Alza de los precios de la electricidad: ¿Quién tiene la culpa?

Este verano he pasado mis vacaciones en la costa en el sur de España (cosa que recomiendo). Para mi sorpresa, la segunda noticia de todos los boletines de noticias -tras el COVID- era el precio de la electricidad en el mercado spot. Para que los medios se interesen por el mercado diario de la electricidad, algo impactante tiene que estar pasando. Y es cierto, en el mercado de futuros -que es más representativo que el spot-, el precio para 2022 se había casi triplicado (de 45€/MWh a cerca de 120 €/MWh)

Cada día los periodistas y especialistas invitados a las tertulias trataban de explicarnos el porqué de la situación. El Gobierno Español decidía medidas urgentes para reducir el impacto de la subida en los consumidores. El Frances aumentaba el cheque energético. El alemán reducía el EEG.  Algo más tarde, España propone incluir la reforma del mercado de la electricidad en la Agenda Europea del próximo semestre. Mientras Bruno Lemaire (ministro de economía del gobierno francés) habla de mercado aberrante. Los más extremistas llegan a proponer la nacionalización de las empresas eléctricas a las que hacen responsables de la situación.

En lo que sigue tratamos de poner algo de luz en entender las causas de esta tormenta perfecta

La estructura de la tarifa

Vamos a hablar de la tarifa eléctrica por motivos sentimentales. En la mayoría de los países de la UE ya no existe tarifa regulada para la electricidad. Los precios soportados por el consumidor final son fijados por las comercializadoras que integran los diferentes costes en condiciones de competencia. Pero en atención a que en los medios se sigue hablando de tarifa eléctrica, yo también lo voy a hacer.

Partamos de un principio básico, una correcta tarifa debe ser capaz de cubrir los costes completos del servicio a largo plazo. Simplificando mucho, en el caso de la electricidad estos costes se pueden dividir en costes de producción, de red (transporte y distribución) y de comercialización.

  • Comenzando por los costes de red, y al tratarse de un monopolio natural -no podemos elegir nuestro distribuidor-, en la mayoría de los países de la EU son regulados. Es decir, son decididos por la autoridad reguladora para cubrir los costes completos de las sociedades transportistas y distribuidoras. Esta parte del coste del servicio eléctrico es propiamente una tarifa (en España se llaman peajes, en Francia es el TURPE, en Alemania el Netzentgelte). Su evolución suele responder a inflación menos algo. Obviamente esta parte de la tarifa no es la responsable de las recientes subidas de precio.
  • Los costes de comercialización cubren la actividad del comercializador incluyendo su margen. En condiciones de competencia, estos costes son reducidos y estables. De nuevo, esto no está en el origen del problema.
  • Nos quedan pues los costes de producción. Estos son los destinados a cubrir los costes de generación de la electricidad. Como explicaremos más tarde, esta componente del coste de la electricidad es la que está viviendo momentos de agitación.

Como regla general, no necesariamente muy exacta, un tercio de la factura de los clientes domésticos corresponde a los costes de producción, el segundo tercio serían los costes de red y comercialización. El último tercio corresponde a una nueva categoría de la que aún no hemos hablado: los impuestos y ‘externalidades’

Pues sí, además de los costes propios al servicio, en nuestra factura tienen cabida impuestos y ‘externalidades’. La factura eléctrica es una vía de recaudación muy apreciada por las Haciendas. El consumidor paga religiosamente a fin de mes (que si no le cortan la luz) sin entender muy bien la factura. De esta forma, además del IVA, poco a poco se van amontonando otra serie de conceptos más o menos suigéneris que responden a políticas energéticas o a política a secas (ayudas a las renovables, perecuación tarifaria, entes reguladores, fondos de pensiones del personal eléctrico, déficit de tarifa, moratoria nuclear, etc.). A modo de ejemplo, en la factura de los franceses encontramos 23€/MWh de TICFE, que cubren los costes de transición energética. Este mismo concepto es cubierto por el EEG en Alemania, donde se pagan la friolera de 65€/MWh, mientras que en España este coste representaría unos 44€/MWh. Como las ‘externalidades’ no han dejado de aumentar en los últimos años, la tendencia en la mayoría de países es que las nuevas ‘externalidades’ se desplacen a los presupuestos del estado (ver newsletter). Debemos deducir, por tanto, que tampoco estos impuestos y ‘externalidades’ son la causa de la actual subida de la factura eléctrica.

Vamos pues al ojo del huracán, los costes de generación.

El coste de producción

La producción de electricidad se organiza a través de mercados y responde a un orden de mérito en el que la central con costes variables más baratos será la primera en ser vendida. Las distintas fuentes de producción (ofertas) se irán apilando hasta cubrir la demanda. Como el producto intercambiado es el mismo, toda la generación intercambiada en un mismo instante recibe un mismo precio independientemente del origen de la producción. Este mecanismo denominado “paid as cleared” lleva a que la central más cara de las necesarias para cubrir la demanda (central marginal) fije el precio para cada hora de producción a toda la producción casada en la subasta.

