El nuevo curso político en Europa se ha iniciado con el anuncio del canciller alemán, Olaf Scholz, de una reforma del mercado eléctrico, y otro anuncio, el de la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, de una "intervención de urgencia". ¿A qué responden estas propuestas y por qué se plantean ahora?
La situación actual y el escenario a corto plazo
Como es sabido, los precios del gas natural iniciaron un ascenso imparable a mediados del año pasado, situando los precios spot en máximos de muchos años. El precio spot en Estados Unidos (Henry Hub) se sitúa hoy en máximos desde 2002, alcanzando los 9 $/MBTU (equivalentes a unos 30 €/MWh). En Europa, el precio en TTF se ha multiplicado por 10 en los últimos 20 meses y está en máximos históricos (275 €/MWh el 31 de agosto, con picos en fechas anteriores de hasta 340 €/MWh). Además, el precio del gas natural es clave en la formación del precio de la electricidad. En mercados de tipo marginalista, como los de la Unión Europea, la generación con gas natural determina el precio marginal en buena parte del tiempo, con lo que cualquier variación del precio del primero se traslada inmediatamente al de la electricidad.
Por otra parte, esta situación de precios altos del gas (y de la electricidad) se produce en un contexto caracterizado por sistemas eléctricos nacionales poco flexibles para responder a factores imprevistos como los actuales, con márgenes de reserva moderados o bajos y con parques de generación con una contribución creciente de la generación a partir de fuentes renovables y con el abandono total o parcial de la generación nuclear y de carbón. Los casos alemán y español son ilustrativos al respecto. Todo esto es consecuencia de la política energética europea y de las decisiones en el campo energético de los gobiernos nacionales durante los últimos años.
En cuanto al precio del gas natural, además del incremento iniciado en 2021, debido a una serie de factores que tienen que ver con restricciones de oferta y de aumento de la demanda, pero también con otras causas, se percibe la amenaza de fuertes restricciones de suministro del principal proveedor, Rusia, a las puertas del invierno.
Para acabar de definir el escenario, la mayor parte de Europa está sufriendo una sequía de intensidad histórica, desconocida desde hace décadas, lo que supone, como es lógico, una reducción de la energía hidroeléctrica disponible a corto plazo.
Y en agosto se ha producido un repunte de los precios del carbón y del CO2, acercándose éste a los 100 €/t.
La coincidencia de todos estos factores hace prever una elevada probabilidad de una crisis energética —y en consecuencia, económica— de dimensiones inéditas y catastróficas para Europa. Una crisis que tendrá dos dimensiones: los elevados precios del gas y de la electricidad y la posible escasez real de uno y otra, es decir, que no pueda abastecerse la totalidad de la demanda, en algunos países o en la totalidad de la Unión Europea.
Antes de comentar las posibles medidas para atacar el problema, conviene entender de qué mercados estamos hablando.
Mercados intervenidos
Los mercados nacionales de electricidad se rigen por normas enmarcadas en la legislación europea sobre el mercado interior de electricidad, que desarrollan la política energética europea. Aunque el tratado de la Unión dice que el mix energético es competencia de los estados miembros, la Comisión y el Parlamento intervienen en esa política por la vía de la regulación de los mercados y del medio ambiente, con lo que las competencias nacionales quedan limitadas y desvirtuadas. De hecho, la Unión Europea no tiene una política energética en sentido estricto, sino una política climática, de la que la energía es un simple apéndice, subordinado en todo a la primera.
De Bruselas han venido las principales líneas políticas: el modelo de mercados de electricidad marginalistas, los objetivos vinculantes y crecientes de generación renovable, la marginación de la energía nuclear, que ni siquiera recibía la consideración de limpia, el modelo de Feed-in tariffs como supuesto mecanismo eficiente para financiar la generación renovable, el ETS, que es un impuesto sobre el CO2. Decir Bruselas no quiere decir un poder absoluto, pero sí la iniciativa de la Comisión Europea (el ejecutivo comunitario) y la presión de los socios más importantes de la Unión, tanto de los partidarios de la generación eléctrica renovable como de los socios fuertes, que de hecho influyen más en las principales políticas comunitarias.
