aproximadament). Cal, però, preguntar-nos si aquest increment explica per si sol l’augment desorbitat dels preus de l’electricitat. La taula 1 mostra la comparativa de l’increment del cost de generació per al carbó i el gas natural amb l’increment del preu de l’electricitat al mercat diari (MD), el mercat majorista més important (84% de tot el volum negociat). Els costos de generació per MWh produït d’una unitat de producció tèrmica (les que cremen combustible per generar electricitat) depenen del cost del combustible (carbó, gas natural) consumit en la producció d’aquest MWh i de la quantitat de CO₂ que emet en generar aquest MWh. L’increment del cost del combustible entre 2020 i 2021 per als mesos d’agost-octubre ha estat del 231% per al carbó i del 122% per al gas natural, mentre que els drets d’emissió de CO₂ (anomenats EUA, European Union Allowance) han augmentat un 130%. Tenint en compte aquests preus, l’eficiència dels generadors tèrmics i de cicle combinat i la seva taxa d’emissions de CO₂ és possible estimar els costos de generació per MWh mostrats a la taula 1, on s’observa un increment mitjà del 162,2% per a les centrals de carbó (columna CC) i d’un 123,9% per a les unitats de gas natural (CGN). Tenint en compte la proporció de cada tecnologia en la producció conjunta de centrals tèrmiques (columna “frac”) s’obté un increment de cost de generació mitjà del 130,3% (CGen). Si passem ara a analitzar l’increment del preu de l’electricitat al mercat diari a partir dels informes mensuals d’OMIE, observem que l’augment mitjà per al període estudiat ha estat del 318,2% (PMD) quasi dues vegades i mitja l’increment del cost de generació (PMD/CGen=2.41). Aquest fet posa de manifest que l’encariment dels costos de producció més que la causa de l’increment descontrolat dels preus de l’electricitat ha estat una excusa per augmentar en més del doble el marge de beneficis de totes les empreses productores d’electricitat, no només de les titulars d’unitats tèrmiques. 

Taula 1: comparativa de l’increment del cost de generació amb preus del mercat diari d’energia elèctrica.

Tanmateix, la situació és encara més complexa ja que, com veurem a continuació, aquest increment del preu del mercat no ha estat provocat majoritàriament per l’encariment de l’oferta de les centrals tèrmiques, sinó que en la majoria dels casos el preu de l’electricitat l’ha fixat l’oferta de les centrals hidroelèctriques, que no es veuen afectades pels preus del combustible ni dels drets d’emissió de CO₂. Per tal d’entendre aquest fet usarem com a exemple la casació del mercat diari del 28 d’agost de 2010 a les 22h, representat a la gràfica 1. Recordem que les subhastes del mercat diari s’organitzen de la següent forma: cada dia l’operador de mercat (OMIE) rep les ofertes de compra i venda d’energia per a cadascun dels 24 períodes horaris del dia següent, representades per les corbes agregades d’oferta de compra i venda (línies primes a la gràfica 1). Un cop rebudes totes les ofertes determina l’energia total a produir E* i el seu preu p* (dit preu marginal), de forma que totes les ofertes de compra (venda) amb un preu inferior o igual (superior o igual) a p* són acceptades (casades). Les ofertes casades estan representades per les corbes d’oferta casada (línies gruixudes a la gràfica 1) i el punt d’intersecció d’aquestes dues últimes corbes correspon al punt d’equilibri del mercat, E*=25,838,5MWh i p*=126,84€/MWh, en el cas de la subhasta representada. Com és ben conegut, els mercats d’electricitat són mercats marginalistes, la qual cosa vol dir que totes les ofertes de venda acceptades seran remunerades no al preu a què es va fer l’oferta sinó al preu marginal p*. Així doncs, tota la producció nuclear, solar fotovoltaica o eòlica, que s’acostuma a oferir a preu zero o quasi zero, serà remunerada al preu de la unitat més cara, 126,84€/MWh en el nostre exemple. 

