Amb la guerra Rússia-Ucraïna s’han disparat els preus de l’electricitat a Espanya —i al conjunt de la UE— i ens hem de preguntar si això requereix només mesures temporals (o fins i tot simplement esperar que passi la crisi) o si, en canvi, hi ha un problema estructural de disseny del mateix mercat i cal una reforma a fons. Hi ha opinions molt fonamentades que des de fa anys defensen la segona opció i som molts els que veiem amb estupor com, davant la situació actual, la UE s’aferra a mantenir les normes del mercat degut segurament a una combinació d’inflexibilitat ideològica, inèrcia burocràtica i interessos de determinats grups de pressió.
Primer, recordem quin és el funcionament bàsic del mercat elèctric espanyol segons les normes fixades per la UE. En el mercat majorista (o pool elèctric) es fixen mitjançant subhasta els preus per cada hora del dia següent. Les instal·lacions productives fan les seves ofertes i les més barates són les seleccionades per cobrir la demanda prevista. El preu de la darrera oferta (la més cara) és la que determina el preu de totes les fonts d’energia, per això es parla de mercat marginalista. Aquests preus acaben repercutint, de forma més o menys ràpida segons el tipus de contracte, en els preus finals que paguen els usuaris, consumidors i empreses, que, a més, han de cobrir també els costos de transport i distribució i altres càrregues, que ara no és moment de detallar. Les fases de transport i distribució són el que anomenem un “monopoli natural”, concedides a empreses com ara Endesa en el cas de la distribució a Catalunya.
Aparentment sembla un funcionament raonable: les empreses competirien entre elles, les més eficients serien les que produeixen en cada moment i com menys costos tinguessin més en sortirien beneficiades. Però en realitat les coses són molt diferents. L’energia nuclear produeix a màxima capacitat sigui quin sigui el preu perquè no pot aturar-se (exceptuant les parades per motius tècnics) i les energies renovables, de costos variables molt petits, estan disposades a produir el que poden depenent del vent o del sol encara que els preus siguin molt baixos. Aquestes energies “de base” són complementades si cal (i actualment cal la major part del temps) amb energies que s’activen depenent del preu, especialment les tèrmiques de carbó i sobretot les de gas natural de cicle combinat i les hidroelèctriques. Aquestes darreres, que tenen costos variables baixíssims, poden “emmagatzemar” energia i oferir-la quan saben que ho poden fer a un preu elevat (i això depèn de les ofertes de les centrals tèrmiques a preus que poden fàcilment estimar-se especialment en un mercat oligopolístic com és l’espanyol en el qual unes poques grans empreses concentren la major part de l’oferta de les diferents tecnologies). El resultat és que si, per qualsevol raó, el preu al qual s’ofereix la tecnologia “marginal” es dispara llavors es dispara el preu que cobren totes les tecnologies, com poden ser la nuclear o la hidroelèctrica sense que els costos d’aquestes tecnologies hagin augmentat i sense que això signifiqui cap estímul a la competència, ja que aquestes tecnologies estan a la pràctica tancades a nous competidors. En aquestes circumstàncies, els propietaris de les nuclears (centrals que a Espanya han vist perllongada la seva vida més enllà del previst inicialment) o de les grans hidroelèctriques privades (i també pot passar amb les renovables!) gaudeixen d’unes “rendes” que amb expressió afortunada s´han denominat beneficis caiguts del cel (windfall profits). També de vegades succeeix el contrari: si en dies i hores de força vent i poca demanda, la producció nuclear i eòlica cobreixen tota la demanda, llavors el preu de tota l’electricitat al mercat majorista és pràcticament zero.
En el gràfic 1 podem veure l’evolució anual del preu mitjà al mercat majorista. Entre 2012 i 2019 es mou entre 40 i 60 €/Mwh, el 2020 hi ha una disminució amb la caiguda de la demanda per la Covid-19 i el 2021 els preus mitjans es disparen per sobre dels 100€. Per tant, les tensions en el mercat ja es manifesten amb força molt abans de la invasió d’Ucraïna per part de Rússia. Les causes de l’augment del preu de l’energia són diverses i van més enllà de la recuperació de la demanda d’energia un cop passat el pitjor de la Covid-19. Un factor és l’augment del preu dels permisos d’emissió del CO2 a la UE. Es va passar d’un preu molt baix —incapaç de donar un senyal adequat per a incentivar la reducció d’emissions— a preus molt més elevats gràcies a determinades regulacions en aquest mercat (vegeu el gràfic 2). L’alça dels preus dels permisos d’emissió fa que augmenti el cost d’oportunitat de produir electricitat amb combustibles fòssils i especialment amb carbó: s’estima que les emissions mitjanes de les centrals de gas de cicle combinat són de 0,37 TnCO2/Mwh i les de les tèrmiques de carbó 0,95 TnCO2/Mwh, la qual cosa suposa una gran diferència quan els preus dels permisos són de 80 o 90 €/TnCO2. Per a la política climàtica és molt bo que sigui així, però que augmentin també els ingressos de les nuclears o les hidroelèctriques no serveix per disminuir les emissions de carboni. A més d’això, hi ha altres tendències que encareixen el preu del gas natural com el creixent pes en l’oferta europea del gas natural liquat —que s’ha de liquar i regasificar i transportar per vaixell— i, especialment, del que prové de les costoses (econòmicament i ambientalment) tècniques de fracturació hidràulica als EUA. El paper creixent dels mercats al comptat (spot) de gas liquat respecte dels contractes ha estat anomenat per Aurèlia Mañé “petrolització del gas natural”.
