Mercado, precios, beneficios e impuestos. La reforma de los mercados europeos de energía (III)

En 2022, en la España peninsular, la participación de las principales tecnologías en la generación de energía eléctrica fue, de mayor a menor, la siguiente:

• Gas: 23,1%.
• Eólica: 22,8%.
• Nuclear: 21,4%.
• Solar Fotovoltaica: 10,4%.
• Hidráulica: 6,9%.
• Cogeneración: 6,8%.
• Otras renovables: 3,6%.
• Carbón: 2,9%.
• Otras no renovables: 2,1%.

No ha sido un año normal. La producción hidráulica ha sido inferior a la normal debido a la sequía y la “excepción ibérica”, vigente durante seis meses, ha primado el uso del gas y del carbón —combustibles que se subvencionan— y ha reducido el uso de la cogeneración, que pese a quemar gas ha estado excluida del esquema de subvenciones durante varios meses. Dejando al margen estas consideraciones, en 2022 puede estimarse que las centrales de gas han funcionado unas 2.450 de las 8.760 horas que tiene un año.

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De acuerdo con las hipótesis del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), en 2030 contaríamos con una capacidad de generación eólica de 50.000 MW y fotovoltaica de 37.000 MW, aproximadamente el doble, tanto para una como para otra tecnología, de la instalada a finales de 2022. La demanda anual se situaría en 268.000 GWh, un 14% superior a la demanda de 2022. La generación necesaria para atender dicha demanda variará en función de las exportaciones, los consumos en almacenamiento o los “vertidos”, energía que se pierde cuando la producción renovable es superior a la demanda y no es posible almacenar, hipótesis cada vez más plausible: la punta de demanda histórica es de 45.450 MW. Incluso una demanda punta de 55-60.000 MW podría ser atendida solo con los 87.000 MW de potencia eólica y fotovoltaica que se prevé que estén instalados en 2030.

Es necesario tener presente que una alta generación renovable intermitente puede producir problemas de estabilidad del sistema y de cobertura de puntas de demanda. Un sistema eléctrico puramente renovable requiere, para su correcto funcionamiento, una suficiente aportación de energía firme y flexible. Si suponemos que la crisis energética europea aconseja retrasar el cierre de nuestra capacidad de generación nuclear, contaríamos con una cantidad suficiente de energía firme. Aun así, necesitaríamos una fuente de energía flexible, que en el horizonte de 2030 no puede ser otra que el gas natural, que cubra las puntas de demanda. El problema es que este tipo de centrales tendría que estar disponible en todo momento, pero, siguiendo con los datos previstos de nuestro mercado eléctrico, su funcionamiento anual oscilará entre las 200 y las 1500 horas anuales, una reducción notable sobre las 2450 horas de 2022 y, posiblemente, insuficientes para la cobertura de sus costes fijos, por lo que existiría el riesgo cierto de cierre de una capacidad de generación eléctrica necesaria pero no rentable.

La solución es el llamado mercado de capacidad: todos los operadores capaces de aportar energía firme y flexible participarían en la correspondiente subasta en la que en función de los costes ofertados recibirían, en caso de ser los más competitivos, una retribución por garantizar al sistema la posibilidad de producir electricidad en el momento en que se demande, con independencia de si finalmente tienen que producir o no. Por seguir con el ejemplo español, la importancia del mercado de capacidad dependerá de varios factores: el primero es si efectivamente cerramos nuestra capacidad nuclear, un 50% para 2030 y el resto antes de 2035. Sin capacidad nuclear, deberíamos recurrir más al gas, que contaría con más horas de funcionamiento y requeriría menos cobertura del mercado de capacidad. El segundo factor es la posibilidad de exportar a Francia. Una vez más la conexión eléctrica con el país vecino está en entredicho: importantes sobrecostes que nadie quiere asumir y proyecto suspendido, al menos de forma temporal. Cuestión relevante, dado que el plan español prevé, en 2030, exportar a Francia 27.000 GWh, más de un 10% de nuestra demanda esperada para dicho año. Si no exportamos, menos generación y más necesidad de mercado de capacidad.

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Los inversores en renovables, en especial en fotovoltaica, cuya producción se concentra en las horas centrales del día, deberán tomar la decisión de invertir en almacenamiento —baterías que les permitan vender en horas del día diferentes e incluso garantizar una cierta capacidad al sistema—, invertir en producción de hidrógeno, vender su energía a plazo a través del correspondiente contrato bilateral o vender en el mercado diario. Les corresponde tomar sus decisiones y asumir su riesgo: si aciertan, obtendrán su beneficio y maximizarán el retorno de sus inversiones. La propuesta del gobierno español es convocar subastas y garantizar un precio. Privará al mercado del incentivo a invertir en almacenamiento o en producción de hidrógeno.

El mercado de capacidad, el mercado a plazo asentado en transacciones bilaterales al que hice referencia en el artículo anterior y el actual mercado de energía deberían componer el trípode sobre el que se asiente un mercado eléctrico adecuado a las necesidades de los próximos años y, sobre todo, a una generación eléctrica en la que las energías renovables supongan más del 75% de la energía generada.

Una configuración adecuada del mercado no evita la volatilidad, aunque limite sus efectos sobre muchos consumidores. La crisis energética se deriva de una escasez relativa de gas propiciada por el corte del suministro ruso por tubería a Europa. Mientras esa situación no cambie, el equilibrio será precario e inestable. Una mayor demanda de gas en Asia, en especial en China, o alteraciones en la producción o exportación de gas en Estados Unidos provocarán subidas de precios con su correspondiente reflejo en los precios de la electricidad. Estos posibles episodios nos retrotraerán a las discusiones sobre intervención de los mercados y los beneficios de las energéticas. La mejor solución seguirá siendo dejar funcionar al mercado y, en el marco europeo, gravar, en su caso, los beneficios extraordinarios que hayan podido generarse. Con dos añadidos: exención fiscal para la reinversión en energías renovables y almacenamiento de electricidad y constitución de un fondo específico con la recaudación obtenida para ayudar a consumidores vulnerables y a empresas intensivas en consumo energético. Siempre conviene recordar que la transición energética es un inmenso ejercicio inversor cuya ejecución depende, entre otros factores, del grado de aceptación social alcanzado.