El pasado 15 de junio, el Operador del Mercado Energético Australiano (AEMO) suspendió el mercado spot de electricidad al por mayor como consecuencia de una crisis energética cada vez más grave.

Era la primera vez en su historia que AEMO tomaba la drástica decisión de suspender todo el Mercado Nacional de la Electricidad (NEM) al resultar imposible operar el mercado dentro de las normas establecidas.

En caso de que una intervención en el mercado de la UE fuera necesaria para hacer frente a la actual crisis energética, aquí examinaremos las principales razones que llevaron a la suspensión del mercado spot de electricidad australiano y las herramientas de las que dispone el operador del mercado para intervenir el mercado.

Como bien sabemos todos, la crisis energética mundial a la que nos enfrentamos actualmente mostró sus primeras señales en septiembre de 2021, cuando las economías comenzaron a salir de las restricciones del Covid-19. A continuación, la invasión de Ucrania por parte de Rusia a finales de febrero de este año no hizo sino agravar la crisis, dado que Rusia es uno de los mayores exportadores de energía del mundo. Esto afectó especialmente a Europa, que depende mucho del petróleo ruso y, en mayor medida, del gas ruso. Como resultado, no sólo Europa, sino también otros países, han estado luchando por encontrar fuentes de energía alternativas, lo que ha llevado a que los precios generales de la energía se disparen.

En el caso de Australia, y para empeorar aún más las cosas, las condiciones meteorológicas adversas – incluidas algunas inundaciones y una ola de frío –, los periodos de baja producción eólica y solar, y los abundantes y «supuestos» fallos de las centrales eléctricas de carbón, contribuyeron a crear la «tormenta perfecta». Como resultado, los precios de la electricidad se dispararon durante la semana 24 en las cinco regiones del NEM (véase gráfico 1).

Gráfica 1. Quarterly wholesale spot power prices across NEM regions

(Fuente: ACCC – Inquiry into the National Energy Martket – Addendum to May 2022 report)

En respuesta a esta situación, el 12 de junio el Operador del Mercado Eléctrico Australiano (AEMO) fijó un tope de precios en el mercado spot de electricidad (300$/MWh). En vista de este tope de precios, los generadores de electricidad (en su mayoría basados en el carbón, que representan más del 50% de la cuota total de generación) dejaron de producir tanta energía porque no podían cubrir los costes variables (aprox. 3GW de capacidad de energía de carbón estaba fuera de servicio por motivos de «supuestos» cortes no planificados), lo que provocó una falta de suministro y desencadenó una serie de alertas de posibles apagones. Para mantener el flujo de electricidad, AEMO continuó emitiendo repetidamente una ráfaga de alertas de falta de reserva, es decir, ordenó a los generadores que produjeran suficiente electricidad para satisfacer la demanda. Cabe señalar aquí que, antes de suspender el mercado, se habían emitido alertas por un total de casi 5GW, equivalentes a aprox. 20% de la demanda total.

Ante la imposibilidad de hacer funcionar el sistema – dentro de las normas establecidas – en tales condiciones y garantizar al mismo tiempo un suministro fiable y seguro de electricidad a los hogares y las empresas australianas, AEMO decidió suspender el mercado spot de elctricidad el 15 de junio, lo que permitiría a su vez a AEMO tener una visibilidad real, de antemano, de qué plantas de generación estaban disponibles y en qué momento, en lugar de tener que depender de intervenciones de última hora. La suspensión del mercado se revisaría diariamente y se aplicaría una estructura de precios de suspensión previamente acordada para cada una de las regiones que conforman el mercado eléctrico.

El 22 de junio, AEMO anunció que levantaría la suspensión del mercado spot de electricidad por etapas, comenzando el 23 de junio, ya que el regreso de la capacidad de algunas centrales eléctricas de carbón había aliviado la crisis eléctrica del país. De hecho, 4GW de capacidad ya estaban nuevamente en servicio, permitiendo así que el mercado fuera más funcional. Finalmente, en la mañana del 24 de junio, AEMO levantó la suspensión, no sin que antes el Regulador Australiano de la Energía (AER) advirtiera a los generadores de electricidad de que ejercería sus poderes de obligado cumplimiento mientras se realizaba un análisis en profundidad de la situación que había llevado a la suspensión del mercado y les recordara que están «avisados» de que deben cumplir con las indicaciones de la AEMO y con las normas y la ley de la energía en todo momento, o se enfrentarán a medidas de coercitivas por parte de AER.

