Els efectes de l’excepció ibèrica del mercat elèctric

El 14 de juny passat va entrar en vigor l’anomenada excepció ibèrica del mercat elèctric. En Roger Medina n’analitza el contigut i els efectes.

Lectures 475
Temps de lectura9 minuts

Roger Medina

El 14 de juny passat va entrar en vigor l’anomenada excepció ibèrica del mercat elèctric. Després d’un llarg període de negociació entre els caps d’estat i de govern del Consell Europeu a final del mes de març, i de la Comissió Europea (CE) i els executius espanyol i portuguès, el mecanisme es va convertir en una realitat. El Reial decret llei 10/2022, de 13 de maig, pel qual s’estableix amb caràcter temporal un mecanisme d’ajust de costos de producció per a la reducció del preu de l’electricitat al mercat majorista (en endavant, el RDL) va trigar gairebé un mes a poder desplegar els seus efectes normatius, ja que el fet de ser una ajuda de l’Estat que es va haver de notificar pel procediment ordinari ha fet que la Comissió Europea hagués d’estudiar l’impacte que aquesta mesura podia tenir sobre el mercat interior i la competència abans d’autoritzar-la.

En primer lloc, convé tenir clars tres punts fonamentals d’aquest instrument regulador temporal per evitar malentesos sobre el seu funcionament:

  • No modifica la naturalesa marginalista del sistema elèctric i es limita a “ajustar” les ofertes que determinades centrals elèctriques fan al mercat majorista. La quantitat de l’ajust s’aplica a cada una de les centrals afectades per la mesura (cicle combinat de gas natural, carbó i cogeneració que no estigui acollida a mecanismes del règim retributiu específic), i té en compte tres factors: (i) el preu de mercat del gas que publica el Mercat Ibèric del Gas (MIBGAS); (ii) el que la mesura anomena “preu de referència del gas”, que durant els primers sis mesos està fixat en 40€/MWh, i a partir del setè mes anirà augmentant 5€/MWh cada mes fins als 70€/MWh el darrer mes que la mesura estigui en vigor (maig del 2023), i (iii) l’eficiència tèrmica mitjana de les centrals de cicle combinat, que és del 55% (és a dir, que de mitjana necessiten 1/0,55=1,82 MWh de gas per generar 1 MWh d’electricitat).
  • Aquest “ajust” el que fa és descomptar l’import que estigui per sobre del preu de referència considerat en cada moment degut als elevats preus del gas per les circumstàncies excepcionals per tal de reduir el seu impacte sobre el mercat majorista. Per exemple, el primer dia en vigor de la mesura aquest import va ser de 72,73€/MWh, resultant de restar el preu del gas per a aquell dia (80€/MWh) al preu de referència (40€/MWh), dividit entre el factor que recull l’eficiència mitjana de les centrals de cicle combinat (0,55). Això vol dir que a les ofertes presentades per les centrals afectades per la mesura se’ls aplicarà una minoració per aquest import, i el preu resultant a efectes de la seva oferta al mercat majorista serà el que es derivi d’aquesta operació.
  • L’aplicació d’aquest ajust provoca que les centrals tèrmiques ofereixin la seva generació al mercat majorista per sota del seu cost de producció. És per això que la mesura introdueix un mecanisme de compensació per a les centrals afectades, que consisteix a dividir el cost de compensar aquestes centrals (és a dir, la suma de tots els ajustos duts a terme explicats en el paràgraf anterior) entre tota la demanda beneficiària de la mesura. Això fa que el mecanisme no generi cap despesa fiscal ni suposi un augment del dèficit tarifari del sistema elèctric, ja que la compensació té lloc en cada hora del dia per l’import que cal distribuir en funció de la demanda en cada instant de temps. Això implica que les factures de molts consumidors veuran reflectides l’import de la compensació. Addicionalment, les anomenades rendes de congestió també es fan servir per pagar part d’aquesta subvenció.