Además de Bruselas, los gobiernos europeos han adoptado políticas profundamente intervencionistas, por mucho que algunos presuman todavía hoy de liberales. En el caso de España, que resultará más familiar, vemos un mercado eléctrico achicharrado a impuestos: el IVA, el impuesto especial sobre la electricidad, y varias tasas sobre hechos imponibles diversos. En algunas Comunidades Autónomas hay además tasas propias, de forma que un KWh puede verse cargado con hasta cinco impuestos y tasas, además del impuesto sobre el CO2. Es el gobierno el que decide que se cierre la generación de carbón o la nuclear, quien decide las normas para la adjudicación de proyectos de generación renovables, quien crea mecanismos como la reciente "excepción ibérica", que modifica los precios pero no va a la raíz del problema, que es el diseño del mercado y la libertad tecnológica, quien decide que hay beneficios extraordinarios que deben ser gravados una vez más (pero no establece compensaciones cuando los beneficios son "extraordinariamente bajos"), y así sucesivamente. Los mercados de electricidad están, más que regulados, profundamente intervenidos.
El problema actual y el diseño de los mercados eléctricos
En un mercado marginalista, los generadores buscan el óptimo económico diseñando sus ofertas de energía en función de los costes de generación y de sus perspectivas de futuro, de las reglas del mercado y de su análisis de las estrategias de los competidores. Si bien el resultado de esas ofertas, una vez ordenadas por mérito, es el óptimo para el mercado en su conjunto, los generadores se ven obligados a contabilizar todos los costes, incluidos los del combustible. Si el gas sube, el precio ofertado por los generadores con gas sube también. Por otra parte, los generadores con carbón pueden verse incentivados a quemar ese combustible, siempre que pueda competir favorablemente con el gas. Pero los productores de carbón térmico, viendo el precio del gas, suben los precios hasta igualar el coste de generación del uno con el del otro. Así, en el último año, el precio del carbón en el Atlántico Norte se ha elevado notablemente, de forma que el coste de generar electricidad con gas natural importado o con carbón importado son muy similares. Solo los países que utilizan carbón propio (Alemania, Polonia, República Checa) han conseguido que la generación con carbón sea más barata que la de gas y, consiguientemente, han contribuido a que los precios medios de la electricidad hayan sido los más bajos de Europa durante los últimos meses.
La generación hidráulica, por su parte, dispone de un recurso (el agua) que no tiene un precio de mercado. Pero los generadores pueden ver el precio ofertado por la generación con gas y tomarlo como su coste de oportunidad. El resultado es que la electricidad se ha encarecido con todos los operadores actuando dentro de la legalidad más estricta.
Más recientemente, los problemas de suministro de gas desde Rusia han agravado la situación, y los precios han seguido subiendo. Así, los mercados eléctricos nacionales en Europa han visto en los últimos meses los precios más altos de la historia, que han superado en algunos momentos los 1000 €/MWh, cuando los precios "normales", antes de esta crisis estaban en niveles entre 30 y 80. En España, este mes de agosto recién cerrado ha sido el más caro de la historia, con un precio medio diario de 299,73 €/MWh. El precio medio para los clientes con tarifa regulada ha sido de 307,75 €/MWh (incluyendo la compensación por el coste del gas).
Ahora, la amenaza de un invierno con escasez real de gas se refleja en los futuros de gas y electricidad. En países como Francia, los futuros de electricidad para este invierno están por encima de los 1.000 €/MWh, o en Alemania por encima de 850 €/MWh. En España, las previsiones de precios para este invierno se acercan a los 270 €/MWh (incluso con la reducción debida al mecanismo de la "excepción ibérica") y superan los 300 €/MWh para el año 2023.
Naturalmente, los impactos en las economías familiares y empresariales están siendo tremendos, y la preocupación de los sectores empresariales y de las familias está llegando a niveles desconocidos. Han sonado todas las alarmas y los políticos tienen que hacer algo. Por una parte, no pueden eludir la cuestión que está, sin duda, en primera línea en todas las agendas políticas, y puede tener consecuencias catastróficas si no se encuentra una salida. Por otra parte, las circunstancias extraordinarias les ofrecen la oportunidad de presentarse como salvadores. Las sociedades suelen aceptar con más facilidad medidas duras cuando perciben una amenaza creíble y fuerte. Los políticos lo saben y buscan el momento adecuado creando la percepción de peligro para que la sociedad baje la guardia y acepte… más intervención. Pero ¿nos van a salvar realmente de algo? ¿Pudo haberse previsto lo que está sucediendo? ¿Cuáles son las raíces de todo este problema?
