Entre las medidas anunciadas para la limitación del impacto del aumento de los precios de la energía, se ha adelantado la posibilidad de fijar un precio máximo en el mercado mayorista de electricidad. Esto suscita al menos cuatro preguntas inmediatas: ¿es eso posible? ¿cómo se implementa? ¿qué consecuencias tendría? ¿hay mecanismos alternativos con menores efectos negativos? En esta entrada se reflexiona sobre algunas de estas cuestiones teniendo muy en cuenta dos aspectos que son clave. Por un lado, no se sabe todavía si sería una medida adoptada en solitario por España, por un pequeño grupo de países o por el conjunto de la Unión Europea. Por otro lado, no se conoce el detalle (la “letra pequeña”) de la medida, ni tenemos un precedente de un precio máximo “operativo” en un contexto de acoplamiento entre mercados europeos como el actual. Nos referimos a un precio máximo “operativo” para indicar que es un precio que se alcanzaría en la inmensa mayoría de las horas de producción, si no en todas. Eso lo haría distinto a un precio máximo “teórico”, que por motivos instrumentales se incluye como una regla de mercado (el actual está en 3.000 €/MWh) y que solo sería alcanzable en un evento excepcional y puntual de gravísima escasez de oferta.
Alternativamente, desde algunos gobiernos europeos y empresas se ha propuesto un precio máximo en el uso del gas para la generación eléctrica. En esta entrada se compara también esa solución con la propuesta de limitación del precio máximo en el mercado eléctrico.
Antes de entrar en materia, dos cuestiones previas. La primera es que la situación es grave y requiere medidas excepcionales y transitorias. La segunda es que es altamente improbable que un país o un grupo de países puedan adoptar decisiones unilaterales que afecten de modo decisivo al funcionamiento del mercado interior de la energía. A ese respecto conviene recordar que en la Comunicación RePowerEU que la Comisión Europea presentó el pasado 8 de marzo no hay siquiera una insinuación sobre la posibilidad de poner límites de precios en el mercado mayorista, algo que la actual reglamentación no contempla. De hecho, el Reglamento relativo al mercado interior de la electricidad indica que “es fundamental garantizar que se eliminen los límites de precios administrativos e implícitos para permitir la fijación de precios en situaciones de escasez”. La Comunicación sí señala, dentro del conjunto de herramientas disponibles, cómo se puede interpretar el art. 5 de la Directiva de Electricidad para permitir intervenciones de precios minoristas a pequeños consumidores, que no deben confundirse con intervenciones en los mercados mayoristas. Como asunto complementario (aunque de mucha menor relevancia que los anteriores), hay que recordar que las reglas de funcionamiento del mercado las aprueba y publica en el BOE la CNMC, por lo que debe entenderse que el Gobierno tendría que recurrir a una apropiación de la competencia que se justificaría en una razón de urgente necesidad.
En cualquier caso, ¿qué efectos tendría limitar el precio del mercado mayorista, supongamos que a un máximo de 180 €/MWh? La consecuencia obvia para las empresas comercializadoras que acuden al mercado diario es que no se presentarán ofertas de adquisición de electricidad por encima de ese precio, de modo que el consumidor se verá beneficiado por la diferencia entre ese precio máximo y el precio de mercado que habría existido sin el límite. Por ejemplo, si esa diferencia es de 60 €/MWh, un consumidor doméstico medio (3.000 kWh/año) que dependiese completamente del precio del mercado diario ahorraría 180 €/año.
Sin embargo, como es previsible, el asunto no se cierra ahí porque, en la medida en que al precio máximo no habrá equilibrio entre la oferta y la demanda, es conveniente anticipar qué efectos podrían derivarse de esa limitación sobre el funcionamiento del mercado. Esto es especialmente cierto en el sector eléctrico, donde no es infrecuente que medidas regulatorias tomadas con las mejores de las intenciones terminen teniendo resultados no esperados. A continuación, se hace un recuento, necesariamente incompleto por razones de longitud, de algunos de esos problemas.
Las interconexiones
Cuando se propone un precio máximo en España se da por supuesto que es realmente en todo el mercado ibérico (España y Portugal). Recordemos que los mercados europeos se subastan simultáneamente en un proceso de acoplamiento único diario que maximiza el uso de las interconexiones para transmitir energía desde los mercados con menores precios a aquellos con mayores precios. Si España pone un límite y Francia no, entonces habrá un flujo continuo de exportaciones mediante las interconexiones hacia Francia. Sería una exportación de energía “subsidiada” que no reflejaría el coste marginal de la producción ¿Cuánto se exportaría? Suponiendo que se exportan 3.000 MWh cada hora (aunque hemos llegado a exportar 3.700 MWh), y suponiendo que la medida temporal durase seis meses, las exportaciones serían 13,1 TWh. Para ponerlo en contexto, la producción solar fotovoltaica en España entre abril y septiembre de 2021 fue de 13,0 TWh. Es decir, en esos meses estaríamos exportando una cantidad similar a toda la generación fotovoltaica de España. Si el diferencial de precios es de 60 €/MWh, como en el caso anterior, la transferencia de renta de España a Francia se elevaría a 788,4 millones de euros en solo seis meses.