Este es un elemento importante y fuente de cierta polémica. ¿Por qué pagar al mismo precio un MWh producido por pongamos una central hidráulica que el producido por una central a gas? La primera tiene un coste variable próximo a cero mientras que la segunda depende de los precios del gas y CO2. Por el contrario, los costes de inversión de la central hidráulica son 10 a 20 veces mayores que los de una Turbina a gas. Es cierto que este sistema de “paid as cleared” genera mayor margen a la productora a más bajo coste variable, lo que no resulta abusivo si se tiene en cuenta que ese incremento ha de destinarse a cubrir una inversión mucho mayor. Parece pues lícito que la central hidráulica capture un margen superior a la de gas en dicho mercado. Una vez dicho esto, también podemos entender que el ministro Lemaire se escandalice de que en un país como Francia donde 92% de la producción es de origen nuclear y renovable, los precios de la electricidad respondan a las variaciones del coste de las centrales que representan solo el 8% restante.

Aquí podríamos entrar en disquisiciones sobre otras arquitecturas del mercado eléctrico que podrían dar mayor estabilidad a los precios, pero, para no perdernos, lo vamos a dejar para otra Nwsl.

Volviendo a nuestro sistema de precios marginales, ya hemos llegado a punto donde podemos explicar por qué el coste de generación está subiendo de forma descontrolada. En el orden de mérito del que hablamos anteriormente, son las centrales térmicas las ultimas necesarias para satisfacer la demanda. Estas utilizan gas y emiten CO2. Si el precio del gas sube 1€, la oferta de estas centrales sube 2€ (se necesitan 2 unidades de gas para fabricar 1 unidad de electricidad). Si el CO2 sube de 1€, el precio de la electricidad sube 0,3€ (se emite 1 unidad de CO2 por cada 3 unidades de electricidad producida en un CCGT). Si en lugar de CCGTs la producción se hace en turbinas a combustión con rendimientos muy inferiores, la sensibilidad a los subyacentes será aún mayor.

Supongo que el lector a estas alturas puede estar un poco cansado de buscar la causa de la causa, pero no nos queda más remedio que entrar en estos subyacentes, Gas y CO2 que son los que están en el origen del problema.

  • Para comprender la subida del C02, les invito a leer nuestra newsletter del mes pasado. Si los objetivos de reducción de emisiones son más ambiciosos, necesariamente el precio del CO2 debe subir para dar la señal correcta en nuestra lucha contra las emisiones. Después del paso a la última fase del mercado ETS y los anuncios del “Fit for 55”, la consecuencia ha sido una subida meteórica este último año y tendencia alcista a medio plazo.
  • La subida del gas responde a otras causas. Primero coyunturales, la pandemia contrajo la demanda mundial de gas a niveles que obligaron a reducir la producción de forma drástica. La recuperación económica post-covid, sobre todo en Asia, absorbe las disponibilidades inmediatas de gas. Si a esto añadimos un pelín de geopolítica (Rusia presionando por la autorización del Nordstream 2 o las disputas entre Argelia y Marruecos), no hay que extrañarse de los actuales precios estratosféricos en Europa siguiendo la estela de los precios asiáticos. Subidas de +47 €/MWhPCS en el último año pero clara tendencia a la baja en el medio plazo.

Impacto en la factura y medidas gubernamentales

El impacto en la factura del cliente final será muy variable según los países. En aquellos en los que los clientes están completamente expuestos al mercado sin ninguna protección, hay que contar que la factura final podría aumentar en el entorno del 40%. En los que aún existen tarifas reguladas, el impacto inmediato es más amortiguado. A los reguladores no les gustan los sobresaltos y normalmente el coste de generación tiene alguna inercia. En Francia en particular el impacto será ‘solo’ del 12%. Además de la metodología de la construcción de la tarifa, el ARENH (acceso regulado a la energía nuclear histórica) reducirá el impacto de la subida tanto a clientes a tarifa como liberalizados que se benefician de un aprovisionamiento a precio de ganga 42€/MWh vs los 120 €/MWh de los futuros eléctricos.

Cosa distinta es el caso español, donde la tarifa regulada, el PVPC (Precio Voluntario del Pequeño Consumidor), se ha diseñado 100% dependiente del precio horario del mercado spot sin ningún tipo de amortiguador. En la actualidad, uno de cada tres consumidores domésticos soporta la PVPC, lo que justifica el impacto social y mediático de las subidas de la electricidad en España.