¿Por qué tenemos los mercados energéticos que tenemos?
El modelo de mercado marginalista se introdujo en la primera directiva sobre el mercado interior de electricidad, en 1997. Sus raíces están en los desarrollos conceptuales que se produjeron primero en Estados Unidos y luego en Europa, con posterioridad a los choques del petróleo de 1973 y 1979, tratando de introducir competencia en unos sectores que están basados históricamente en una regulación basada en los costes. Posteriores desarrollos normativos han completado el diseño.
Por otra parte, la política climática europea se ha traducido en el fomento de la generación eléctrica a partir de fuentes renovables, que ha tenido tres consecuencias principales. Una, la cuota creciente de las tecnologías renovables a la generación eléctrica. La segunda, el encarecimiento del precio medio de la electricidad por las primas pagadas a esa generación. Conviene recordar que, en España, el llamado déficit de tarifa se debe principalmente a esas primas, que ascienden a más de 100.000 millones de euros (contando las ya pagadas y las comprometidas y pendientes de pago). Cada año estamos pagando del orden de 8.000 millones por ese concepto. En Alemania, otro de los países que, junto con España, más esfuerzo económico han dedicado a financiar la generación renovable, también está subvencionada mediante una tasa específica que supone por encima de los 30.000 millones al año.
La tercera consecuencia de la política climática es la limitación a la generación de energía eléctrica a partir de combustibles fósiles, que se ha traducido en el abandono del carbón (véase el caso español) y de la energía nuclear que paradójicamente es limpia y no depende de suministradores de combustibles fósiles. Algunos países, como Alemania y otros, han mantenido en reserva estratégica sus centrales de carbón. España se ha lanzado a cerrar alegremente el magnífico parque generador de carbón, con lo que nuestro mix energético se ve privado de un recurso que habría sido muy valioso en estos momentos.
Estos dos hechos (incremento de la generación renovable y abandono del carbón y la nuclear) han dado lugar a un profundo cambio en la estructura del mix energético en no pocos países. En el caso de España el cambio ha sido muy notable. En 1990, la potencia eléctrica instalada era un 47% carbón, 18% nuclear y 35% hidráulica. En 2020 era 9% carbón, 7% nuclear, 18% hidráulica, 25% gas natural y 41% renovables y cogeneración. En cuanto a la energía generada, en 1990 fue 47% carbón, 35% nuclear y 18% hidráulica, y en 2020 fue de 3% carbón, 22% nuclear, 14% hidráulica, 14% gas natural y 47% cogeneración y renovables.
Por si todo esto fuera poco, leyes recientes prohíben incluso la exploración de recursos minerales propios y, por supuesto, la producción de estos. Un país que se niega a saber la riqueza que tiene en el subsuelo es, como mínimo, un país muy enfermo. O está en manos de gobiernos muy incompetentes, o cegados por la ideología.
En resumen, el diseño de los mercados es el resultado de un largo proceso intervencionista por parte de los gobiernos y de la incansable burocracia de Bruselas. Aunque se afirme que se negocian muchas cosas con los sectores energéticos, lo cierto es que las decisiones las toma el gobierno. Y cuando hay problemas, se resuelven con más intervención. El resultado de la permanente intervención son sistemas eléctricos más frágiles, de operación más compleja, con mayor riesgo de interrupciones de suministro, mayor coste de intervenciones por restricciones y emergencias, y un coste descomunal de la transición energética, que es como se llama la política climática-energética europea. Este coste suele eludirse en los discursos políticos, pero es real, muy cuantioso y es consecuencia principal del intervencionismo europeo y nacional.
Los políticos suelen negar la evidencia de que el intervencionismo resulta muy caro, por diversas vías, por ejemplo, diciendo que en España "no hemos vivido por encima de nuestras posibilidades" en materia energética. Pero no cabe duda de que obligar a cerrar centrales de carbón o nucleares que están en perfectas condiciones de seguir operando muchos años en perfectas condiciones es obligarnos a invertir en nueva generación para sustituir a la que se cierra, es decir, una intervención directa y un despilfarro innecesario y gratuito. ¿No es eso vivir por encima de nuestras posibilidades? Los ejemplos pueden multiplicarse.