Amb la dramàtica invasió d’Ucraïna, la situació s’ha agreujat, i ha augmentat la demanda per acumular reserves de gas davant l’abandonament del projecte del nou gasoducte Strem-2 i la incertesa sobre una possible interrupció de l’oferta procedent de Rússia (fos com a mesura de sanció o per decisió russa) i el preu ha arribat en algun moment a més de 500 euros: 10 vegades el que era habitual poc temps abans! (vegeu el gràfic 3).
Preu del pool elèctric horari, de l’1 de gener al 18 d’abril del 2022, Espanya, €/Mwh
La ministra per a la transició ecològica del govern espanyol, Teresa Ribera, fa temps que planteja la reforma del mercat elèctric a la UE encara que, de moment, amb poc èxit. Tanmateix, s’han adoptat decisions importants i s‘ha establert temporalment una “minoració” dels “beneficis caiguts del cel” (no es tracta exactament d’un impost ja que els diners no ingressats són per reduir la factura elèctrica). Sense entrar en detalls tècnics, el resultat és que amb aquesta minoració les tecnologies nuclear i hidroelèctrica obtenen una remuneració —tant en el pool com quan s’estableixen contractes directes entre generadors i demandants (que s’anomenen PAPs o Power Purchase Agreements)— que difícilment se situa gaire per sobre dels 67 €/Mwh (vegeu RDL 17/2021 i RDL 6/2022). A més, també es fa un ajust d’ingressos important a les instal·lacions RECORE (renovables, cogeneració i residus) encara afectades per un règim especial amb incentius monetaris o “primes” que, amb els elevats preus del gas, tenien una remuneració considerada exagerada; l’ajust serveix per reduir els càrrecs de la factura elèctrica. A més, en la cimera europea de caps d’Estat de final de març del 2022, els presidents d’Espanya i Portugal, Sánchez i Costa, van aconseguir que la UE acceptés una “excepció ibèrica” de forma que es pogués intervenir en el mercat marginalista. La proposta inicial ibèrica, a negociar amb la Comissió Europea, consistia a fixar un màxim de 30 €/Mwh en el preu a pagar pel gas per part de les centrals de cicle combinat; i en el moment d’escriure aquestes línies, sembla que s´ha arribat a un principi d’acord per controlar aquest preu, tot i que a un nivell superior: començant per 40 €/Mwh i apujant-lo posteriorment de forma que el preu mitjà sigui 50 €/Mwh durant el període d’un any durant el qual es preveu aquesta intervenció.En definitiva, hi ha en marxa decisions i propostes per “desacoblar” (parcialment) el preu de l’electricitat respecte del preu del gas natural, que tan sols genera una part minoritària de l’electricitat (a Espanya el 2021 va representar poc més del 13% del total). Són mesures provisionals que van en la bona direcció tot i que una solució més permanent, i amb més fonament econòmic, seria fer auditories de les centrals nuclears i de les hidroelèctriques i fixar a partir d’aquestes auditories un preu raonable per la seva electricitat.
Em sembla be l’article excepte el comentari de que el preu del gas puja perquè consumim GNL procedent del fracking als Estats Units. Vagi per endavant que no m’agrada el fracking, però no és veritat que aquest gas sigui car, el GNL dels Estats Units està normalment indexat al preu del Henry Hub on es negocia el preu del gas en aquell país, i els preus dels Estats Units son sempre més baixos que a Europa i Àsia, precisament degut a l’abundància de gas natural produït pel fracking. Una de les causes de l’augment dels preus del petroli després de la pandèmia va ser que Rússia i la OPEP van reduir la producció per apujar preus i precisament el sistema de producció de shale oil per fracking no va augmentar la producció. O sigui que malgrat no agradar-nos és ben cert que ara Europa sobreviu gràcies al shale gas produït per fracking als EEUU.
Gràcies pel teu comentari. Tens tota la raó en la teva afirmació: el gas natural liquat (GNL) dels EEUU és comparativament barat monetàriament respecte al d’altres zones del món. Ara bé, sí és veritat que la major dependència respecte al GNL explica un major cost de provisió per Espanya en els darrers tems: segons l’informe de la CNMC sobre supervisió del mercat majorista, les importacions per gasoducte van tenir al desembre de 2021 un preu mitjà de 33,30€/Mwh, mentre les de GNL van tenir un preu de 63,75€/Mwh.