La crisis del gas y el mercado eléctrico europeo

Los precios del gas en Europa se han multiplicado por más de cuatro en los últimos meses. Se trata de un acontecimiento excepcional, no previsto, un “cisne negro”, resultado de varios factores: una recuperación mundial acelerada tras la pandemia, un mercado europeo del gas cada vez más enfocado al corto plazo y con bajos stocks y una crisis geopolítica agravada por la fuerte dependencia del gas ruso. Los precios de la electricidad en los mercados mayoristas europeos también se han multiplicado por cuatro a pesar de que el gas apenas representa una quinta parte de la electricidad producida.

Este precio de la electricidad se va trasladando a los consumidores con diferente retardo en función de su contrato. En el caso español, ha afectado de forma inmediata al 40% de los hogares que están acogidos al precio regulado (PVPC, precio de venta al pequeño consumidor), entre los que se encuentran los más vulnerables, y a todos aquellos consumidores con precio referenciado al del mercado mayorista. Al resto les impacta a medida que su contrato a precio fijo vence y los suministradores revisan el precio.

En otros países de nuestro entorno, el precio regulado se fija para periodos más largos, y los consumidores industriales tienen más energía contratada a precio fijo. Eso explica por qué el impacto se está produciendo algo más tarde que en España.

Cuando la crisis era percibida como transitoria, las reducciones de impuestos y cargos, y otras medidas compensatorias para diferentes colectivos, parecían suficientes, a pesar de tener efectos muy desiguales sobre sus beneficiarios, generosas para los consumidores con contrato a precio fijo y muy insuficientes para los demás, y de las grandes diferencias entre países, difíciles de justificar en un mercado europeo integrado.

A medida que la crisis se prolonga, se encienden las alarmas en Europa porque se agrava el daño para familias y empresas, aumentan las tensiones inflacionistas que amenazan la recuperación, se disparan los beneficios “caídos del cielo” para las tecnologías que no consumen gas y afloran los riesgos para la competencia de la desaparición de la comercialización independiente. Al mismo tiempo, surgen críticas a una volatilidad de precios que es económicamente ineficiente porque no favorece la inversión real, sino la contratación de seguros, y no es aceptada por los ciudadanos. Preocupa, además, que esta crisis genere rechazo a la lucha contra el cambio climático en toda Europa, incluso en España, donde es poco cuestionable que acelerar el desarrollo eólico y fotovoltaico es la mejor receta para reducir la dependencia energética, prevenir futuras crisis y conseguir una electricidad más barata, limpia y competitiva.

Esta crisis está alimentando un doble debate sobre el mercado eléctrico europeo. El primero plantea si algunas de sus reglas debieran modificarse temporalmente para afrontar una situación excepcional, no anticipada, muy grave, que podemos equiparar a una catástrofe natural. Habría diferentes fórmulas técnicas posibles, como un pago extraordinario a las centrales de gas para que ofrezcan en el mercado por debajo de su coste, o desplazar esas centrales al mercado de resolución de restricciones técnicas. En ambos casos, los consumidores sólo pagarían el mayor coste del gas, pero no se distorsionarían los ingresos de las demás tecnologías, que seguirían percibiendo lo previsto antes del “cisne negro”.

Una solución de este tipo tiene contraindicaciones. Se puede criticar que genera incertidumbre regulatoria y desconfianza en los inversores, porque en ningún sitio está definido qué es un acontecimiento “excepcional”. De hecho, en la fase más dura de la pandemia, cuando los precios de la electricidad se hundieron, nadie planteó modificar las reglas para proteger los ingresos de los generadores. Pero ahora se trata de afrontar una situación muy grave con el menor daño posible a las relaciones contractuales y al tejido económico y social. A veces, lo que es bueno para el hígado es malo para el bazo. El agravamiento de la crisis con Rusia hace probablemente inevitable una solución europea temporal de este tipo.

El segundo debate sobre el mercado eléctrico europeo, que se mezcla algo confusamente con el anterior, se centra en cómo debe evolucionar para proporcionar las señales económicas adecuadas para transitar hacia la descarbonización. Se diseñó para un sistema eléctrico mayoritariamente fósil, caracterizado por altos costes de operación y bajos costes de inversión. Al que nos dirigimos es todo lo contrario, de muy altos costes de instalación, en generación renovable eólica y fotovoltaica sobre todo, y muy bajos costes de operación.

Respecto de las renovables, el precio del mercado mayorista de corto plazo, que tenderá a ser cada vez más bajo en los momentos de elevada producción renovable, difícilmente puede proporcionar una señal económica clara para invertir a 30 o más años. Las subastas de renovables con garantía del sistema se revelan como un mecanismo para asegurar las inversiones de forma competitiva y facilitar su financiación, sobre todo en mercados con poca demanda solvente dispuesta a comprometerse con contratos a muy largo plazo. Estas subastas se verán complementadas por contratos bilaterales de largo plazo privados (PPA) y por el mercado a plazo organizado.

Por otro lado, un sistema eléctrico masivamente renovable, cuya producción depende del sol y el viento, necesita unas instalaciones de generación, almacenamiento y gestión de la demanda que aporten respaldo y flexibilidad. Su rentabilidad no puede depender tanto de los ingresos por la energía como de la retribución que perciban por asegurar el equilibrio y la estabilidad del sistema.

Por ello es necesaria una evolución del marco regulatorio europeo que nos permita avanzar en la descarbonización con seguridad y al menor coste para los consumidores. El mercado mayorista que ahora tenemos seguirá siendo relevante para acoplar los mercados europeos y para, con los mercados de ajuste y servicios complementarios, operar de forma eficiente los recursos de flexibilidad del sistema. Aunque siga siendo un mercado marginalista, porque es lo más eficiente y transparente, será cada vez más marginal a la hora de determinar los ingresos de los generadores y los pagos de los consumidores. La mayor parte del coste de la energía se fijará al margen de ese mercado, por un lado, mediante subastas de renovables, PPA o contratación en el mercado a plazo organizado, y por otro, mediante mercados de capacidad con los que las instalaciones que presten servicios de firmeza y flexibilidad complementen los ingresos que obtengan en los mercados de corto plazo y de servicios complementarios. La realidad es que el sistema eléctrico actual está viviendo de la firmeza y la flexibilidad que aportan unas instalaciones que ahora no se construirían con las señales que el mercado proporciona.

En resumen, esta crisis aconseja una modificación temporal y excepcional de las reglas del mercado europeo, acelerar las inversiones en renovables proporcionando un marco regulatorio y contractual de muy largo plazo, y una evolución del mercado mayorista europeo, que perderá peso en beneficio de la contratación a largo plazo y el desarrollo de los mercados de capacidad y flexibilidad.

Luis Atienza ha sido presidente de Red Eléctrica y miembro de la Comisión de Expertos para la Transición Energética.