Gràfica 1: corbes agregades d’oferta i oferta casada de venda i compra per a la subhasta de les 22h del 18/08/2021

Aquesta estructura marginalista del mercat ha estat fortament criticada i seria objecte d’una altra anàlisi, però ara em voldria centrar a analitzar una altra qüestió, tant o més polèmica, com és el paper de les centrals hidroelèctriques en la fixació del preu marginal de l’electricitat. Perquè si tornem a l’exemple de la gràfica 1, la unitat marginal d’aquesta subhasta, la que està fixant el preu de l’electricitat a 126,84€/MWh, no és una central tèrmica sinó que és una unitat de producció hidroelèctrica (la unitat d’oferta TEMON, sistema hidràulic Tejo-Mondego, propietat d’EDP-Energies de Portugal). La gràfica 2 mostra la corba d’oferta que la unitat hidràulica TEMON va enviar a OMIE i a la seva dreta l’oferta de la unitat tèrmica casada més cara (unitat de cicle combinat Santurce 4 d‘Iberdrola). Veiem com els preus als quals la unitat hidroelèctrica ofereix la seva energia són comparables, i fins i tot superiors, als preus oferts per la unitat de cicle combinat. De fet està oferint pràcticament tota la seva producció per sobre dels 123,28€/MWh, un preu molt superior a l’estimat pel cost de generació de centrals de carbó, 81,9€/MWh. Cal, però, dir que caldria quantificar l’impacte real d’aquest fet sobre els preus de l’electricitat ja que, per exemple, en el nostre exemple, si la unitat hidroelèctrica TEMON no hagués fixat el preu marginal, ho hauria fet la unitat de cicle combinat STC4, amb un preu marginal només lleugerament inferior, de 126,75 €/MWh. No obstant això, el que és evident és que l’oferta de TEMON no ha estat elaborada partint dels costos de producció d’aquesta unitat sinó d’una estratègia completament legal però que sembla voler contribuir al manteniment d’uns preus de mercat artificialment elevats. De fet, les unitats hidràuliques són una tecnologia privilegiada, amb un cost de generació zero i una flexibilitat d’operació que no tenen altres renovables i que és superior a la dels generadors tèrmics. El comportament que acabem d’analitzar en què la producció hidràulica fixa el preu de l’electricitat amb una oferta legal però, diguem-ne, “especulativa” no és un cas excepcional sinó la norma en el funcionament del mercat. Efectivament durant el mes d’agost de 2021 les unitats hidràuliques van fixar el preu de l’electricitat en el 51% de les subhastes, mentre que les tèrmiques ho van fer en el 21%, seguides de renovables (20%) i bombeig (7%). Aquest paper de les unitats hidràuliques com a unitats marginals majoritàries és l’habitual en el mercat elèctric espanyol: es repeteix a la resta de mesos estudiats de 2021 i durant tot l’any 2020, en què les centrals hidroelèctriques van fixar el preu de l’electricitat en el 45,8% de les subhastes horàries del MD.

Gràfica 2: Corbes d’oferta de la unitat marginal (TEMON) i de la més cara unitat tèrmica acceptada (STC4).

En aquesta breu anàlisi hem vist com la justificació habitual de l’increment alarmant dels preus de l’energia elèctrica durant el 2021 a partir de l’encariment dels costos de generació no se sosté. Les dades analitzades indiquen més aviat que, en realitat, estem assistint a un encariment artificial de preus, fomentat i mantingut no només pels productors tèrmics sinó també especialment per les centrals de producció hidroelèctrica, malgrat que caldria analitzar més detingudament el seu impacte real.

La imatge de la capçalera té una llicència Creative Commons.

About Post Author

F.-Javier Heredia Cervera

Llicenciat en Ciències Físiques, doctor en Investigació Operativa. Professor titular d’universitat al Departament d’Estadística i Investigació Operativa de la UPC. Imparteix classes d’optimització matemàtica i de sistemes i mercats elèctrics a diversos graus i màsters de la Facultat de Matemàtiques i Estadística, la Facultat d’Informàtica (UPC) i la Facultat d’Economia i Empresa (UB). És membre del Group on Numerical Optimization and Modeling de la UPC i col·labora amb el grup d’economia de l’energia de l’Institut de Recerca d’Energia de Catalunya (IREC).