La reforma de los mercados mayoristas de la energía en Europa: ¿necesita más impulso?
El año pasado, cuando se dispararon los precios del gas, también subieron los de la electricidad y la UE entró en plena crisis energética. Tras la resistencia inicial a reformar el mercado de la electricidad, la Comisión ha propuesto una serie de medidas modestas para impulsar la inversión en energías renovables y, con el tiempo, reducir la relación entre los precios del gas y de la electricidad. Aunque son propuestas sensatas, para aprovechar al máximo las energías renovables y reducir la dependencia de las centrales de gas sería necesaria una ampliación coordinada y ambiciosa de las redes, algo que esta reforma no aborda.
El precio de la electricidad en Europa lo fija la última central eléctrica —y la más cara— que tiene que encenderse para satisfacer la demanda. Por tanto, las centrales de gas fijan el precio cuando se encienden para cubrir la necesidad de electricidad en las horas de más demanda. Cuando comenzó la crisis energética, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, no quiso proponer reformas fundamentales del mercado eléctrico pese a que tenía presiones de varios Estados miembros. En lugar de ello, la Comisión instó a los gobiernos de la UE a implantar medidas temporales de emergencia —como subvenciones y topes a los precios— para proteger a los hogares y las empresas frente a las subidas de precios.
No obstante, a medida que se prolongaba la crisis, la Comisión acabó prometiendo hacer reformas en el mercado. En las primeras reuniones, varios Estados miembros propusieron cambios drásticos como dividir en dos el mercado mayorista de la electricidad, separar los mercados de las energías renovables y las fósiles y limitar de forma permanente el precio de la electricidad generada con gas. Pese a ello, el 14 de marzo, la Comisión presentó una serie de medidas menos radicales para reformar los mercados energéticos minorista y mayorista.
En un análisis anterior evaluamos la propuesta de la Comisión para reformar el mercado minorista, en el que las empresas minoristas venden energía a hogares y empresas. El informe actual se centra en los mercados mayoristas, en los que los productores de energía venden electricidad a los minoristas y a los grandes consumidores, como la industria pesada. Varias partes de la propuesta tratan de los obstáculos que impiden que la regulación del mercado energético de la UE sea eficaz. Estas intervenciones podrían contribuir a aumentar las inversiones en energías renovables y mantener los precios de la energía más bajos y menos volátiles. Pero otros obstáculos no relacionados con el mercado, de los que no se ocupa la reforma, corren peligro de frenar las inversiones en energía.
Los mercados mayoristas europeos de electricidad se basan en el “precio de compensación”, es decir, el precio al que se vende la energía para satisfacer la demanda. Todos los productores de energía reciben el mismo, de modo que la energía más barata de producir obtiene mayores beneficios. El precio de compensación lo suelen fijar las centrales de gas, que pueden encenderse y apagarse en función de la demanda. Sin embargo, desde que Rusia invadió Ucrania, Europa está menos dispuesta a depender del gas como fuente de energía puente mientras avanza hacia la descarbonización total de su producción eléctrica.
El hecho de que el gas fije el precio de compensación hace que, en teoría, las fuentes de energía más baratas deberían haber tenido grandes beneficios. Eso habría indicado a los inversores que los precios eran rentables, les habría recompensado por invertir en las formas más baratas de producción de energía y habría fomentado más producción de energías verdes. Sin embargo, no todos los productores de energía se han llenado los bolsillos con el dinero de grandes beneficios, como sí lo han hecho sus colegas del sector del petróleo y el gas. Las ganancias de los productores de energía han variado dependiendo de su fuente de energía y del momento en que la vendieron.
Los generadores con costes más bajos, como las centrales hidroeléctricas, nucleares, solares y eólicas, tuvieron grandes beneficios cuando comenzó la crisis energética. Sin embargo, en septiembre de 2022, la UE exigió a los gobiernos nacionales que limitaran los ingresos “excesivos” de los productores de energía no procedente del gas y los emplearan para proteger a los consumidores contra las subidas de los precios de la energía.
La decisión de la UE de apartarse de los mecanismos de mercado fue arriesgada. La Comisión y los Estados miembros confiaban en que, si recibían temporalmente una parte de los elevados beneficios de las empresas energéticas, podrían financiar medidas como los topes a los precios y las subvenciones a los consumidores. La norma aprobada dejaba que los Estados miembros fijaran sus propios topes de ingresos siempre que respetaran un límite superior común, lo que hizo que los productores de electricidad se encontraran con limitaciones distintas a sus ingresos y beneficios según el país y fragmentó el mercado energético de la UE.
