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01 octubre 2022.- Todo el mundo quiere desvincular los precios de la energía de los precios del gas natural en Europa, o eso parece. En particular, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, dijo en su discurso sobre el Estado de la Unión de 2022 : “El diseño actual del mercado de la electricidad, basado en el orden de mérito, ya no hace justicia a los consumidores. Deberían cosechar los beneficios de las energías renovables de bajo costo. Entonces, tenemos que desvincular la influencia dominante del gas en el precio de la electricidad. Por eso haremos una reforma profunda e integral del mercado eléctrico”.
Disociar el gas y la energía es más fácil decirlo que hacerlo. En los últimos meses se han presentado varias propuestas. Por mencionar solo algunos, Grecia había propuesto durante mucho tiempo un mecanismo para dividir los intercambios de energía entre generadores de bajo y alto costo marginal. Por otro lado, España y Portugal ya han adoptado un mecanismo con objetivos similares y que ha sido aprobado provisionalmente por la Comisión Europea. Italia recientemente inscribió por la fuerza a algunos generadores renovables en un esquema de contrato por diferencias destinado a cosechar las rentas inframarginales de estos activos. La propia Comisión de la UE presentó una propuesta de Reglamento que, entre otras cosas, tiene como objetivo limitar los ingresos de las tecnologías de generación de electricidad inframarginales. Pero, ¿en qué consisten exactamente estas propuestas? ¿Y cuáles son los pros y los contras?
Antecedentes: la relación de precios marginales del sistema
El precio de la electricidad se determina a través de una secuencia de sesiones de mercado, que aseguran el equilibrio en tiempo real entre la oferta y la demanda. El llamado mercado diario representa la sesión principal. Los intercambios en el mercado diario tienen como objetivo definir un programa de producción para cada generador para satisfacer la demanda en cada hora del día siguiente.
Para ello, una entidad de contrapartida central recopila y agrega las ofertas presentadas por los productores y consumidores de electricidad. Las ofertas de los productores se ordenan de forma ascendente según sus costes marginales de producción, es decir, los costes del combustible y del CO 2 : la curva resultante se conoce como curva de orden de mérito. Simétricamente, las ofertas por el lado de la demanda se ordenan de forma descendente según la utilidad marginal del consumo. De tal orden se deriva una curva de demanda.
El punto donde se encuentran las curvas de oferta y demanda representa el precio de equilibrio. Este precio corresponde al denominado coste marginal del sistema, es decir, el coste marginal de producción del bien de generación más caro que se necesita para satisfacer la demanda en un momento dado. Dicha tecnología es fundamental para satisfacer plenamente la demanda eléctrica programada del día siguiente. Dicho precio se paga por igual a cada central. En consecuencia, mientras que la planta de energía marginal recibe un precio que cubre solo los costes variables de producción, las plantas de energía inframarginales, es decir, aquellas que están ubicadas a la izquierda de la planta de energía marginal en la curva de oferta (ver Figura 1 a continuación), ganarán un precio superior a sus respectivos costes marginales y que les permitan cubrir también gastos de capital.
Figura 1: El enfoque del precio marginal del sistema.
El debate en curso a nivel de la UE
El debate sobre la reforma del mecanismo de formación de precios y su adecuación con respecto a los sistemas energéticos dominados por fuentes de energía renovables no es nuevo. Hace aproximadamente un año, tras la subida de los precios del gas durante el último trimestre de 2021, la Comisión Europea solicitó a ACER, la agencia de cooperación de los reguladores energéticos europeos, que investigara el problema. Acer concluyó que el precio marginal del sistema sigue siendo el mecanismo más efectivo, ya que: 1) permite minimizar los costos de compra de electricidad; 2) proporciona una cobertura adecuada de los costes de inversión de las fuentes renovables de generación de electricidad y las centrales nucleares .
A pesar de las conclusiones de ACER, la guerra entre Rusia y Ucrania , que llevó a nuevos niveles récord en los precios del gas y la electricidad, ha revitalizado el debate sobre si la fijación de precios marginales sigue siendo adecuada. Las propuestas recientes sobre la reforma del diseño del mercado eléctrico tienen una característica en común que las distingue claramente de otras avanzadas en el pasado (como el cambio a una regla de pago por oferta): las nuevas sugerencias se basan en la idea de que a pesar de Al ser la electricidad un producto homogéneo, puede ser tanto posible como deseable dividir (física, financiera o administrativamente) el mercado de la electricidad en dos. Uno para centrales de alto coste marginal y otro para centrales de bajo o nulo coste marginal.
Tres propuestas principales destacan a nivel de la UE
Tres propuestas principales se destacan a nivel de la UE: 1) la adopción de un tope a los ingresos de las tecnologías de generación de electricidad inframarginales; 2) la creación de dos bolsas de energía separadas, una para activos generadores de bajo costo marginal y otra para activos de alto costo marginal; 3) el pago de un subsidio a las centrales eléctricas de gas para la compra del gas natural que alimenta la generación de electricidad (“el tope al gas”).
