Análisis de la singularidad ibérica (últimos 3 meses) frente a otros mecanismos de regulación

Mecanismo del tope del gas en la península Ibérica

El pasado 15 de junio se hizo efectiva la excepción ibérica, que permite a España y Portugal contener el alza de precios de sus mercados eléctricos mediante la aplicación de un tope al precio del gas utilizado en la generación térmica. Hasta diciembre de 2022 este precio tope del gas será de 40 €/MWh e irá aumentando 5 €/MWh al mes hasta alcanzar los 70 €/MWh en mayo 2023.

Como veremos, el mecanismo se ha mostrado efectivo a la hora de contener el precio mayorista de la electricidad (precio spot), al imponer un precio más estable y moderado a la electricidad producida en los ciclos combinados, que es la tecnología que habitualmente fija el precio marginal del mercado.

Paradójicamente, aunque el regulador impone un límite al precio del gas, eso no significa que la evolución del precio del gas deje de afectar al consumidor. El Real Decreto Ley [10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista] establece que el consumidor final debe compensar a los generadores térmicos (“coste del ajuste”) por la aplicación del tope de gas. La compensación, en definitiva, dependerá de dos factores: i) la cantidad de energía que se genera mediante la generación térmica subvencionada y ii) el precio del gas en el mercado spot.

Lamentablemente, desde la entrada en vigor de la medida, las circunstancias han jugado en su contra:  i) la generación de energía eólica e hidráulica cayó apreciablemente a causa de las condiciones meteorológicas, lo que aumento la generación de los ciclos combinados; y ii) el precio del gas MIBGAS comenzó a aumentar con fuerza superando ampliamente los 200 €/MWh. Estas dos dinámicas han sido persistentes durante los meses de verano: en el promedio de julio y agosto, los ciclos supusieron un 29% de la generación de electricidad (un 11% en el promedio de mayo) y el precio promedio del gas fue un 74% superior al de mayo.

En definitiva, aunque durante julio y agosto, el precio spot se situó de manera sostenida en el entorno de los 140 €/MWh, un 22% por debajo del precio promedio de mayo, la compensación alcanzó en media los 135 €/MWh, lo que hizo que el precio efectivo para los consumidores fuera finalmente un 26% superior al promedio del mes de mayo.

El resultado final es a primera vista desalentador, ya que, el mes de agosto ha marcado el récord histórico de precios. Pero merece la pena profundizar el análisis antes de concluir la ineficacia de la nueva regulación. Para ello, no debemos comparar los precios actuales con el histórico sino con los que hubieran resultado en caso de no aplicarse el tope del gas.

En estos primeros meses, el precio medio ha rondado los 140 €/MWh, que sumado a la compensación alcanza unos 275 €/MWh. Sin el tope de gas se habría llegado a unos 328 €/MWh. Es decir, este verano el tope al gas ha ayudado a moderar el precio unos 50-60€/MWh de media, gracias a que el tope del gas evita que el impacto del gas se propague al resto de energías.

Pese a que es constatado que el mecanismo reduce el precio de la factura eléctrica final, sigue habiendo muchas dudas y polémicas alrededor del mismo. Sobre todo, en relación con la transparencia del cálculo de este coste de ajuste en las facturas de la luz. Para los contratos en el mercado libre, las comercializadoras deciden el grado de detalle que quieren mostrar. Y para los contratos regulados, el PVPC solo absorbe un valor provisional de OMIE (Operador del Mercado Ibérico de Energía) que incluye el coste de ajuste. Por otro lado, Aunque el mecanismo no cambia el orden de mérito de la generación (las centrales térmicas siguen siendo más caras que las nucleares o renovables) si altera el precio final. Como Francia no aplica el mismo tope de gas, el precio de la electricidad resulta más barato en España que en Francia. El efecto inmediato es un aumento de las exportaciones a Francia (subvencionadas por el consumidor español) a la vez que aumenta la producción térmica en España.

Un futuro más alentador. La medida está aprobada hasta el próximo mayo de 2023 y se espera que, en invierno y primavera, cuando la generación eólica e hidráulica es mayor y suele haber más aporte renovable, la cantidad de ciclos a compensar sea menor y, por tanto, más bajo el coste de la compensación.

Comparación con otros mecanismos llevados a cabo en otros Estados miembros de la UE

Este mecanismo de tope del gas puesto en aplicación en la península Ibérica es una clara intervención del mercado, con la consiguiente distorsión de precios. Se ha podido llevar a cabo gracias al aislamiento energético del resto de Europa (con interconexiones inferiores al 3%), de ahí la famosa singularidad ibérica. Sin embargo, para implantar un mecanismo similar en la placa continental, todos los países europeos deberían ponerse de acuerdo y esto no es inmediato. Sobre todo teniendo en cuenta que gran parte de nuestros socios comunitarios están muy apegados a los mecanismos de mercado que envían una clara señal al consumidor (si el precio del gas es caro las medidas de austeridad serán más naturales).