No es de extrañar que lo que acaba de ocurrir en Australia (y que podría repetirse de nuevo) sea motivo de gran preocupación si extrapolamos los principales factores que han dado lugar a la crisis energética australiana a la UE.

Las implicaciones de la recuperación de la economía post-Covid19 y de la guerra ruso-ucraniana, que han provocado un aumento de los precios de la energía, son algo que ya conocemos demasiado bien. A esto hay que añadir: i) el corte del suministro de gas ruso a varios países de la UE (Polonia, Bulgaria y Países Bajos), y la posibilidad de que Alemania – la mayor economía de Europa – se encuentre en la misma situación a muy corto plazo, y ii) el envejecimiento del parque nuclear francés, cuya fiabilidad dista mucho de ser la de antaño, un problema que está incrementando aún más los precios de la energía, especialmente los del noroeste de Europa. Sin duda, ambos problemas afectarán a los precios globales de la energía en Europa y, más concretamente, darán lugar a unos precios de la electricidad aún más elevados, cuyo coste ya difícilmente pueden asumir los ciudadanos europeos hoy en día (véase nuestro artículo: “Subida de precios de la energía: medidas nacionales para proteger a los consumidores finales europeos”).

Por tanto, si nos enfrentáramos a una situación similar a la de Australia, ¿cómo reaccionarían los distintos países y, por ende, la UE?

Por el momento, y dados los altísimos precios del gas que estamos viendo en el mercado, muchos Estados miembros ya han decidido retrasar la retirada de las centrales de carbón cuyo cierre ya estaba previsto y reactivar la capacidad de reserva o aumentar la producción global de las centrales de carbón. Esto, por supuesto, contraviene por completo la base del paquete “Fit-for-55” en el que tanto han trabajado la UE y los Estados miembros para acelerar la transición energética hacia un panorama energético más verde y respetuoso con el clima.

En cuanto al diseño de los mercados eléctricos actuales – que también es motivo de preocupación en el caso de Australia –, los mercados eléctricos europeos están anticuados. Ya no reflejan la realidad para la que fueron creados inicialmente, hace unos 20 años, es decir, crear un mercado europeo único de la electricidad basado en la generación con combustibles fósiles. Aunque el recientemente publicado REPowerEU Plan (véase nuestro artículo “REPowerEU: ¿están el coste ‘verde’ y el económico en juego?”) no preveía mayores cambios en los mercados eléctricos, la UE ha admitido receientement que estos mercados no están preparados para valorar adecuadament el precio de la flexibilidad requerida en un contexto de generación de energía a partir de fuentes de energía renovables cada vez mayor y que ahora deben ser objeto de una importante reforma.

Por último, en caso de que algún mercado eléctrico deba ser, no sólo intervenido (véase nuestro artículo “THE TIMES THEY ARE A-CHANGIN’ – Singularidad Ibérica”), sino incluso suspendido, nuestra primera pregunta aquí sería si los Estados miembros cuentan con las herramientas adecuadas para proceder a una tarea tan compleja. Y la respuesta es no. A diferencia de las normas australianas sobre el mercado de la electricidad, que prevén la posibilidad de suspender el mercado bajo determinadas circunstancias y establecen todo un conjunto de normas (que van desde la fijación de un límite de precios al mercado por encima del cual se establece inmediatamente un tope de precios, cuándo aplicar una suspensión del mercado, durante cuánto tiempo, el rango de precios, hasta la cuantía de los reembolsos a los agentes del mercado que hayan incurrido en alguna pérdida), los países de la UE carecen de este tipo de marco jurídico, por lo que sería aconsejable que consideraran su aplicación individual lo antes posible.

Actualmente, si bien todos estamos muy concentrados, y con razón, en cómo sobrevivir de la mejor manera posible a esta próxima temporada de invierno con las menores pérdidas posibles (tanto en términos monetarios como sociales), sería aconsejable que tanto la UE como los Estados miembros también hicieran suya la prioridad de empezar a pensar en la mejor manera de adaptar o reformar los mercados de la electricidad, ya sea para superar una situación muy estresada, como es el caso actual, o para reflejar la generación de energía subyacente, predominantemente de FER, que pretendemos conseguir, e implementar un diseño de mercado de la electricidad completamente nuevo.

Michaela Sternhagen