1) La adopción de un tope a los ingresos de las tecnologías de generación eléctrica inframarginales
Esta es la propuesta realizada por el presidente de la Comisión Europea en el contexto del discurso sobre el Estado de la Unión del 14 de septiembre. La medida consiste en fijar un tope al precio que pueden ganar las tecnologías inframarginales de generación eléctrica por cada MWh vendido. La generación de electricidad se seguirá vendiendo a precio de mercado y el precio de equilibrio se seguirá determinando según el precio marginal. Sin embargo, si el precio de equilibrio supera el tope, los generadores inframarginales tendrán que recuperar la diferencia entre el precio de mercado y el tope. Los recursos financieros así recaudados serán utilizados por los Estados miembros para financiar intervenciones en apoyo de las facturas de los hogares y las empresas. La Comisión Europea sugiere fijar dicho límite en 180 €/MWh . Consulte la Figura 2 a continuación para obtener una representación simplificada del mecanismo.
Figura 2: El tope europeo sobre los ingresos de las tecnologías de generación inframarginales.
Italia, entre otros, introdujo un mecanismo similar . Este último se aplica a: 1) plantas de energía fotovoltaica con una capacidad instalada superior a 20 kW y que se benefician de tarifas reguladas; 2) centrales eléctricas renovables con una capacidad instalada superior a 20 kW y que, sin beneficiarse de incentivos, entraron en funcionamiento antes de 2010. El mecanismo italiano ha fijado un tope aproximadamente igual a 60 €/MWh.
2) División del mercado
Durante el Consejo de Ministros de Energía de la UE del 26 de julio , Grecia presentó una propuesta que prevé el establecimiento de dos sesiones distintas y consecutivas de intercambios en el mercado diario. Una primera sesión involucraría únicamente centrales eléctricas cuya estructura de costos se caracteriza por altos costos fijos y bajos costos variables, es decir, tecnologías de generación inframarginales. En cambio, una segunda sesión implicaría tecnologías de generación programable caracterizadas por costos marginales positivos, como las centrales eléctricas de carbón y gas. En esta segunda sesión, los operadores pujarían por la generación eléctrica necesaria para cubrir la demanda residual, es decir, la parte del consumo que no se satisface con la producción vendida en la primera sesión.
Los beneficios para las centrales que participen en la primera sesión deberán provenir de contratos por diferencia suscritos entre generadores de electricidad y contrapartes públicas o privadas (como consumidores finales, comercializadores o agregadores). Para las centrales eléctricas que no puedan encontrar una contraparte en el mercado, de modo que se pueda firmar un contrato por diferencia, se prevé una participación voluntaria en un mercado de nueva creación. Dicho mercado se denomina pool de energía verde y sería administrado por una entidad pública que operaría como un solo comprador. Las centrales eléctricas que participen en la segunda sesión del mercado continuarían valorando su producción de acuerdo al mecanismo de Precio Marginal del Sistema.
El precio de equilibrio de la electricidad comprada y vendida estaría determinado por el promedio ponderado de tres valores : (1) el precio promedio pagado por los contratos por diferencia en la primera sesión de negociación; (2) el precio de liquidación de la segunda sesión de negociación; (3) el precio medio ponderado de las cantidades negociadas en el pool de energía verde. El mecanismo parece complejo y, en algunos aspectos, oscuro. Por ejemplo, no está claro según qué reglas se organizará y operará el grupo de energía verde.
El objetivo de la propuesta griega parece abandonar estructuralmente la fijación de precios marginales (que es, en realidad, la norma en los mercados de materias primas) para pasar a la fijación de precios media (es decir, un mecanismo de fijación de precios basado en los costes medios de generación, incluidos los costes variables y fijos).
3) El tope al gas
España y Portugal establecieron un tope (“tope”) sobre el coste que las centrales eléctricas de gas pueden pagar por la compra del gas natural necesario para la generación de electricidad . El tope se fija en 40 €/MWh durante los seis primeros meses de aplicación de la medida. A partir del séptimo mes se incrementará el tope en 5 €/MWh cada mes hasta alcanzar el valor máximo de 70 €/MWh .
Si el precio de mercado del gas natural supera el tope, se subsidia a los generadores térmicos para cubrir la diferencia entre el costo del combustible y el tope . Por ejemplo, si el gas cuesta 100 €/MWh, los productores termoeléctricos pujarán en la bolsa de electricidad a un precio acorde con el tope (es decir, como si el gas costara solo 40 €/MWh) y se les reembolsará la diferencia (60 €/MWh). El subsidio correspondiente es financiado por diferentes sujetos : (i) compradores en los mercados mayoristas en proporción a los volúmenes comprados; (ii) los clientes finales que, sin haber elegido proveedor en el mercado minorista liberalizado, continúan comprando electricidad a precios regulados; (iii) los mayores ingresos por las exportaciones de electricidad adicionales a Francia provocadas por la reducción de los precios de la electricidad en España debido a la introducción del tope.
Al subsidiar el costo del gas natural, los generadores marginales pueden ofertar un precio más bajo en el mercado diario, lo que reduce tanto el precio de equilibrio como las rentas inframarginales .
