BarcelonaHace menos de un año, la comisaria europea de Energía, Kadri Simson, defendía que el modelo actual de mercado eléctrico era "la mejor opción" para los usuarios y las empresas europeas. La guerra en Ucrania, sin embargo, ha cambiado totalmente la situación. Los precios mayoristas de la electricidad se han disparado en toda Europa y en algunos estados, como Francia y Alemania, los futuros para el 2023 han marcado precios que superan los 1.000 euros el MWh.
Esta semana puede ser clave para cambiar un modelo que, según ha reconocido la presidenta de la Comsión, Ursula von der Leyen, ya no funciona. "Los mercados se han roto", ha llegado a reconocer la presidenta del ejecutivo de Bruselas. La hoja de ruta que ha marcado pasa por desacoplar el gas del mercado eléctrico y acelerar en el desarrollo de las renovables. La urgencia de la reforma cada vez es mayor después de que Gazprom haya cerrado sine die el grifo del gasoducto Nord Stream 1, que lleva el gas de Rusia a Alemania.
"Cada kilovatio de electricidad que Europa genera de energía solar, eólica, hidráulica, biomasa, geotérmica o de hidrógeno verde nos hace menos dependientes del gas ruso", sentenció esta semana Von der Leyen, cuando anunció una intervención de urgencia en los mercados eléctricos europeos para frenar los precios "desorbitados" de la luz. El debate se hará el viernes, en una reunión de los ministros de Energía de la Unión Europea.
Pero ¿cómo se puede modificar el mercado para no depender del alto precio del gas? Los técnicos de la Comisión están trabajando en ello. Primero se tiene que entender cómo funcionan los mercados mayoristas de la electricidad en Europa. Se llama sistema marginalista y establece que primero entren en el mercado aquellas tecnologías que no se pueden parar, como la nuclear, y después las más baratas, como la hidráulica, la eólica y la fotovoltaica. Las últimas tecnologías en entrar son las más caras, el gas y, en algunos estados todavía, el carbón. El caso es que con este sistema las tecnologías más caras marcan el precio de toda la electricidad, de forma que, por ejemplo, un MWh generado en una central hidráulica o en un aerogenerador, con un coste mínimo, se paga a precio de gas. Este fenómeno provoca lo que se ha denominado beneficios caídos del cielo para las eléctricas, unos sobreingresos porque cobran a precio de gas electricidad generada con tecnologías más baratas.
En el mercado mayorista de España y Portugal se ha intentado acabar con esta dependencia del precio de la electricidad del gas con la denominada excepción ibérica, un sistema por el que se pone un tope al precio del gas que se utiliza para generar electricidad (48,8 euros MWh de media durante 12 meses). Pero este sistema no lo ve con buenos ojos Bruselas por dos razones: la primera es que se tiene que compensar a las eléctricas por la diferencia de precio entre el tope y el precio real que han pagado por el gas en el mercado. La segunda razón, y así se ha comprobado en España estos dos últimos meses, es que incentiva el uso del gas para generar electricidad, un modelo que va en contra, precisamente, de la política europea de acabar con los combustibles fósiles para llegar al 2050 con un modelo de emisiones cero a la atmósfera.
Tope en las tecnologías baratas
El modelo con el que están trabajando los técnicos de Bruselas, y así se puede ver en un borrador de documento inicial que se ha filtrado esta semana, es todo lo contrario. En lugar de topar el precio del gas como se hace en el mercado eléctrico, la propuesta es poner un límite al precio de la electricidad generada con las denominadas tecnologías inframarginalistas, es decir, aquellas que ofrecen un precio inferior al que acaba marcando el mercado, como la nuclear o las renovables.
Este sistema permitiría disponer al menos de una parte de la electricidad a precios mucho más asequibles que los actuales y, además, se evitarían los beneficios caídos del cielo. Eso sí, el tope tendría que permitir una retribución suficiente a las renovables para que se aseguraran unos ingresos suficientes para cubrir los gastos de operación, el coste financiero y un margen de beneficio adecuado.
Además de la modificación del mercado, los ministros de Energía tendrán una segunda carpeta sobre la mesa: cómo reducir el consumo energético ante la llegada de un invierno con tensiones tanto en el suministro como en los precios. El borrador con el que trabaja la Comisión apunta a la posibilidad de marcar objetivos de reducción del consumo en los estados y poder desplazar la demanda por ejemplo con mecanismos como la interrumpibilidad (una especie de prima en las empresas electrointensivas dispuestas a parar su consumo en determinados momentos, cuando la demanda eléctrica es muy alta).
España consume menos, pero gasta más gas que nunca
La excepción ibérica ha conseguido que el precio en el mercado mayorista de España y Portugal haya sido inferior en los precios de los otros mercados europeos desde que entró en vigor el 15 de junio. Un 15% de ahorro, cuantificaba esta semana el presidente del ejecutivo español, Pedro Sánchez. Pero ha tenido un efecto claro: un aumento de las exportaciones de electricidad en Francia y un aumento del consumo de gas en España para generar electricidad. También es cierto que la generación hidráulica ha caído a mínimos debido a la sequía.
Según los datos provisionales de Red Eléctrica, en agosto la demanda eléctrica cayó un 2,3% en comparación con el mismo mes del año anterior. Pero un 33% de la electricidad generada fue con ciclos combinados de gas, cuando el agosto de los dos años precedentes fue el 16,5% (2021) y el 24,9% (2020). Un aumento del uso del gas a pesar de que la generación con eólica y fotovoltaica aumentó, un 8,5% y un 33,3%, respectivamente. Pero la generación hidráulica cayó a mínimos, con un descenso del 44,9% en comparación con el año pasado por la falta de lluvias. De hecho, la hidráulica solo aportó un 4,1% de la generación (1.036 GWh), la producción más baja con esta tecnología desde el año 1992.