Un dels elements que cal tenir en compte amb relació als dos primers punts és que, malgrat que la minoració s’aplica de manera homogènia a totes les centrals afectades, les ofertes presentades són enormement heterogènies, i es basen en les particularitats en termes de costos i eficiència de cada una de les plantes de generació. D’altra banda, l’eficiència mitjana considerada per dur a terme l’ajust és del 55% i, per definició, si el mercat segueix essent marginalista i hi ha necessitat de cicle combinat per generar electricitat, la planta marginal que fixi el preu serà generalment menys eficient que la mitjana.

El gràfic següent mostra els preus majoristes que hi hauria hagut abans d’aplicar-se l’ajust (és a dir, una aproximació imperfecta del preu en absència de la mesura) i després de la compensació, és a dir, el que resulta de sumar el preu majorista al cost de la compensació que es distribueix entre la demanda. La diferència percentual entre les mitjanes d’ambdós indicadors es troba al voltant del 16%, que seria una aproximació de la reducció dels preus majoristes com a conseqüència directa de la mesura.

Exportació d’electricitat i rendes de congestió amb França

La reducció artificial del preu per la intervenció reguladora fa que el diferencial de preus entre Espanya i França s’hagi eixamplat, i això implica que Espanya ha passat a exportar constantment electricitat. Des de l’entrada en vigor de l’excepció ibèrica s’ha estat exportant electricitat al màxim de la capacitat permesa gairebé cada dia. La delicada situació del parc nuclear francès, amb més de la meitat dels reactors aturats per manteniment, problemes de corrosió i refrigeració (per les altes temperatures i l’escassetat d’aigua), també ha contribuït de manera molt important a augmentar els fluxos. El gràfic següent mostra l’evolució de la capacitat d’exportació i importació, i dels nivells d’ocupació d’aquestes capacitats.

Les rendes de congestió sorgeixen quan la capacitat d’interconnexió elèctrica és limitada. Si existís interconnexió perfecta entre dos països els preus d’ambdós convergirien, perquè s’exportaria electricitat des del país amb el preu més baix fins al país amb el preu més alt (fenomen que s’anomena market coupling). En el cas d’Espanya i Portugal, això passa gairebé en totes les hores del dia. Si la interconnexió és limitada aleshores els preus dels països divergiran, ja que no es pot exportar o importar tota l’electricitat necessària per igualar els preus (market decoupling), i això és justament el que passa entre Espanya i França. Aleshores el que passa en aquest cas és que part de l’electricitat consumida a França s’ha generat a Espanya, i a França es compra al preu majorista francès, mentre que en realitat s’ha venut al preu majorista espanyol. Per tant sorgeixen unes rendes derivades d’aquest diferencial de preus i de la manca de capacitat d’interconnexió, i justament l’origen de les rendes, tal i com el seu nom indica, és la congestió de la xarxa de transport, i com més gran és el diferencial de preus, més grans són aquestes rendes. Aquestes rendes es distribueixen a parts iguals entre els estats que intercanvien els fluxos d’electricitat, per tant Espanya també recupera part d’aquestes rendes generades per l’entrada en vigor de la seva pròpia mesura reguladora.

Un exemple per il·lustrar la magnitud: en tot l’any 2021 les rendes de congestió de la interconnexió Espanya-França van ser de 438 milions d’euros, mentre que només el mes de juliol de 2022 (el primer mes sencer amb l’excepció ibèrica en vigor) han estat de 255 milions d’euros. Durant el mes d’agost s’han superat tots els registres, i les rendes de congestió s’han enfilant fins als 508 milions d’euros, és a dir, que en un sol mes s’han generat un 16% més de rendes de congestió de les que es van generar en tot l’any 2021.

