El (no) misterio del OMIE plano

Las cosas cambian. Así son las cosas. A veces cambian a un resultado que nos es favorable, pero otras veces ese resultado está muy lejos de nuestras expectativas. Un ejemplo de ello es el mercado mayorista Ibérico diario de electricidad (énfasis en “diario”). Cualquiera con medio interés en el asunto notará dos cosas:

Lo más obvio y doloroso es que el mercado se encuentra más caro. Este hecho por sí solo, para una empresa sin una estrategia de gestión de riesgo, ya es una muy mala noticia. Tanto que ya se han escrito una sorprendente cantidad de malas noticias al respecto.

Sin embargo, hay un segundo hecho, menos transparente, pero que es subyacente al primero – el mercado se encuentra bastante plano. Eso significa que por lo general las horas más baratas ya no son tan baratas. La volatilidad de los precios del OMIE ha disminuido.

Los bigotes que desaparecen

Basta con mirar el gráfico. En él comparamos 3 semanas aleatorias de 2018. Al igual que antes, la parte más aparente es que las cajas de la semana pasada (S27) se encuentran más altas en el gráfico que las anteriores – lo que básicamente significa que los precios por hora fueron más caros.

Fig.1 – Diagramas de caja del Mercado Diario de OMIE para la S5, S18 y S27 de 2018 abajo (para más información sobre su interpretación puede seguir este enlace)

Ahora mire cómo las cajas se están haciendo más compactas y las líneas horizontales dentro de ellas al mismo nivel. Esto significa que los precios por hora son todos muy similares entre sí.

Ahora mire cómo las líneas verticales fuera de las cajas (bigotes), son cada vez más cortas, especialmente las inferiores (que indican que cuando las horas son baratas, son realmente baratas). Cada vez hay menos horas más baratas.

¿Cómo de sorprendente es?

Pues, sorprendentemente, no mucho. Veámos el gráfico abajo.

La desviación estándar (DE) es una medida común de la volatilidad, ya que cuantifica la cantidad de dispersión (o variaciones a la media) de un conjunto de datos. El siguiente gráfico muestra la DE en el precio por hora de todos los lunes, jueves y sábados a partir de 2015.

La sombra detrás de la curva indica el rango de valores DE (mínimo y máximo), mientras que la curva más oscura muestra el promedio semanal de dichos valores de DE.

Fig.2 – DE diarias en el precio horario del mercado diario de OMIE para los lunes, jueves y sábados desde 2015

Como se puede ver, de modo anual y aproximadamente siempre a mediados de año, la volatilidad del mercado disminuye significativamente. Tanto es así que, tanto en 2016 como en 2017, ha bajado hasta los niveles que tenemos ahora (inferiores a 5€/MWh). Sin embargo, hay una aparente tendencia a la baja, lo que puede significar que este año el efecto podría ser ligeramente más pronunciado que en años anteriores y, si la tendencia sigue, 2019 lo será aún más.

También es interesante el hecho de que, aunque estamos siendo testigos de un mercado plano, la volatilidad fue particularmente alta tanto en la transición de este año como durante la transición del primer al segundo trimestre.

La salvedad del Marginalismo

El OMIE, como muchos otros mercados energéticos, es un mercado marginal. ¿Qué significa esto? Bueno, significa muchas cosas, pero, en la práctica, significa que el precio de la energía es fijado por el vendedor más caro que consigue un comprador. Incluso si subasta su energía a 1ct€/MWh, si alguien más subasta a 100€/MWh y otro agente la compra, entonces ud. también obtendrá 100€/MWh.

Sin embargo, es un mercado imperfecto:

Dado que la energía es un requisito básico de la vida cotidiana, la demanda no puede dejar de cubrirse, aunque el precio sea astronómico;
Los proveedores que compiten en el mercado son muy diferentes. Por ejemplo: la energía nuclear y la eólica casi no tienen variabilidad en sus costes, sin embargo, una central eléctrica de carbón o de gas están ligadas a mercados de materias primas específicos;
Los requerimientos tecnológicos y de inversión son muy diferentes, considere el ejemplo anterior de energía nuclear vs. eólica;
La cantidad de inversión requerida y la propia historia del sistema, hace que sean muy pocos los agentes de ventas reales, incluso entre diferentes tecnologías.

Entonces, ¿Qué pasa realmente?

