El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco en adelante) ha abierto a información pública (aquí) el cambio en la formulación del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), la tarifa eléctrica regulada que tienen algo menos del 40% de los hogares españoles. El PVPC se creó en el año 2014 y hasta ahora solo había sido sometido a pequeños retoques. Por ejemplo, el más reciente ha sido la incorporación del recargo que paga el consumidor eléctrico por la aplicación del llamado “mecanismo ibérico” que se aplica desde el pasado 15 de junio. Precisamente en el RDL 10/2022, de 13 de mayo, en el que se definió ese mecanismo se había introducido el mandato de implementar un cambio en el PVPC para introducir referencias a precios de los mercados a plazo gestionados por OMIP (aquí), que es el operador regulado que gestiona la plataforma de negociación de los mercados a plazo y derivados (futuros, swaps, etc.) en el mercado ibérico de electricidad. El mandato respondía a su vez a la petición de la Comisión Europea cuando aprobó el mecanismo ibérico (aquí). El nuevo PVPC entrará en vigor, tras recibir el informe preceptivo de la CNMC, el 1 de enero de 2023.
El objetivo que inspira el cambio que se propone es muy sencillo: reducir la volatilidad del PVPC. Esta volatilidad no es sino el resultado de que, como es sabido, el PVPC traslada de modo automático el precio de los mercados mayoristas (diario e intradiarios), que son por naturaleza muy variables entre las horas de un mismo día y de un día a otro. El PVPC no solo refleja ese precio de los mercados de corto plazo, sino que también integra otros componentes, que a su vez pueden tener también variabilidad temporal (como los peajes y cargos). Pero, sin duda, la variabilidad del PVPC viene marcada por la variabilidad de los precios de mercado, que además son el componente más importante.
El problema que se presenta cuando se introduce en la “fórmula” del PVPC el precio de los mercados a plazo o a futuro es que estos son más estables que los precios horarios para cualquier día, por lo que se termina “aplanando” la señal que el consumidor recibe cuando observa que el precio en el mercado diario es, por ejemplo, 109,6 €/MWh a las 5 de la tarde, y de 205,1 €/MWh solo cuatro horas después (datos del día 18 de octubre). Mantener esa señal es deseable para que el consumidor traslade su consumo hacia horas con menor coste de producción. Por ello la propuesta que hace el Miteco es evitar ese problema de aplanamiento entre las horas del día desplazando toda la curva de precios intradiaria de modo paralelo. La mejor forma de verlo es con un ejemplo real.
En el bloque izquierdo del Cuadro 1 se muestra el coste de producción (cp) que se integró en el PVPC del día 17 de octubre (solo se muestran unas horas para reducir el cuadro). Ese coste es actualmente la suma de cuatro componentes: el precio de mercado diario e intradiario (pm), los servicios de ajuste (sa) (coste de servicios que se necesitan para mantener el equilibrio de la red en plazos muy cortos), otros costes (oc) (costes de comercialización, financiación de operación del sistema y otros) y el precio que el consumidor paga por el ajuste en el mecanismo ibérico (mec_iber). Como veremos a continuación, con el nuevo PVPC se añade un quinto componente que se llama “término de ajuste” (ta). Vaya por adelantado que este nuevo término de ajuste no tiene nada que ver con los “ajustes” relativos al mecanismo ibérico.
Con el nuevo PVPC se utilizará información disponible hasta el último día del mes anterior (septiembre en este caso) para calcular un término de precios de futuros (ft) que se mantendrá constante durante todas las horas de todos los días del mes en curso (octubre en este ejemplo). Ese ft será la media ponderada de tres productos: el precio medio del futuro anual para el año en curso (2022 en este caso), el precio medio del futuro para el trimestre en curso (Q4 en este caso) y el precio medio del futuro para el mes en curso (octubre en este caso), con ponderaciones del 54%, 36% y 10%, respectivamente. Curiosamente, esas ponderaciones no se vinculan con cuál es el volumen de operaciones que hay de esos tres productos en los mercados a plazo, sino con un cambio normativo reciente que ha modificado cómo se calcula el ajuste retributivo a las instalaciones de generación renovable que están en el régimen retributivo específico. La justificación sería que esas instalaciones van a ofrecer energía en el mercado a plazo con esa estructura temporal, energía que estaría disponible para los comercializadores de referencia (COR) que ofrecen el PVPC. El número de días que se utilizarán para calcular los precios medios en los tres futuros no son los mismos: los tres meses anteriores para el futuro anual (octubre a diciembre de 2021 en este caso), los últimos quince días del mes anterior para el futuro trimestral (16 a 30 de septiembre en este caso) y los cinco últimos días del mes anterior para el futuro mensual (26 a 30 de septiembre en este caso). En el ejemplo del Cuadro 1, el valor de ft para todo el mes de octubre sería 186,64 €/MWh.
La parte innovadora viene a continuación. Si calculamos una media ponderada de ese ft (fijo para todas las horas del mes) con el precio de mercado (que varía por horas), el resultado será necesariamente el aplanamiento de la curva que anteriormente referimos. Para evitar esto, la propuesta del Miteco consta de cuatro pasos:
- Se calcula el precio medio de mercado para todas las horas del día (pmah). En este caso sería de 140,25 €/MWh.