Además, existía el riesgo de que los topes a los ingresos de los generadores de electricidad de bajo coste restaran incentivos para invertir en energías limpias, justo cuando los gobiernos necesitan fomentar muchas más inversiones en este campo. Aunque las fuentes de energía verde seguían siendo rentables, porque el precio de compensación fijado por el gas era alto, los cambios radicales de las normas del mercado que ha implantado la UE ante las presiones políticas ha minado la confianza de los inversores.
Las razones económicas en favor de construir nuevas centrales eléctricas se complican por la volatilidad de los precios. Para mitigar el riesgo de volatilidad y obtener beneficios más estables y predecibles, los productores pueden vender por adelantado más energía en los mercados mayoristas a largo plazo y menos en el último momento, justo antes de que se necesite (en el llamado mercado al contado). Los productores de energía que vendieron por adelantado perdieron la posibilidad de unos beneficios enormes cuando los mercados al contado alcanzaron su máximo valor en 2022. Pero sus ganancias más estables y predecibles siguieron siendo suficientes para justificar sus inversiones.
Ahora, los precios al por mayor de la energía se han venido abajo y están mucho más cerca de sus niveles anteriores a la crisis, aunque que su trayectoria a medio plazo es incierta. Las inversiones normalmente necesitan un gran capital inicial y que haya certidumbre a la larga sobre los precios. Los inversores quieren protegerse frente a los peligros de variación de los precios, pero, mientras que en los mercados mayoristas hay suficientes contratos de entre uno y tres años para satisfacer su demanda, a más largo plazo no existen tantas opciones. Además, a medida que se acerca el final del periodo de los bajos tipos de interés, las inversiones en energía que necesitan mucho capital van a soportar mayores costes de financiación, por lo que tener certeza sobre los beneficios a largo plazo es aún más importante.
Las propuestas de reforma de la Comisión son modestas —y es normal, porque la regulación del mercado energético de la UE ha capeado la crisis— y su objetivo es reforzar el crecimiento de las energías renovables. Las propuestas incluyen tres cambios principales: fomentar los contratos a largo plazo, facilitar más opciones para proteger los precios de la electricidad y añadir maneras más flexibles de equilibrar la oferta y la demanda. Todos estos cambios deberían contribuir a que el gas no influya tanto a la hora de fijar los precios de la electricidad, mediante el impulso a las inversiones en renovables y en tecnologías no fósiles para ajustar la demanda y la oferta de electricidad.
El primer objetivo es proporcionar contratos a largo plazo que garanticen a los productores de energías renovables unos precios determinados durante un periodo concreto, con el fin de impulsar las inversiones en energías limpias. Presta atención sobre todo a dos tipos de contratos. Están aquellos entre entidades gubernamentales y productores de energías renovables, los llamados contratos por diferencia entre dos partes (CfD por sus siglas en inglés). Éstos garantizan a los productores de energías renovables un precio determinado, es decir, que, si el precio de mercado cae por debajo de ese nivel, el gobierno les pagará la diferencia; pero, en el otro sentido, si suben por encima del precio garantizado, el presupuesto público recibirá “ganancias inesperadas”. Luego están los contratos comerciales entre empresas privadas y productores de energías renovables, denominados contratos de compraventa de energía (PPA por sus siglas en inglés). Los dos tipos pueden ayudar a los productores a protegerse contra las variaciones de precios. Por un lado, los contratos a largo plazo, que fijan los precios y los volúmenes de suministro, favorecen la inversión en energías renovables porque disminuyen los riesgos. Por otro, con los PPA, los compradores de electricidad al por mayor pierden si el precio de mercado cae por debajo del nivel contratado (mientras que el productor de energías renovables pierde si el precio de mercado es más alto).
A medida que aumente la participación de las energías renovables en el mix energético europeo, los factores de volatilidad de los precios cambiarán: la volatilidad debida al carácter intermitente de la energía (y nuestra capacidad de mitigarla) importará más que los precios de los combustibles fósiles. Además, la presencia de más energías renovables en la producción eléctrica debería reducir los precios de la electricidad a medio y largo plazo, porque las centrales de renovables tienen unos costes de funcionamiento inferiores a los de las centrales de combustibles fósiles. La AIE calcula que las renovables instaladas entre 2021 y 2023 en Europa redujeron los precios mayoristas en un 8 %.