Si se tiene en cuenta y se cree que el mercado eléctrico diario a nivel spot se encuentra en perfecto equilibrio y armonía, el misterio de la reducción de precios bajos en OMIE significa una de dos cosas: o bien el mismo tipo de tecnología ha estado marcando todas las horas, o bien todas las tecnologías persiguen ahora los mismos precios de venta.

Para este ejercicio, consideremos las métricas dadas por el PDBF (Programa diario base de funcionamiento) de REE, que tiene una relación más directa con el mercado diario de OMIE.

Mirándolo vemos que, en la S5, la demanda prevista era de alrededor de 5TWh, mientras que en la S27 era inferior, cercana a 4,7TWh. Sin embargo, en la S5 la energía eólica prevista era casi el doble que en la S27. La S18, más barata, tenía una buena predicción de eólica (1TWh) pero una previsión de demanda global bastante inferior (4,3TWh).

La disminución de la energía eólica disponible durante el verano, asociada a una mayor demanda, son probablemente los principales impulsores de la baja volatilidad recurrente en esta época del año. Este hecho por sí solo puede ser suficiente para justificar los precios más altos de la S27. Asimismo, no responde a la pregunta ya que, dado el conocimiento de que la energía hidráulica tiende a ocupar la misma banda de precios, en el extremo superior del espectro, ¿Por qué no hay más distribución de precios?

Fig.3 – Distribución de los precios horarios del mercado diario OMIE para la S5, S18 y S27 de 2018

Si combinamos la información de la tabla anterior, con las tecnologías que definieron los precios en esas semanas, obtenemos los siguientes resultados esclarecedores:

Fig.4 – Distribución de las tecnologías que han marcado el precio marginal del mercado diario de OMIE en la S5, S18 y S27 de 2018

Lo más obvio es cómo las tecnologías convencionales han aumentado su coste marginal, lo que plantea la cuestión de si este aumento está justificado o no;
Lo segundo (e interesante) es que, por lo general, es la hidráulica la que fija el precio caro del OMIE, pero a ella se están sumando ahora las «tecnologías renovables»;
La tercera cosa más curiosa es cómo el coste marginal de la generación hidráulica estándar cambia de una manera totalmente ajena al estado del potencial hidroeléctrico, pero en perfecta correlación con los cambios semanales de las restantes tecnologías.

En relación con el primer punto, debemos tener en cuenta todo lo comentado anteriormente con relación al marginalismo y a la imperfección de la competencia en el sector energético. Sin embargo, veamos algunas características clave. Entre la S5 y la S27:

Los precios spot del gas ibérico (sólo como referencia) bajaron significativamente (>5€/MWh);
El mercado ibérico de futuros de gas (de nuevo como referencia) aumentó significativamente (>5€/MWh);
El carbón de referencia de la UE (API2) aumentó ligeramente desde febrero;
Los derechos de emisión de la UE a nivel «spot» (mercado secundario) casi duplicaron en precio (>7€/MWh);
El euro cayó un 7% con respecto al dólar;
Los precios del petróleo crudo y de los fletes han subido;
La confianza de los consumidores está ligeramente más baja y una guerra comercial está en pleno efecto.

Es, hasta cierto punto, comprensible que las tecnologías convencionales hayan incrementado su coste marginal y que las renovables, al menos las reales, hayan incrementado su coste de oportunidad en esta época del año (ahí están los “bigotes desaparecidos”).

Además, dado este escenario, y que la hidráulica se encuentra en la banda de precios de 55€+ desde hace algún tiempo, ahora está fijando el precio de la mayoría de las horas diarias, lo que lleva a una reducción de la volatilidad (lo que deriva en un OMIE plano).

Es un momento de incertidumbre, no sólo en el comportamiento de la mayor economía del mundo, sino también en la demanda asiática de gas y carbón y en la disponibilidad europea de energía nuclear y en el precio de los derechos de emisión. Sin embargo, la tendencia de los mercados financieros energéticos es alcista. Si el patrón visto en los últimos años es creíble, nos espera un resto de año muy caro (quizás incluso más allá).

Sin embargo, hay muchas más preguntas que hacer con respecto al punto #3, que van más allá de los precios del mercado diario y las curvas inexistentes de precio, que tienen sus raíces en la forma en que se modela el mercado. Dejaré la especulación al lector, aunque según las palabras de la ministra de Transición Ecológica – Teresa Ribera:

«Será necesario repensar el mercado, los sistemas de fijación de precios, la ordenación, la previsión del funcionamiento de los distintos actores, la entrada y salida de los viejos y nuevos”.

Hugo Martins | Analista