No obstante, no hay que olvidar que la mayor parte del consumo de electricidad se contrata a largo plazo (uno o más años) a precios fijos en los mercados a plazo, por lo que la actual crisis de precios, en tanto sea coyuntural y no se convierta en estructural, afectará de forma menos brutal a los consumidores.

En cualquier caso, todos los gobiernos anuncian medidas inmediatas para reducir el impacto. La mayoría deciden de forma transitoria reducir la presión fiscal sobre la tarifa con reducción de impuestos y ‘externalidades’. Esperemos que estas medidas se vuelvan permanentes. En paralelo se abre la discusión a nivel europeo sobre la arquitectura del mercado. La implementación de cualquier cambio podría llevar años, con lo que esto no ayudara en la crisis actual.

Como siempre, nos gusta concluir estos artículos con una recomendación a nuestros clientes: hay que evitar sobre reaccionar a la crisis actual. Como la situación de los mercados es transitoria no conviene tomar decisiones permanentes. Capear el temporal como se pueda y planificar el futuro de forma sólida. En particular, recomendamos la puesta en marcha de políticas de control de la exposición a la volatilidad en el largo plazo. ¡Suerte a todos!

Antonio Haya

Ps: a la hora de publicar este artículo, el precio futuro de la electricidad para 2022 en Europa continental se acerca a 145,9 €/MWh, el gas (Peg): 59,39 €/MWh, el gas (TTF): 59,15 €/MWh y el CO2: 59,58 €/Tm.

La crisis de precios se está acelerando de forma vertiginosa.

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Each month, one of our experts publishes an article describing his view on a specific topic of the constant changes taking place in the energy market, with special focus on the French market.

Profesional Experience

Céline, a young and dynamic person, had a first experience in the tourism sector as a community manager at Loups du Gévaudan, in Lozère. She joined HES team in November 2021 to diversify her knowledge: learning about the energy sector, specialising in marketing strategies in order to improve the company’s customer relations and, at the same time, developing her skills in coordination and project management.

Education

Céline graduated in Spanish and English Language, Literature and Civilisation at La Sorbonne IV (2018). She also holds a master’s degree II in cultural projects and establishments management, with a special focus on international tourism. She also studied abroad at the University of London (England) and Universidad de Morón (Argentina).

Céline Haya Sauvage

Marketing Responsible

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“Decarbonization of the Energy and Transport sectors is arguably today’s main economic driver for the industry.”

Profesional Experience

His career started in civil engineering as a Project Manager in France, Martinique and Australia. Afterwards, he became the General Manager of a subsidiary in Venezuela. In 1992, he established Dalkia in Germany (district heating, cogeneration, and partnerships) and represented Véolia in Thailand. In 2000, he opened the commercial office of Endesa in France to take advantage of the liberalized retail market. From 2006, as a development Manager at Endesa France, he led Endesa’s plan for Combined Cycle generation in France and developed the wind and PV portfolio of Snet at the same time. Philippe Boulanger worked for 3 years at E.ON’s headquarters coordinating the company´s activities in France. He was strongly involved in the French hydro concession renewal project. As a Senior Vice President – Project Director at Solvay Energy Services from April 2012 to February 2014 he was in charge of the H2/Power to gas and European direct market access deployment projects. Philippe has been an HES expert since 2014.

Education

Philippe Boulanger holds engineering degrees both from the Ecole Polytechnique and the Ecole Nationale des Ponts & Chaussées (France) and has a combined experience of more than 25 years in energy and infrastructure. In addition to English, Mr. Boulanger is fluent in French, German & Spanish.

Philippe Boulanger

Electricity Expert

HES-Philippe-Boulanger

“The world is changing. New investors pay particular attention to the energy sector while historical actors adapt their position to the market.”

Profesional Experience

Antonio started his career in the electricity sector in 1991 working as a member of staff for the General Manager of Sevillana de Electricidad (Spain). In 1997, he was in charge of the commercial regulation at Endesa Distribution. In 2000, he joined Endesa’s European M&A department. He was appointed CEO of Endesa Power Trading Ltd in 2003. He became Head of Energy Management for SNET, France, in 2004 and was appointed CEO of this company in 2008. In 2009, he held the position of Head of Corporate Development for E.ON France. In 2011, he founded Haya Energy Solutions (HES), a consulting firm which assists companies in optimizing their value chain: from strategy definition to day-to-day operations, based on a strong experience and understanding of the energy industry. From 2015 to 2018, Antonio was Chairman and CEO of 2 French CCGTs (2x410MW), owned by KKR. At the end of 2018, he joined Asterion Industrial Partners, a dedicated infrastructure investment fund, as an Operating Partner.

Education

Antonio graduated from the Escuela Técnica Superior de Ingenieros of Seville (Spain) and holds an MBA degree from Deusto University (Spain).

Antonio Haya

CEO