Ahora bien, el recurso a los contratos a largo plazo, ya sean comerciales o públicos, difiere mucho entre unos Estados miembros de la UE y otros. En Alemania y los Países Bajos, toda la capacidad eólica y solar instalada en 2021 estaba financiada por programas públicos, mientras que en Polonia, Dinamarca, Italia y España esa proporción era mínima. Las inversiones en energías renovables financiadas por PPA han aumentado en los últimos diez años, pero en 2021, aun así, los PPA sostenían menos de 30 GW de instalaciones de energías renovables, de una capacidad total agregada de energías renovables de más de 80 GW.
Esto se debe a dos motivos. Uno es que los PPA son complejos, por lo que los utilizan sobre todo las grandes empresas con alto consumo energético, no empresas más pequeñas. El segundo es que no todos los gobiernos nacionales han tomado las mismas medidas para respaldar los PPA. La propuesta de la Comisión insta a los gobiernos a dar garantías para que a las partes interesadas en los PPA les sea más fácil protegerse contra el riesgo de impago de su contrato. Esta reforma tan sensata es coherente con la filosofía de mercado del actual régimen regulador y debería contribuir a aumentar las inversiones en generación de energías verdes. Pero no está claro si los PPA estarán más al alcance de las pequeñas empresas, que han sido las más afectadas por la crisis energética y carecen de los conocimientos necesarios para arreglárselas en un mercado energético complejo.
El segundo paquete de reformas se centra en ayudar a que los mercados energéticos de futuros sean más eficientes. En los mercados de futuros, los productores de energía venden su electricidad dos días antes de la entrega o incluso muchos años antes. En la actualidad, los mercados de futuros son sobre todo nacionales, y los mercados nacionales pequeños tienen menos liquidez que los multinacionales, lo que hace que a los compradores de energía al por mayor les cueste más encontrar a los vendedores adecuados y mantiene los precios más altos de lo que podrían ser. Unos mercados más consolidados tendrían más compradores y vendedores, de modo que los participantes en el mercado podrían pagar precios más bajos por los mismos productos. Como consecuencia, los mercados de futuros serían una herramienta mejor para que los productores y los consumidores puedan protegerse frente a los riesgos de los precios de la energía. Dado que los mercados de futuros necesitan una mayor consolidación europea, la Comisión quiere agrupar mercados de futuros de países vecinos en “centros virtuales regionales”.
Lo lógico es que las propuestas de la Comisión en este ámbito promuevan el despliegue de más energías renovables, lo que, con el tiempo, bajará los precios. Pero las renovables aún no pueden satisfacer eficazmente toda la demanda, porque no pueden aumentar y disminuir la potencia con facilidad, en función de las fluctuaciones de la demanda. Para tener menos dependencia de las centrales alimentadas por gas (y por combustibles fósiles en general) a la hora de resolver la intermitencia, necesitamos usar más las llamadas fuentes de flexibilidad no fósiles. Las fuentes de flexibilidad son tecnologías que permiten que la oferta y la demanda de electricidad, pese a las variaciones y fluctuaciones, siempre estén en consonancia. Las centrales de gas pueden satisfacer esta necesidad porque, cuando la demanda es alta, incrementan rápidamente la generación. Las fuentes de flexibilidad no fósiles pretenden hacer lo mismo sin quemar combustibles fósiles. Entre ellas están las baterías para almacenar hasta que se necesite la energía renovable de sobra producida cuando la oferta es superior a la demanda y los mecanismos que instan a los usuarios de energía a reducir el consumo cuando la demanda alcanza su punto máximo (mecanismos de “respuesta a la demanda”).
El objetivo del tercer paquete de propuestas de la Comisión es financiar este tipo de fuentes de flexibilidad. Así se garantizaría no tener que recurrir con tanta frecuencia a las centrales de gas y disminuirían las oportunidades para que sean ellas las que fijen el precio de la electricidad. La Comisión quiere exigir a los reguladores nacionales de la energía que evalúen periódicamente la necesidad de otras tecnologías energéticas flexibles en el sistema eléctrico de su país e informen en consecuencia, y a los gobiernos, que fijen objetivos indicativos para su despliegue. La importancia de la flexibilidad aumentará paralelamente a la necesidad de compensar la intermitencia de las energías renovables, a medida que estas supongan una parte cada vez mayor del mix energético. Los objetivos indicativos para el uso de fuentes de flexibilidad no fósiles pueden contribuir a concienciar a los reguladores y los gobiernos sobre la importancia de estas tecnologías en el sistema energético.