La delicada situació de la cogeneració

La decisió d’excloure part de la cogeneració de l’excepció ibèrica ha tingut greus conseqüències per aquesta tecnologia, que també fa servir, entre d’altres, el gas com a energia primària. Aquesta tecnologia està molt vinculada a la indústria, ja que s’aprofita una font d’energia primària per generar de manera simultània electricitat i calor útil emprada en processos industrials, cosa que fa que tingui una major eficiència. Des de l’entrada en vigor de la mesura moltes cogeneradores han aturat la producció, i actualment operen a un terç respecte d’altres anys i a la meitat de la generació prèvia a l’entrada en vigor de la mesura. Durant alguns dies fins i tot el carbó ha arribat a generar més electricitat que la cogeneració. Aquesta tecnologia generalment aporta el 10% de la generació elèctrica total, però actualment la seva aportació s’ha reduït al voltant del 3-4%. El cicle combinat ha estat la tecnologia encarregada de cobrir aquesta reducció i, juntament amb els factors comentats anteriorment (generació nuclear francesa anormalment baixa, reduïda generació hidràulica per escassetat d’aigua), han portat el consum de gas del sistema elèctric a màxims històrics. El dia 13 de juliol de 2022 va esdevenir el rècord històric de consum de gas del sistema elèctric, amb més de 800 GWh en un sol dia, i la gran part de dies de màxim consum de gas del sistema elèctric se situen en els mesos de juliol i agost d’enguany, en què el sistema elèctric ha absorbit el 60% de la totalitat de la demanda de gas d’Espanya, per sobre dels usos convencionals (indústria i llars). Diversos mitjans es van fer ressò de les conseqüències que el mecanisme estava tenint sobre la cogeneració i sobre el sector industrial.

Sembla que el Govern espanyol ha rectificat i finalment inclourà la cogeneració dins del mecanisme de l’excepció ibèrica, posant fi a la situació de greuge comparatiu que existia des de l’entrada en vigor de la mesura.

Breu apunt sobre la intervenció d’urgència anunciada per la Comissió Europea

La Comissió Europea prepara una intervenció d’emergència al mercat elèctric per tal de reduir l’impacte dels preus elevats. Segons un esborrany filtrat, les autoritats europees s’inclinarien per limitar els ingressos de les anomenades tecnologies inframarginals, és a dir, els ingressos que perceben les tecnologies amb costos inferiors als que fixa el preu del mercat. Això afectaria les renovables, hidràuliques i nuclears. La diferència entre aquest límit i el preu del mercat es destinaria a mitigar l’impacte dels preus sobre els consumidors. L’àrea blava del gràfic següent il·lustra les possibles rendes que es podrien extreure amb aquesta intervenció.

Un aspecte positiu d’aquesta mesura és que no modifica l’estructura del mercat ni distorsiona la formació dels preus, i garanteix que, com a mínim, les tecnologies recuperin els costos en què incorren per generar electricitat. Així, el preu marginal seguiria essent elevat perquè caldria retribuir la generació amb gas per garantir el subministrament en tot moment, però la resta de tecnologies no percebrien aquest preu.

Malgrat tot, podria ser que una part important de l’energia de les tecnologies inframarginals ja estigués venuda abans de l’escalada de preus via instruments bilaterals, i per tant la diferència entre l’ingrés màxim i els preus acordats fos reduïda, o bé que com a conseqüència de la mesura es vengui l’energia justament al llindar de referència i no hi hagi grans ingressos extraordinaris (com sembla que ha passat a Espanya amb la mesura en vigor des del setembre de 2021).

About Post Author

Roger Medina

Roger Medina es economista per la Universitat Pompeu Fabra (UPF) amb menció en Mètodes Quantitatius Avançats (MQA) i màster en Competència i Regulació de Mercats per la Barcelona School of Economics (BSE), facultat on exerceix de professor assistent. Ha treballat en l'àmbit de la recerca i l'anàlisi de dades en el sector de la consultoria i és autor de publicacions i articles sobre l'impacte de les institucions en el creixement econòmic, economia laboral, fiscalitat, competència i regulació dels mercats. Analista econòmic del programa de televisió Més 324.

No et perdis cap publicació

Rebràs un correu setmanal amb les últimes novetats del blog. No enviem correu brossa (però comprova'n la safata)!

guest
0 Comentaris
Inline Feedbacks
Veure tots els comentaris