¿Puede haber una reducción unilateral de la capacidad de interconexión por parte de España? De nuevo, el Reglamento niega taxativamente esa posibilidad. Admite desviaciones del cálculo coordinado de la capacidad por razones de seguridad, no por razones económicas, y señala que “esas desviaciones deben ser objeto de un atento seguimiento y notificadas de forma transparente con miras a evitar abusos y a garantizar que el volumen de la capacidad de interconexión que se ponga a disposición de los participantes en el mercado no esté limitado a fin de resolver la congestión dentro de una zona de oferta”.
La producción de los ciclos combinados
En estos días el precio de mercado está en el entorno de 240 €/MWh. Ese precio refleja los costes de las unidades de producción con mayores costes variables, que son los ciclos combinados (o, en su caso, las centrales térmicas de carbón), aunque no sea una central de ciclo la que case en último lugar. Por tanto, es obvio que si el coste variable de una central es de 240 €/MWh pero esta recibe del mercado 180 €/MWh, la central funciona bajo pérdidas. ¿Qué hacer entonces? Hay tres posibilidades: o cesa su producción, o trata de producir para otro mercado donde puede obtener un ingreso superior, o recibe una subvención por la pérdida. Obviamente, los ciclos no pueden parar porque entonces en España no tendríamos suficiente generación de electricidad para cubrir la demanda.
Dada esa restricción, las centrales pueden tratar de producir en otros mercados. ¿Cuáles son esos mercados? No son los mercados intradiarios, porque cuando se propone establecer un límite de 180 €/MWh no solo tendría que ponerse en el diario, sino en los mercados intradiarios (con la particularidad de que no solo hay intradiarios de subasta, sino también un intradiario continuo y acoplado con el resto de países). Pero, además, los grupos de producción como los ciclos también pueden acudir a otros mercados posteriores a los mercados diarios e intradiarios. Es decir, el programa inicial del mercado, que es un programa de eficiencia estrictamente económico, se modifica por cuestiones de funcionamiento técnico del sistema. De ese modo, los ciclos combinados pueden producir para solventar restricciones técnicas cuando el Operador del Sistema los “llama” porque los necesita para que el sistema eléctrico funcione o, también, pueden funcionar para gestionar los desvíos entre oferta y demanda a muy corto plazo. En esos mercados, que están íntimamente conectados con la seguridad de suministro, no hay límites de precios. De ese modo, si el productor no recibe 240 €/MWh en el mercado diario pero sí en otros mercados de ajuste, el efecto para el consumidor va a ser el mismo, ya que los mercados de ajuste también se incluyen en el precio final de la energía que paga el consumidor.
Con las reglas de mercado actuales, la imposición de un precio máximo “operativo” terminaría desviando una parte importante de la casación hacia los mercados de ajuste que tienen lugar en tiempo real. Además, esta desviación hacia otros mercados no es algo teórico. En 2006 se puso en funcionamiento durante algunos meses un precio máximo para algunos productores que terminó desplazando tanto la demanda como la oferta desde el mercado diario hacia uno de estos procedimientos pensados para el ajuste “fino” posterior al mercado.
Por tanto, la cuestión de fondo es que si se pone un límite en 180 €/MWh, y ese límite está por debajo de los costes para el productor del ciclo combinado, este operaría bajo pérdidas por cada MWh que generase. Por tanto, resulta necesario reconocerle esa pérdida ¿Cómo? Para eso podríamos fijarnos en los sistemas no peninsulares. Allí, el comercializador adquiere la energía al mismo precio que en el mercado peninsular, pero ese precio no cubre el coste real de producción, por lo que ese extracoste se le retribuye posteriormente a las empresas de generación térmica mediante su inclusión (el 50%) en la partida de los cargos que pagan todos los consumidores eléctricos y (el otro 50%) en los Presupuestos Generales del Estado. El pago de 40 €/MWh (de gas) a los ciclos supondrían 1.500 millones de euros para un periodo de meses. Para ello se ha supuesto la misma generación que entre abril y septiembre de 2021 (18.652 GWh).
