Cómo apoyar a las renovables, según Newbery, Andor y Voss

Es cierto que las renovables están haciéndose cada vez más baratas, y eso, bajo ciertas condiciones (básicamente un mercado que les permita recuperar costes), haría que no necesitaran más apoyo público. Pero eso no significa que no sigan generando externalidades positivas que también deberían internalizarse.

A este respecto, David Newbery se pregunta si hay que seguir apoyando el desarrollo de las renovables, para internalizar la externalidad positiva que producen en términos de learning-by-doing, y en ese caso, cómo determinar el nivel de apoyo apropiado. Nótese que esto es distinto del apoyo necesario para compensar el efecto caníbal (del que seguro que hablo en otra ocasión).

Para ello, primero plantea una curva de aprendizaje basada en la capacidad instalada,en la que asume que hay un coste mínimo por debajo del cual no se puede bajar, y una capacidad máxima de expansión de la tecnología. También añade un elemento de saturación del mercado (que es claramente local, lo que no tengo claro si es realista para un modelo global), y un efecto caníbal (representado mediante un factor de capacidad decreciente). Su objetivo expreso es tener un modelo lo suficientemente sencillo, pero que recoja las variables principales.

Con este modelo realiza un análisis coste-beneficio, comparando los beneficios sociales de la fotovoltaica o eólica con su coste (donde su coste va bajando en función de la capacidad instalada). Aunque evidentemente todo depende de los parámetros de entrada del modelo,  encuentra algunas cosas interesantes:

- Primero, que al contrario de lo que sugeriría un análisis aislado de la curva de aprendizaje, la tasa de despliegue óptima de la tecnología no es necesariamente la máxima
- Aunque esto depende de la tecnología, claro: Para la FV, que tiene menos capacidad instalada y mayor tasa de aprendizaje, es mejor instalar más que para la eólica.
- El subsidio inicial que estima para la FV es muy elevado: entre el 34 y el 51% del coste. Este subsidio evidentemente se reduce a medida que aumenta la capacidad instalada.
- Cuando a esto le suma los otros beneficios (reducción de emisiones de CO2), el subsidio por MWh estaría alrededor de los 30 euros. De ellos, la mayor parte vendría del aprendizaje tecnológico
- En cambio, para la eólica, el subsidio está entre el 10 y el 21%.
- Finalmente, Newbery también estima el reparto de los spillovers entre los países: cuánto contribuye cada país que instala renovables a la reducción de costes global. Y concluye que no está bien repartido, si utiliza como criterio de reparto las emisiones históricas. Por lo tanto, tendría sentido colaborar más para repartir mejor los costes del despliegue.

Ahora bien, la cuestión está en si este subsidio debe asignarse por capacidad (por MW instalado), o por producción (por MWh generado). Aunque Newbery da a entender que se trasladaría por producción, este es un tema muy controvertido (que por ejemplo no se llegó a resolver en el informe de la Comisión de Expertos para la Transición Energética). Y es que hay razones para los dos:

- Por ejemplo, el beneficio del learning-by-doing se consigue con la capacidad instalada, no necesariamente con la producción. Y además, dado que el coste fundamental de la renovable es el de inversión, puede tener más sentido subvencionar esta última, ya que da más seguridad al inversor. Esto además podría reducir las posibles distorsiones en el mercado que pueden aparecer cuando el subsidio va asociado al MWh (aunque esto depende de bajo qué fórmula se establezca).
- En cambio, el subsidio al MWh también tiene alguna ventaja: da un incentivo a maximizar la producción, que al fin y al cabo es lo que reduce emisiones (aunque recordemos que esto ya se cobraría via precio de CO2 evitado). Sin este incentivo, podría pasar algo parecido a lo que ya pasó en Altamont Pass: que las plantas se instalan, pero ni se mantienen, ni se operan eficientemente. Es cierto que esto no tiene por qué pasar si el precio de mercado es suficiente para compensar los costes de operación y mantenimiento, pero la gente no siempre es racional, y el precio podría no ser suficiente para recuperar costes si el sistema no está perfectamente adaptado.

Andor y Voss analizan precisamente estos pros y contras con un modelo también muy sencillo (demasiado incluso). Su conclusión fundamental: que los subsidios marginales a la producción deberían ser iguales a sus beneficios marginales externos, y lo mismo para la capacidad. Si, como dice Newbery, la mayor externalidad corresponde al aprendizaje, que va en función de la capacidad instalada, habría que subsidiar fundamentalmente la instalación de potencia, no la generación eléctrica.

De hecho, analizan la optimalidad de las feed-in-tariffs (que serían un subsidio exclusivo a la producción) y concluyen que no son capaces de incentivar el despliegue óptimo de capacidad, salvo cuando esta capacidad es muy pequeña comparada con el total del sistema y  por tanto no hace falta que se ajuste. Cuando no lo es, entonces las FIT pueden inducir sobrecapacidad, que a su vez lleva a precios negativos (o inferiores al coste marginal de generación), y a una pérdida de bienestar.

Esto, evidentemente, tiene bastantes implicaciones para el diseño de las subastas de renovables. Según esta idea, deberían ser subastas de capacidad y no de generación. Pero, como decía antes, esto plantea algunos problemas interesantes:
- Suponiendo que el precio de mercado es superior al O&M de la renovable, el resultado de la subasta de capacidad debería estar por debajo del coste de inversión. Pero esto supone que los oferentes son capaces de estimar con precisión el coste del mercado durante los próximos 20 años. Pero, ¿y si no son capaces, o tienen una elevada aversión al riesgo? Entonces el resultado de la subasta sería que se pediría más de lo necesario para cubrir el coste de inversión, y luego habría una sobrerretribución en el mercado. Es cierto que los resultados de las subastas españolas parecen indicar lo contrario, que la gente no quiere subsidio y va a mercado...pero también es cierto que estas subastas son muy anómalas, y además, en la segunda, hay un suelo al precio de mercado.
- En cambio, una subasta por MWh eliminaría este riesgo para el inversor. Y no necesariamente se lo trasladaría al consumidor, ya que aquí no se trata de minimizar el precio de suministro eléctrico, sino de alcanzar una determinada capacidad instalada a mínimo coste.

Por tanto, y más allá de la conclusión de Andor y Voss, creo que esto es fundamentalmente una cuestión de optimización de riesgos, y de su reparto adecuado entre consumidores y productores. Esto es de hecho algo a lo que apuntan los autores en sus conclusiones: por ejemplo, si los consumidores son aversos al riesgo, preferirán tener más capacidad instalada para reducir la volatilidad de precios. En todo caso, esto es evidentemente un tema a estudiar mejor, y más aún en vista de las subastas que se avecinan.