- Se calcula una media ponderada entre el precio de futuros (ft) y ese precio medio (pmah), con pesos en 2023 del 25% para el ft y el 75% para el pmah. El peso de los futuros irá aumentando en próximos años: 40% en 2024 y 55% en 2025, permaneciendo en ese nivel a partir de entonces. Esta es una típica medida de glide path regulatorio donde se introduce un cambio normativo de modo paulatino. En el ejemplo del Cuadro 1, ese precio medio ponderado será de 151,85 €/MWh.
- Se calcula la diferencia entre ese precio medio ponderado (151,85 €/MWh) y el pmah (140,25 €/MWh), que resulta ser 11,60 €/MWh. Esa diferencia, que es constante para todas las horas de un mismo día, es la que se denomina término de ajuste (ta) y puede tomar valores positivos o negativos. Un valor positivo, como en este caso, indica que el precio medio de los mercados de futuros (ft) es mayor que el precio medio de los mercados de contado (pmah), y lo contrario en el caso de que el valor sea negativo.
- El nuevo coste de producción en la fórmula del PVPC es el resultante de añadir ese término de ajuste al coste de producción actual, es decir, cp (nuevo) = cp (actual) + ta.
El bloque derecho del Cuadro 1 muestra el resultado final. Como se ha señalado, el coste de producción integra ahora también el término de ajuste, que se suma en todas las horas. De ese modo, como se observa en el Gráfico 1, la nueva curva se desplaza paralelamente a la anterior, conservando el mismo perfil y, en consecuencia, igual volatilidad (desviación estándar).
Surgen dos preguntas obvias. La primera es, ¿entonces con el cambio que se propone el PVPC será más caro que con el actual PVPC? La respuesta es: depende. En el ejemplo que he puesto sí, porque el precio actual de los mercados diario e intradiarios (spot) se ha reducido mucho con respecto al que marcaban los mercados de futuros, de modo que la media ponderada (con futuros) es mayor que el precio del mercado spot. Pero eso no tiene por qué ocurrir siempre, de modo que habrá momentos en el que el PVPC “nuevo” resulte en una factura mayor para el consumidor (ta mayor que cero) y otros en los que resulte lo contrario (ta menor que cero). Podemos hacer hipótesis de lo que puede ocurrir en los próximos meses, pero en realidad no conocemos a priori con certeza cuál de los dos PVPC resultará en un menor precio para un cierto periodo de tiempo. La clave es que el cambio que se introduce no tiene por objetivo “bajar el precio” sino “bajar la volatilidad”.
De aquí surge entonces la segunda pregunta. ¿Cómo se reduce la volatilidad si acabamos de decir que la curva se desplaza de modo paralelo? Pues porque lo que se hace es conservar la misma volatilidad “intra-día” pero reducir la volatilidad “entre-días”. La razón es que el nuevo precio medio diario (pnew) viene a ser una media ponderada del precio medio spot (pmah, que varía día a día) y el precio medio de los futuros (ft, que sólo varía de mes en mes)
con a entre 0 y 1. Dentro del mes, la varianza de los nuevos precios sería (puesto que ft es constante)
El Gráfico 2 compara los precios medios diarios del PVPC realmente observados en 2022 con los que se habrían registrado con el nuevo PVPC, pudiéndose observar la reducción en la volatilidad entre días.[1]
En definitiva, el nuevo PVPC reducirá las variaciones medias de precios entre días, manteniendo igual la variación en los precios dentro del día. El efecto neto sobre la factura total a pagar es incierto, aunque debería tender a ser nulo si los precios en el mercado de futuros predicen correctamente, en promedio, los precios spot, como cabría esperar en circunstancias normales.
Una cuestión adicional[2]. Debe tenerse en cuenta que las empresas que están obligadas a suministrar energía a los pequeños consumidores son las ocho comercializadoras de referencia (aquí) o COR. Cuando una COR tiene un nuevo cliente en el PVPC, adquiere la energía en el mercado diario y se la vende a ese cliente. Pero con el nuevo PVPC la COR tiene que aplicarle en parte un precio que se marcó en el pasado en el mercado de futuros por una energía que, obviamente, la COR no ha podido comprar por adelantado para ese nuevo cliente. Por tanto, si le llegan muchos nuevos clientes porque, por ejemplo, el precio del mercado diario está bajando mucho y los clientes prefieren el nuevo PVPC a un contrato en el mercado libre, la COR puede tener que vender mucha energía con un precio que no se adapta a su estructura de compras (eso no ocurriría para los clientes que ya tiene). Actualmente las COR obtienen un margen regulado que es reducido, en línea con un riesgo muy pequeño, pero el nuevo PVPC va a generar un mayor coste de aseguramiento del riesgo que convendría valorar.
[1] En esta entrada no se discuten otras cuestiones, como la introducción en el PVPC del valor unitario del coste del bono social o la necesidad de que la empresa que desee contratar el PVPC (siempre con potencia contratada inferior a 10 kW) sea una microempresa.
[2] Para el gráfico se han supuesto unos valores medios mensuales de los precios de futuros (ft) entre enero y octubre que intentan ser plausibles pero no coinciden necesariamente con el valor real de ft (que no tengo a mano). Por lo tanto, lo relevante no es la diferencia de nivel entre la línea roja y la azul, sino la distinta volatilidad de ambas. También se ha aplicado la ponderación de 45% para el precio medio diario y 55% para el precio de mercados a plazo, que es la que existirá al final del periodo de introducción del nuevo PVPC.
Foto: Albert Dobrin