Conclusiones
Todas estas propuestas apuntan a bajar el precio de la electricidad. Y, de otra manera, lo consiguen. Sin embargo, ninguno de ellos es gratuito . No sólo porque en algunos casos, como en el tope ibérico, se trata de encontrar recursos para financiar una subvención explícita o, como en la propuesta griega, hay que recurrir a una entidad pública que compra la electricidad a aquellos operadores que no han podido estipular contratos por diferencias en el mercado. Los costes más significativos son, en efecto, los efectos colaterales derivados de las intervenciones en el diseño del mercado eléctrico.
Cada propuesta tiene pros y contras . El mecanismo de tope de la renta inframarginal tiene la ventaja de no afectar los precios de equilibrio en el mercado diario. Por tanto, este mecanismo no afecta al intercambio transfronterizo de electricidad entre los Estados miembros. La propuesta griega tiene de su lado la ambición de repensar el funcionamiento del mercado sin pretender remendar un mecanismo considerado obsoleto. El mecanismo ibérico salvaguarda plenamente el diseño del mercado e interviene aguas arriba para hacer frente a lo que se considera un fenómeno excepcional, que es la subida del precio del gas.
Los dos últimos mecanismos, el griego y el ibérico, tienen un impacto en los precios mayoristas y, por lo tanto, deberían adoptarse a nivel de la UE para evitar distorsiones en los intercambios transfronterizos de electricidad. En el caso del “tope al gas” así como el tope a los ingresos inframarginales, hay un tema adicional. Si el tope se establece como “demasiado bajo”, en el caso del tope el riesgo es que se exacerben los efectos sobre las exportaciones y sobre la seguridad del sistema eléctrico descritos anteriormente. En el caso del tope a los ingresos inframarginales, el riesgo también sería dificultar la cobertura de los costos de inversión de las centrales.
La propuesta griega tiene límites adicionales y específicos . En primer lugar, al no existir la obligación de participar en el llamado green power pool, no queda claro cómo podrían ser remuneradas las centrales eléctricas que fallen o no encuentren conveniente firmar contratos por diferencias en el mercado. En segundo lugar, en la segunda sesión de bolsas (es decir, la bolsa de activos de alto coste marginal) existe un riesgo importante de que las centrales puedan ejercer poder de mercado si alguna de ellas se ve obligada a cubrir las necesidades eléctricas respecto de determinadas horas de funcionamiento. el día y determinadas zonas de mercado. Esta posibilidad puede impedir el objetivo de bajar el precio de la electricidad. Además, no se debe subestimar la complejidad de implementar el mecanismo. Se necesitaría mucho tiempo, de hecho: 1) para adaptar las reglas para el funcionamiento de los mercados y los intercambios de electricidad transfronterizos; 2) establecer acuerdos entre los operadores de intercambio de energía y entre éstos y los TSO para implementar el nuevo mecanismo.
Por último, todas las medidas, incluso si se adoptan a nivel de la UE, puede aumentar involuntariamente las diferencias entre los estados miembros. Por ejemplo, pasar de precios marginales a precios promedio obviamente resultaría en precios más bajos donde los costos promedio de producción son más bajos, es decir, donde la incidencia del gas natural en la combinación de generación nacional es menor. Esto puede resultar en ventajas o desventajas competitivas en las industrias transformadoras, particularmente en las industrias que consumen mucha energía y están expuestas al comercio (como el acero, el cemento, el papel, el vidrio, etc.).
La idea de desvincular los mercados -a través de intervenciones administrativas que separan las fuentes renovables de generación de electricidad de las demás- tiene un gran éxito político pero puede asumir muchos significados diferentes. Casi todas, sin embargo, tienen que ver con la voluntad de contener los precios, reduciendo el monto de las rentas inframarginales. En el diseño de los mercados posliberalización, el sistema de precios marginales encuentra su justificación en la necesidad de incentivar la inversión en nueva capacidad de generación, especialmente en plantas –como las renovables– con costes fijos elevados pero costes marginales bajos o nulos.
Los topes directos o indirectos a los ingresos pueden desalentar nuevas inversiones, en detrimento tanto de los esfuerzos por salir de la actual crisis reduciendo la dependencia del gas, como de los programas europeos de descarbonización. En cualquier caso, desde este punto de vista la cuestión es eminentemente empírica: un tope suficientemente alto (por ejemplo, los 180 €/MWh sugeridos por la Comisión Europea) no es necesariamente un obstáculo en este sentido, mientras que un umbral demasiado bajo (como 60-70 €/MWh fijado en Italia) puede ser contraproducente.
Por otra parte, el desacoplamiento parece un intento de abordar un problema que no proviene del mal funcionamiento de los mercados eléctricos: se deriva de la excepcional evolución de los precios del gas. Por lo tanto, uno se pregunta si este no es un caso típico donde seguir la sabiduría antigua: si no está roto, no intentes arreglarlo.
Fuente: Simona Benedettini y Carlo Stagnaro
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