El nuevo mix eléctrico tiene dos partes: una parte de generación que puede competir, con ciertas salvedades (gas y carbón) y otra que de hecho no compite (renovables con retribución específica o precio aceptantes, nuclear, también precio aceptante y cogeneración, en gran parte con retribución específica o similares, y la hidráulica, que está más bien en este lado de la ecuación que en el de la competencia). Poner a competir a tecnologías de generación que son estructuralmente poco adaptadas a la competencia no puede funcionar bien, por muchos apaños que se intenten hacer en el diseño del mercado.
Esto es perfectamente conocido desde hace años, pero quienes decidieron este sistema por considerarlo adecuado no han querido reformarlo, quizá —entre otras razones— para no tener que reconocer un error de bulto. Y una considerable falta de diligencia. ¿Es esto lo que ahora quiere reformar el señor Scholz? ¿Se pudo haber empezado hace tiempo? Naturalmente. De hecho, los análisis académicos sobre los diseños de mercado son abundantes. Más en América que en Europa, pero no podrá decirse que falta literatura al respecto. Ni opiniones cualificadas.
En cuanto a la escasez de gas natural, y la consiguiente carestía del mismo gas y del carbón térmico, en parte está causada por la política climática. Cuando Europa se empeña en reducir el consumo de combustibles fósiles, no puede pedir a los productores de gas que inviertan en desarrollo de nuevos yacimientos e infraestructuras si no van a poder vender su producción. Ahora no hay alternativas suficientes al suministro ruso.
No debe olvidarse que son la generación nuclear y los ciclos combinados los que están permitiendo que todos los españoles tengan energía eléctrica a su disposición las 24 horas del día. Basta ver los datos de cobertura de la demanda en los días más calurosos de este verano, con poco viento y muy poca agua.
Qué hacer
¿Cuáles pueden ser las propuestas concretas que se pongan encima de la mesa?
Antes de hacer propuestas, conviene recordar dos cosas. La primera, que un mercado —y más aún un mercado complejo, como el de electricidad— está definido no sólo por las reglas del propio mercado, sino además por el conjunto de instalaciones e infraestructuras vinculadas al mismo, por las influencias de otros mercados —como los de carbón o gas natural—, por los productores y consumidores, con sus derechos, obligaciones y legitimas expectativas. La segunda, que el mercado que tenemos hoy es el resultado de muchas decisiones que se han ido tomando durante décadas, y que no pueden ignorar la naturaleza de las inversiones necesarias para producir y entregar la energía eléctrica, que son de largo plazo de recuperación. Es decir, que los aciertos o errores de esas decisiones nos van a acompañar durante muchos años.
Por eso, sorprende —o no— que el señor Scholz o la señora Von der Leyen vengan con propuestas "de urgencia", cuando no se han resuelto los problemas de fondo del sistema energético europeo. Los anuncios de intervenciones de urgencia son un buen pretexto para centrar el debate allí donde les interesa a sus agendas o a sus países, y demuestran una debilidad argumental notable. Si se quiere un sector energético fuerte, resistente a factores externos duros, hay que empezar por el principio.
Ciertamente, la situación actual requiere actuaciones a corto plazo para evitar un desastre económico en el próximo invierno, y posiblemente en los próximos años. Pero si no se abordan los otros problemas, serán un parche y dentro de no mucho tiempo habrá que volver a abrir el expediente energético.
No sabemos las propuestas que van a hacer Alemania o la Comisión Europea, pero se pueden imaginar algunas. La primera posibilidad, coherente con lo que deja entender Scholz, sería recurrir a algo parecido al mecanismo de la excepción ibérica que, en el fondo, es poco más que volver a un marco de no-mercado, como el que en España se llamó Marco Legal Estable, en el que las tecnologías de generación se retribuían sobre la base de los costes. Esto equivaldría a eliminar el carácter "liberalizado" de la actividad de generación, que es como se define en la ley española. El mecanismo podría basarse en alterar alguno de los parámetros que influyen en el precio spot (en España ese parámetro es el precio del gas natural). La excepción podría extenderse durante los meses de invierno, aunque, si la situación de precios altos del gas se enquista, podría durar mucho más.