¿Sería asumible un pago de ese tipo sin ir a una situación de déficit en el sector eléctrico? La respuesta a esa cuestión es incierta pues dependería de tres cuestiones. En primer lugar, del tiempo de aplicación de la medida y, por tanto, del volumen de generación que, junto al diferencial de costes del gas a cubrir, determinaría el coste total de la medida. En segundo lugar, dependería de la utilización complementaria, parcial o total, de otros mecanismos de financiación distintos al de los cargos. En tercer lugar, dependería de la entrada en funcionamiento de otros mecanismos de reducción de los costes incluidos en los cargos, tales como la actualización del precio de mercado para la retribución de las renovables o la entrada en vigor del Fondo de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico. Naturalmente, nadie desea una profundización del déficit del sistema eléctrico, ya tensionado en los últimos años (véase aquí).
El aplanamiento de la curva de precios y la generación hidráulica
Si se limita el precio del mercado eléctrico a 180 €/MWh, un precio del gas por encima del entorno de 80 €/MWh va a implicar que el precio del mercado eléctrico alcance ese máximo en todas las horas. Es decir, la curva de precios se convierte en una línea horizontal. Hay dos consecuencias inmediatas de esto. La primera es que no operan los bombeos, ya que el bombeo funciona cuando la diferencia de precios entre el precio “bajo” y el precio “alto” compensa la pérdida energética que existe entre bombear el agua y turbinarla. Por lo tanto, se produciría la paradoja de que el mercado dejaría fuera a una parte de producción renovable (no emisora), que necesariamente debería sustituirse por generación térmica (emisora) en las horas en que el bombeo deja de producir, que son las horas con mayor coste de suministro.
¿Y qué ocurre con el resto de generación hidráulica? Pues que, en un contexto en el que ya no hay curva de precio sino un precio plano, la generación con embalse no se regulará en función de la señal de precio que proviene del mercado, de modo que le da igual a qué hora (o que día) producir. La consecuencia será que el agua no se usará para sustituir al gas como energía primaria para producir electricidad, se elevará el consumo de gas y se encarecerá el coste del suministro.
Otras consideraciones
La lista de efectos derivado de una limitación al precio del mercado eléctrico es más amplia. Por brevedad, se pueden citar otros dos. En primer lugar, se ha señalado que puede haber efectos de largo plazo sobre la entrada de renovables, especialmente de las que entran en condiciones de mercado. No sería un efecto derivado de un nivel de precios que no cubra los costes, sino de la modificación de las reglas de juego de mercado. En segundo lugar, un sistema de precios máximo puede incentivar una estrategia de almacenamiento del agua con vistas al periodo posterior a la intervención temporal. Esto, de nuevo, llevaría a un mayor uso de las centrales térmicas y a un encarecimiento de los costes del sistema.
La alternativa de subvencionar el precio del gas
Algunos gobiernos y empresas han propuesto limitar el precio del gas que se utiliza en el sector eléctrico, en lugar de limitar el precio máximo de la electricidad. En este caso el ciclo combinado recibiría un pago que compensaría la diferencia entre el precio del gas trasladable al mercado eléctrico (se ha sugerido 80 €/MWh de gas) y el valor del gas en el mercado. Una solución de este tipo adoptada a escala europea tiene dos ventajas claras:
– El desplazamiento hacia abajo de los precios resultantes en cada mercado europeo “replica” un precio del gas inferior y evita los flujos de exportación que estarían totalmente distorsionados por una política exclusivamente nacional.
– La curva de precios se mantiene, lo que asegura la entrada del bombeo y la asignación eficiente del agua a la generación hidráulica en las horas punta.
Debe también señalarse que este mecanismo distorsiona la señal de precios de las centrales de ciclo combinado frente a las que utilizan carbón y probablemente desplace a estas últimas de la orden de mérito, teniendo en cuenta también que (además de los mayores costes por compras de derechos de emisión) el precio del carbón se ha encarecido notablemente en las últimas semanas.
Por tanto, el establecimiento de una subvención que limite el precio máximo del gas usado en la generación eléctrica es una solución claramente superior a un precio máximo en el mercado eléctrico, aunque en términos prácticos ambas soluciones impliquen la necesidad de cubrir un pago a las centrales de ciclo mediante el mecanismo retributivo que se considere oportuno.
Para finalizar, reiterar que no hay duda alguna de que la situación actual es grave y requiere medidas extraordinarias. Pero es importante que, como siempre pero especialmente en una situación no explorada como en la que nos encontremos, las medidas estén reflexionadas y se tenga la suficiente flexibilidad para introducir cambios que permitan ajustar de modo sencillo la norma. Las noticias más recientes apuntan a que se ha abandonado la idea de imponer un límite del precio en el mercado mayorista eléctrico, lo que es una decisión acertada.
