La denominada excepción ibérica ha permitido a España y Portugal contener las subidas de su mercado mayorista eléctrico este verano. Mientras, otros países europeos que hasta ahora se ponían como ejemplo, como Alemania o Francia, baten máximos históricos.
Más de 50 días después de su puesta en marcha, el tope al gas ha protegido a España de más récords de la luz y ha permitido precios del mercado mayorista, de media, un 35% inferiores a los registrados en Francia. Allí, sin un mecanismo como la excepción ibérica, para proteger a los consumidores de esas subidas, el Estado cuenta con la baza de una eléctrica pública, EdF, a la que el Gobierno galo va a tener que rescatar. Un modelo que España obvia mientras inversores estatales de países como Qatar o Italia copan las compañías energéticas.
Europa es epicentro de la mayor crisis energética en medio siglo por la onda expansiva de la guerra en Ucrania. El manido recurso a una “tormenta perfecta” se queda corto: con la amenaza cierta de un corte total del suministro de gas ruso en el horizonte, el continente se enfrenta a un otoño incierto, inmerso en un verano de sequía y elevadas temperaturas que está afectando a la producción hidroeléctrica, eólica y nuclear.
Un ahorro aproximado del 18% en España y Portugal
En este complejo escenario, el balance del tope al gas tras mes y medio en vigor es de un ahorro aproximado del 18% para sus beneficiarios en España. Estos son, en primera instancia, los consumidores acogidos a la tarifa regulada del precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC) y la mayoría de industriales.
Ese ahorro tiene en cuenta los precios que habrían resultado de no existir la llamada excepción ibérica y resulta de sumar al precio mayorista la compensación que hay que pagar a las eléctricas por la cotización real de la materia prima que utilizan las centrales de ciclo combinado para producir electricidad.
El tope ibérico se diseñó como una suerte de escudo para intentar evitar en lo posible que el gas siguiera contaminando los precios de la luz. Ese combustible, convertido en arma geopolítica por Rusia en el marco de su agresión a Ucrania, ha llegado a multiplicar su cotización por diez en un año. Para Javier Colón, gerente de la consultora Neuro Energía, el mecanismo “está funcionando relativamente bien” y “consiguiendo que el precio mayorista no se contagie tanto de la cotización del gas, que es una locura como está y cómo puede estar”.
Algunos analistas han apuntado que el TTF (la referencia para el mercado gasista europeo), que hasta el año pasado se movía por debajo de los 20 euros el megavatio hora (MWh), podría alcanzar niveles superiores a los 350 euros/MWh en caso de un corte total del suministro ruso. En marzo, tras el inicio del conflicto en Ucrania, esa referencia llegó a superar los 210 euros/MWh. Este verano ha vuelto a superar los 200 euros/MWh.
Desde que a mediados de junio se puso en marcha la excepción ibérica, los precios registrados en el mercado mayorista español de electricidad (sumando la compensación a los ciclos) han sido, de media, un 20% más baratos que los de Alemania y muy inferiores a los de Italia. “Históricamente España era de los países con un mercado mayorista más caro en Europa, y ahora resulta que somos de los más baratos”, resume el experto Francisco Valverde, responsable de Renovables de Menta Energía.
No obstante, mercado mayorista no equivale al precio final en factura. Cada país lo traslada de forma diferente. En España, esa traslación es inmediata para los clientes acogidos al PVPC. Pero eso va a cambiar. A cambio de la luz verde al tope el gas, el Gobierno se ha comprometido con Bruselas a reformar esa tarifa a partir de este otoño, vinculándola a referencias menos volátiles.
En el mercado libre, el mecanismo ibérico se va a ir aplicando progresivamente según venzan los contratos. Ahí los precios se pactan con una vigencia que suele ser de un año. En este segmento, clientes con contratos firmados antes de que los precios mayoristas empezaran a pulverizar récords ven ahora, según van venciendo, que el tope figura como un cargo más en su recibo.