No obstante, hasta los más liberales, no han dudado en publicar medidas para mitigar el impacto de la escalada de precios en el cliente final (Para más detalle ver artículo de la revista HES: “Subida de precios de la energía: medidas nacionales para proteger a los consumidores finales europeos”). Estas medidas se pueden agrupar en:

  • Reducción de impuestos como el IVA y cargas del sistema (externalidades).
  • Fondos de ayudas a los hogares más desfavorecidos y subvenciones directas a empresas.
  • Medidas de ahorro energético, principalmente en la calefacción o el sector transporte.
  • Ampliación de la vida útil, o rescate de centrales/tecnologías no gasistas para intentar reducir el precio mayorista y asegurar el necesario margen de reserva.

Como decimos, aunque este conjunto de medidas y subvenciones han ayudado a paliar de una forma u otra esta crisis energética, ha sido el mecanismo del tope del gas en el sistema ibérico el que más ha impactado sobre los precios del mercado su país. A continuación, mostramos los precios del mercado alemán y francés contra el precio mayorista español, más el resultado del precio con compensación. Como se puede observar, aun sumando la compensación, los precios de España y Portugal han sido significativamente inferiores al de nuestros vecinos desde que se implantó este mecanismo.

Acuerdo de la UE para este invierno con el fin de mitigar esta subida conjuntamente en toda Europa

Por su parte, el 30 de septiembre, los ministros de Energía de la Unión Europea cerraron un acuerdo político sobre las medidas de emergencia para intervenir el mercado eléctrico comunitario. El plan consta de tres medidas principales, que se aplicará el 1 de diciembre, así como varias iniciativas adicionales:

  1. Reducciones excepcionales de la demanda de electricidad: un recorte obligatorio del 5% en el consumo de electricidad durante las horas pico. Esto requeriría que los estados miembros identifiquen el 10% de las horas con el precio esperado más alto y tomen las medidas apropiadas para reducir la demanda durante esas horas. El objetivo general es un recorte, no vinculante, del 10% en la demanda total de electricidad hasta el 31 de marzo de 2023.
  2. Límite temporal de ingresos para los productores de electricidad “infra marginales”: las tecnologías de generación con costos de generación más bajos que el gas natural, incluidas las energías renovables, la nuclear y el carbón, verían limitados sus ingresos. La comisión a establecido este límite en 180 €/MWh, argumentando que un límite alto permitirá a los operadores cubrir sus costos operativos e inversiones. Los ingresos excedentes serán recaudados por los estados miembros y utilizados para ayudar a los consumidores de energía a reducir sus facturas y se cobrarán cuando se liquiden las transacciones o posteriormente. La comisión estima que se podrían redistribuir 117.000 M€ a través de esta medida, aunque este importe podría reducirse notablemente al considerarse las ventas a plazo de esta producción. En España ya está implementado un mecanismo similar, si bien con un precio de referencia de 67 €/MWh en lugar de 180 €/MWh.
  3. Contribución solidaria temporal sobre las utilidades excedentes generadas por actividades en los sectores de petróleo, gas, carbón y refinería: estos sectores no están cubiertos por el precio tope infra marginal. La contribución de tiempo limitado tomaría la forma de una tasa impositiva adicional del 33% que los estados miembros impondrán sobre las ganancias de 2022 que son más del 20% más altas que la ganancia promedio durante los tres años anteriores. Se estima que esta medida recaudará 25.000 M€.

Más allá de estas tres medidas principales, la comisión tiene como objetivo establecer instrumentos de liquidez de emergencia para garantizar que los participantes del mercado tengan a su disposición garantías suficientes para cumplir con las llamadas de margen y para evitar una volatilidad innecesaria en el mercado de futuros.

Pese a que el objetivo de ambos mecanismos (el español y el propuesto por la CE) sea es mismo: reducir el impacto de la subida de los precios eléctricos a los consumidores; existen dos diferencias fundamentales en su fundamento:

  1. Mientras que los consumidores en España ven los ahorros directamente en su factura, es decir, la intervención se hace a nivel mercado. En Europa la intervención se hace a través de una tasa a las generadoras infra marginales, luego el traslado del ahorro a los consumidores finales se hace de manera indirecta. Aún no se sabe cómo se traducirán estos ingresos a los consumidores.
  2. Por otro lado, que la intervención del sistema español sea a través del mercado, induce una mala señal al precio. Distorsionando por tanto el sistema al desvincularlo del mercado del gas. En cambio, en Europa, no se interviene el mercado directamente. Aun así, cabe resaltar que a nivel de consumidor sí se estará recibiendo una mala señal del precio, creando también esa distorsión del precio final.