Pero los informes de los reguladores y los objetivos de los gobiernos, por sí solos, no van a impulsar el despliegue de opciones de flexibilidad limpias. Los incentivos a la flexibilidad no fósil ayudarían a garantizar que en el suministro de flexibilidad no se penalice a las tecnologías verdes a pequeña escala en comparación con las grandes centrales de gas. La propuesta de la Comisión insta a los gobiernos a ajustar sus mecanismos de capacidad —los mercados que pagan a las centrales fósiles tradicionales por sus servicios de flexibilidad— para que también paguen por la flexibilidad no fósil. Cuando no haya mecanismos de capacidad, los gobiernos deberían instaurar sistemas de financiación adecuados: la Comisión presenta una serie de directrices sensatas para diseñar dichos sistemas, pero, a la hora de la verdad, su diseño es lo que verdaderamente determinará su eficacia, y eso es responsabilidad de los Estados miembros.
Hay barreras no comerciales que siguen complicando más de lo que deberían las inversiones en energías renovables. Uno de los problemas es la complejidad administrativa de la obtención de permisos para las instalaciones de energías renovables. En este sentido debería ser útil el paquete REpowerEU del año pasado, un conjunto de reformas para eliminar el gas ruso del mercado europeo, porque anima a los Estados miembros a simplificar y acelerar el proceso de expedición de permisos para las renovables.
Otro problema es el de las infraestructuras: las redes eléctricas de los Estados miembros de la UE no se diseñaron para una gran inversión en energías renovables y soluciones flexibles. Estas soluciones cambiarán los modelos de flujo de electricidad: por ejemplo, habrá menos grandes centrales eléctricas y más pequeños productores de energía muy repartidos. Para adaptarse a estos cambios habrá que hacer enormes inversiones en infraestructuras de distribución y transmisión, dentro de cada país y entre todos los miembros del mercado energético de la UE. Si no se adapta la red, la inversión en energías renovables no podrá satisfacer eficazmente la demanda en toda Europa. Sin embargo, los reguladores nacionales que supervisan las inversiones y los beneficios de los operadores de la red han dado tradicionalmente más prioridad a mantener los costes bajos y han dado a los operadores pocos incentivos para hacer nuevas inversiones. Se corre así el riesgo de frenar la transición ecológica. Dado el papel que desempeñará el comercio transfronterizo de electricidad en la eficiencia y la seguridad del sistema energético europeo, es sorprendente que las propuestas de la Comisión se ocupen tan poco de este problema
La próxima Comisión debe estudiar nuevos modelos de gobernanza para la planificación de la red y nuevas soluciones de diseño del mercado que garanticen que, en toda Europa, las inversiones en la red aumenten en paralelo con la nueva generación de energías renovables. Tendrá que haber más coordinación entre los Estados miembros de la UE y con los países vecinos a la hora de planificar la ampliación de la red. Será necesario cooperar con el Reino Unido y Noruega para ampliar la red en consonancia con el ambicioso desarrollo de la energía eólica marina en el Mar del Norte. Situar las energías renovables y las redes en los lugares más eficientes garantizará que los costes totales de inversión de la transición energética se reduzcan al mínimo. La Comisión también debe introducir herramientas que permitan que el precio de la electricidad refleje más fielmente la congestión de la red, para fomentar inversiones capaces de reducirla. Una de esas herramientas es la llamada tarificación nodal, en la que el precio mayorista de la electricidad variaría en cada nodo de la red eléctrica europea de forma mucho más granular que en el sistema actual.
La regulación europea de los mercados mayoristas de la energía y su recurso a los mecanismos de mercado para conseguir resultados eficientes han contribuido a que la reciente crisis energética europea fuera menos grave de lo que podría haber sido. Aun así, el hecho de que los hogares y la industria estén pagando unas facturas tan altas está sometiendo a la CE a una enorme presión política para que reforme radicalmente el sistema. Las propuestas de reforma de la Comisión son modestas pero pragmáticas.
No obstante, hay que tomar más medidas para facilitar la transición energética y asegurarnos de que un sistema de energía con cero emisiones también abarata esa energía. Las inversiones para ampliar la red eléctrica, tanto dentro de cada país como entre unos países y otros a través de interconectores, deben ir acompañadas del despliegue de energías renovables y fuentes flexibles, para disminuir la cuota de los combustibles fósiles en los mercados eléctricos. Para ello habrá que hacer esfuerzos más concertados con el fin de coordinar la planificación de infraestructuras a nivel europeo, incluso con los países vecinos de la UE.
La versión original en inglés de este artículo fue publicado con anterioridad en el Centre for European Reform.