“La gente lo está viendo como un sobrecoste y un encarecimiento de la factura, pero no se dan cuenta de que si no existiera el tope, estarían pagando a lo mejor un 40% más”, resume Valverde.
Pulso con las empresas
Este mecanismo excepcional fue autorizado por la Comisión Europea tras una larga negociación con los gobiernos de España y Portugal. Recibió fuertes críticas de las eléctricas, que llevaron su campaña de presión hasta Bruselas. La UE finalmente aceptó un tope de unos 50 euros/MWh a la generación con gas, frente a los 30 euros que plantearon inicialmente Madrid y Lisboa, que habrían significado un drástico ahorro en la factura.
Más de un mes después de ponerse en marcha, no ceja el runrún de críticas de las empresas, para las que además el Gobierno español ha anunciado un impuesto extraordinario que afectará también a petroleras y gasistas.
En Portugal, el mecanismo ibérico ha llevado al máximo responsable de Endesa en ese país a vaticinar hace unos días una subida de la luz “del 40% o más” a partir de agosto. El mensaje ha sublevado al Ejecutivo de António Costa, que ha anunciado que va a poner en revisión todos los contratos con la filial de la italiana Enel.
Madrid y Lisboa justificaron la excepción ibérica amparándose en su escasa interconexión con el resto de la UE y su alta penetración de renovables. Tuvo un estreno discreto porque se puso en marcha en las peores condiciones posibles: en medio de la primera ola de calor de este año, que deprimió la generación eólica y disparó la producción de electricidad con gas. Y es previsible que sus resultados mejoren conforme gane peso la producción renovable.
En uno de los meses de julio más tórridos desde que hay registros, los ciclos se consolidaron el mes pasado como primera fuente de generación en España al aportar el 22,6% de la electricidad, frente al 16,7% del mismo mes de 2021. Así, si en el primer mes de aplicación de la medida el ahorro para el consumidor gracias a la solución ibérica fue del 16%, en julio superó el 18,5%.
El precio medio de la energía para los clientes en PVPC (sumando esa compensación a los ciclos) rozó los 250 euros/MWh el mes pasado, frente a los casi 308 euros que habría alcanzado sin el tope ibérico. El resultado, según las estimaciones de Francisco Valverde, es que la factura final de un consumidor tipo en tarifa regulada fue en julio de 115,6 euros, la tercera más cara de la historia, pero muy inferior a la de marzo de este año (144,3 euros) y a la de diciembre de 2021 (119,5 euros).
Así, en marzo, cuando el pool español batió todos los récords, cotizó de media en unos 283 euros/MWh, con puntas horarias de hasta 700 euros/MWh y un máximo diario de casi 545 euros/MWh. Entonces, la cotización del gas TTF superó por primera vez la barrera de los 200 euros, un nivel que ha vuelto a recuperar a finales de julio y en el arranque de agosto, tras recortar drásticamente Moscú los flujos a Alemania a través del gasoducto Nord Stream 1 (el tubo funciona al 20% de su capacidad) aduciendo supuestos problemas técnicos con una turbina que Rusia atribuye a las sanciones de la UE.
Por su parte, la referencia ibérica del mercado del gas para entrega en septiembre, Mibgas, cotiza en torno a los 145 euros/MWh y se ha desacoplado de su homólogo holandés. Como explica Javier Colón, la razón es que España es mucho menos dependiente del gas ruso, tiene un mix de proveedores muy diversificado y, gracias a su potente red de regasificadoras, sus almacenamientos están en una situación “mucho mejor” que Centroeuropa. Esto ha permitido al Gobierno arañar un ahorro del 7% en su consumo de gas frente al 15% establecido por la UE para la mayoría de países europeos.
En Alemania, el pool eléctrico se ha situado en julio, de media, en cerca de 315 euros/MWh. Con una fuerte dependencia del gas ruso, su canciller, Olaf Scholtz, ya admite abiertamente la posibilidad de aplazar el apagón nuclear previsto para este año, mientras se asoma al racionamiento de gas este otoño-invierno.