En paralelo, conviene señalar que establecer un tope al precio del gas sería complicado a nivel europeo ya que una limitación de los precios al por mayor en todos los intercambios intracomunitarios requeriría, entre otras cosas, sustituir el mercado por un sistema centralizado de asignación y racionamiento del gas y de financiación de la diferencia entre el precio máximo y el precio global del mercado. Sin embargo, está abierto a discusión la aceptación de mecanismos (como la singularidad ibérica) en adición con estas medidas.

Una cosa es segura: si bien este paquete medidas de emergencia energética es considerable en términos monetarios y sienta un nuevo precedente para la intervención, puede resultar ser solo el comienzo para la intervención de la UE y los gobiernos en Europa en los próximos años. A priori, estas medidas temporales deberían contribuir en gran medida a ayudar a la población de la UE durante el invierno; aun así, se deben resolver muchos detalles para que el plan, si finalmente se aprueba, sea efectivo.

Paloma Hepburn Jiménez

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Experiencia profesional

Céline, una persona joven y dinámica, tuvo una primera experiencia profesional en el sector turístico como Community Manager en Les Loups du Gévaudan, en Lozère (Francia). Se incorporó al equipo de HES en noviembre del 2021 para diversificar sus conocimientos: familiarizarse con el sector energético, especializarse en estrategias de marketing para optimizar la relación con los clientes de la empresa y, al mismo tiempo, desarrollar sus habilidades de coordinación y gestión de proyectos.

Educación

Céline obtuvo una licenciatura en Filología Española e Inglesa en La Sorbona (2018). También tiene un Máster II en Gestión de Proyectos y Turismo Cultural. Durante sus estudios estuvo en el extranjero en la Universidad de Londres (Inglaterra) y en la Universidad de Morón (Argentina).

Céline Haya Sauvage

Responsable de Marketing

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«La descarbonización de los sectores de la energía y el transporte es sin duda el motor económico principal de la industria en la actualidad».

Experiencia profesional

Su carrera empezó en la ingeniería civil como Director de Proyectos en Francia, Martinica y Australia. Posteriormente, fue Director General de una filial en Venezuela. En 1992, creó Dalkia en Alemania (calefacción urbana, cogeneración y asociaciones) y representó a Véolia en Tailandia. En 2000, abrió las oficinas comerciales de Endesa en Francia para sacar provecho de la liberalización del mercado minorista. A partir de 2006, como responsable de Desarrollo de Endesa Francia, dirigió el plan de generación de Ciclos Combinados y desarrolló al mismo tiempo el porfolio eólico y fotovoltaico de SNET. Philippe Boulanger trabajó durante 3 años para E.ON coordinando las actividades de la empresa en Francia. Estuvo muy involucrado en el proyecto de renovación de la concesión hidroeléctrica francesa. Como Senior Vice President – Director de Proyecto en Solvay Energy Services (abril 2012 – febrero 2014) estuvo a cargo de los proyectos de desarrollo de H2/Power-to-Gas y de acceso directo al mercado europeo. Philippe es experto de HES desde 2014.

Educación

Philippe Boulanger estudió Ingeniería en l’Ecole Polytechnique y en l’Ecole Nationale des Ponts & Chaussées (Francia). Tiene más de 25 años de experiencia en energía e infraestructuras. Además de inglés, Philippe Boulanger habla francés, alemán y español con fluidez.

Philippe Boulanger

Experto en Electricidad

HES-Philippe-Boulanger
«El mundo está cambiando. Los nuevos inversores prestan especial atención al sector energético mientras los actores históricos adaptan su posición al mercado.»

Experiencia profesional

Antonio empezó su carrera en el sector eléctrico en 1991 trabajando como miembro del equipo del Director General de Sevillana de Electricidad (España). En 1997, estaba a cargo de la regulación comercial en Endesa Distribución. En el 2000, se incorporó al departamento de M&As de Endesa en Europa. Fue nombrado Director General de Endesa Power Trading Ltd en 2003. Un año después, pasó a ser responsable de la gestión de la energía de la SNET, Francia, y fue nombrado Director General de esta empresa en 2008. En 2009, ocupó el cargo de Director de Desarrollo Corporativo de E.ON Francia. En 2011, fundó Haya Energy Solutions (HES), una consultoría que ayuda a las empresas a optimizar su cadena de valor: desde la definición de la estrategia hasta las operaciones del día a día, basándose en una gran experiencia y comprensión del sector energético. De 2015 a 2018, Antonio fue Presidente y Consejero delegado de 2 CCGTs francesas (2x410MW), propiedad de KKR. A finales de 2018, se unió a Asterion Industrial Partners, un fondo de inversión en infraestructura, en calidad de socio operativo.

Educación

Antonio se graduó en la Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Sevilla (España) y tiene un MBA en la Universidad de Deusto (España).

Antonio Haya

Presidente