Esta limitación al precio del gas para generación eléctrica, que es lo que se ha hecho en la excepción ibérica, tendría el mismo efecto que en el caso español, reduciendo el precio medio, al reducir el marginal. Pero el gas cuesta lo que cuesta, y por una vía o por otra, habrá que pagarlo. Además, cualquier limitación distorsionaría los precios relativos, aunque en las circunstancias actuales sería el mal menor.
El anuncio de la presidenta de la Comisión Europea de una intervención ha provocado una bajada en los mercados de futuros del gas. Pero está por ver cuál es la propuesta concreta y qué impactos tiene, tanto a corto como a medio plazo, no sólo en el precio de la electricidad, sino en otros sectores.
Cualquiera de estas medidas, y otras más o menos parecidas, pueden ayudar a reducir el gasto total en energía y a evitar situaciones de escasez real generalizada, pero pueden hacer muy poco para reducir los precios del gas y, por lo tanto, de la electricidad. Por otra parte, el mapa energético de Europa pone de manifiesto que unos países tienen más riesgo de escasez que otros, y esto es un problema estructural, en el que algunos gobiernos, como el de Hungría, ya han anunciado que no van a ceder. Es dudoso que el ahorro de unos pueda resolver los problemas de otros, más allá de un alivio parcial y temporal. Una vez más, imponer obligaciones iguales a socios esencialmente desiguales provocará rechazo, descontentos y una menor confianza en las instituciones de la Unión. Las soluciones que se arbitren deberán ser adecuadas a las necesidades —distintas— de cada país.
Una medida que podría acordarse sería una reducción de los impuestos que gravan la energía. Al igual que en España, las Haciendas públicas de los otros socios comunitarios han visto incrementar sus ingresos por IVA y otras tasas. Los consumidores se verían aliviados si se redujesen a los niveles anteriores o más allá. No parece que Scholz esté pensando en esto.
El siguiente paso serían las restricciones en el suministro de gas o de electricidad. La primera ministra francesa, Elisabeth Borne, ya ha anunciado posibles cortes en el suministro de electricidad a todos los consumidores, y de gas a las industrias. El CEO de Shell, BenVan Beurden, se ha expresado en el mismo sentido. El racionamiento es una opción difícil de adoptar, pero podría ser necesaria y, por lo tanto, no puede excluirse. Una forma suavizada de restricción es el ahorro obligatorio, aunque algo más difícil de definir.
Hay otras medidas que podrían iniciarse a muy corto plazo pero que hoy son impensables, por ejemplo, una revisión a fondo de las relaciones comerciales con Rusia vinculada a un cierre negociado del conflicto bélico entre Ucrania y Rusia. Sin embargo, parece evidente que una iniciativa como ésta sería mucho más eficaz que ninguna otra.
Cualquier otra actuación para recurrir a suministradores alternativos de gas requerirá varios años para hacerla efectiva: la construcción del tramo francés del gasoducto MidCat, la construcción de nuevas plantas de regasificación en Alemania, o de nuevos gasoductos desde Argelia. Portavoces de algunos gobiernos ya lo están reconociendo, cuando dicen que nos debemos preparar para los próximos inviernos, no sólo para el que ya tenemos a la vista.
Bienvenidas sean las medidas de corto plazo, si son sensatas y si se contemplan también los problemas de largo plazo. Europa tiene una oportunidad de iniciar un debate abierto, sin condiciones previas por parte de los países dominantes y sin sesgos ni condicionantes ideológicos.
En cuanto a la reforma del mercado eléctrico, propiamente dicha, si es que de verdad se piensa en acometerla, no parece oportuno hablar de reformas de fondo sin un debate previo sosegado y amplio, algo que, pidiendo hacerlo, no se ha hecho en muchos años, exactamente veinticinco, desde la publicación de la primera directiva. ¿Se pretende reformar el diseño de los mercados actuales a toda prisa? ¿No era malo legislar en caliente (a las puertas de una crisis)? Lo veremos en unos días, y volveremos a hablar de ello.