En Francia, con su producción nuclear muy mermada por los problemas técnicos de cerca de la mitad de sus reactores, el precio mayorista de la electricidad llegó a superar el mes pasado holgadamente los 500 euros/MWh, y EdF (que por ahora no ha podido trasladar las subidas a los consumidores) está abocada a la nacionalización total para afrontar las costosísimas inversiones que requieren esas plantas. Por su parte, en Italia se llegaron a rozar los 570 euros/MWh el mes pasado.
Más exportaciones
Entre los efectos negativos que se han asociado a la puesta en marcha del mecanismo ibérico está el aumento de las ventas de electricidad a Francia. Se han disparado por esa gripe nuclear gala, lo que ha impulsado la producción de los ciclos en España. Como señala Javier Colón, “se está exportando unos 2.000 MWh, según las horas, pero esas exportaciones se iban a dar de por sí” porque el gas en España está siendo más barato que en el resto de Europa.
“Con tope o sin él, el precio de Francia habría sido más caro este verano, con lo cual la exportación allí se estaría dando igual”, coincide Francisco Valverde. “Estaríamos exportando lo mismo porque Francia está infinitamente peor y esos mismos ciclos estarían funcionando”. Esta situación “no tiene visos de arreglarse hasta, por lo menos, el segundo trimestre del año que viene”.
El diferencial de precios favorable a España es todavía más acusado si se analizan los futuros para los próximos meses. Según los últimos datos de OMIP, en Francia los mercados apuestan por que el MWh se situará en el último trimestre de 2022 en la friolera de 871 euros/MWh, y en Alemania, en 472 euros/MWh. Estas cifras contrastan con los en torno a 250 euros/MWh en los que se situaría el precio en España, sumando la compensación a los ciclos.
Para Colón, el principal problema derivado de la solución ibérica ha sido su efecto sobre la cogeneración. Esas plantas, más eficientes que los ciclos, también queman gas y están vinculadas a procesos industriales. Pero las instalaciones con prima reciben ese incentivo teniendo en cuenta una cotización del gas muy inferior a la actual. Y con los precios actuales del gas, no están produciendo para no hacerlo a pérdidas, indica Colón.
“Si se quiere ahorrar gas, lo primero que tendrían que hacer es fomentar que produzcan las cogeneraciones antes que los ciclos”, dice el experto de Neuro Energía. Hace un año, la cogeneración aportaba algo más de un 10% de la demanda eléctrica. En julio supuso poco más del 4%.
En un primer momento, el tope al gas lo empezaron pagando solo los clientes con contratos indexados al pool, como los hogares con el PVPC y la mayoría de industriales. Pero al ir cayendo progresivamente en los contratos en mercado libre, a medida que vayan venciendo, disminuirá el coste para cada usuario hasta mayo de 2023, cuando dejará de aplicarse.
Falta un largo invierno hasta entonces. España ya ha anunciado que batallará en septiembre para lograr una reforma del pool eléctrico en Europa que, advierte Valverde, “no puede seguir con sus mercados mayoristas a 400 euros”. Con la guerra en Ucrania enfilando su sexto mes, y Estados Unidos proponiendo (por ahora sin éxito) un precio máximo al petróleo ruso, este experto pronostica que cuando en Europa “vean que esto funciona” el tope al gas se extenderá fuera de la Península al resto de países de la UE.
“Después del verano vamos a ver la excepción europea”, no ibérica, vaticina Valverde. En su opinión, el mercado marginalista (en el que la última tecnología marca el precio final, hasta ahora determinado por el gas) da señales adecuadas en condiciones normales, pero no en una situación de guerra como la actual.
El Gobierno español también ha propuesto establecer un tope al precio de los derechos de emisión de CO2 para evitar la especulación en ese mercado. Para el responsable de Neuro Energía, en las condiciones actuales esa bolsa “no tiene sentido” y es “una mera herramienta recaudatoria”. Y en Europa la gran preocupación ahora es garantizar el suministro a un precio razonable.