La intensa subida de los precios de la electricidad que se inició en España en el primer trimestre de 2021 llevó al gobierno a aprobar el Real Decreto-ley 17/2021 el 14 de septiembre de 2021 “para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural y electricidad,” un paquete de medidas que el propio gobierno anunció como Plan de choque. Pocos días ante, el presidente Sánchez se había comprometido en una entrevista publicada en el diario El País el 5 de septiembre a que “cuando acabe 2021 se habrá pagado de luz lo mismo que en 2021”.
En mi artículo de la semana pasada mostré que las medidas no resultaron eficaces para cortar la escalada de los precios de generación y que el precio para los consumidores según el IPC de la electricidad continuó subiendo hasta las vísperas de la invasión de Ucrania. La única fuente de alivio en las cada vez más abultada factura eléctrica proviene de la rebaja de impuestos ya puesta en marcha en junio de 2021 que “según fuentes de Transición Ecológica… [han] supuesto una merma para las arcas públicas de 4.800 millones”.
Buena prueba de inefectividad de las medidas adoptadas es que el Consejo de Ministros celebrado el 29 de marzo de 2022 volvió a aprobar otro Real Decreto-ley 6/2022 con “medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania”. Como decía la semana pasada, “aunque la invasión de Ucrania ha añadido, sin ninguna duda, más leña al fuego de las subidas de los precios energéticos”, el precio de la electricidad había registrado ya una intensa elevación antes de septiembre de 2021 y había continuado su imparable escalada hasta el 24 de febrero de 2022, el día en que Rusia invadió Ucrania.
Esta semana intentaré responder las preguntas tercera y cuarta de las seis que planteaba en el artículo de la semana pasada: cuáles han sido las principales causas del aumento de los precios de la energía eléctrica en 2021 hasta la invasión de Ucrania y cuál ha sido el impacto de la invasión de Ucrania en los precios de la energía.
El papel del gas natural y los derechos de emisión
Algunas centrales térmicas convencionales y las centrales de ciclo combinado emplean gas natural (GN) como combustible para producir electricidad y tanto estas centrales como las centrales de carbón emiten gases y están obligadas a adquirir permisos de emisión de gases (PEG) en el mercado creado unilateralmente en la UE para reducir estas emisiones y propiciar la transición ecológica. Como vamos a comprobar inmediatamente los precios del GN y de los PEG registraron fuertes subidas en 2021 que afectaron a los costes de producción tanto a las centrales térmicas convencionales de carbón, gas y fueloil como a las más flexibles centrales de ciclo combinado, y en consecuencia a los precios de generación de electricidad en última instancia.
Gráfico 1. Precio del gas natural en el mercado holandés TTF de referencia 2017-2022
Fuente: Trading Economics. TTF EU Natural Gas.
Como puede verse en el Gráfico 1, el precio del GN se mantuvo por debajo de 25 €/MWh entre abril de 2017 y abril de 2021, (salvo algunas semanas en septiembre-octubre de 2018), y tocó fondo con valores cercanos a 3 €/MWh en los primeros meses de la pandemia. El precio empezó a recuperarse en el segundo semestre de 2020 y a partir de marzo de 2021 inició un rápido ascenso hasta alcanzar un primer máximo de 115,5 €/MWh el 4 de octubre de 2021. Tras caer con rapidez al entorno de 75 €/MWh, el precio volvió a alcanzar un nuevo pico de 182,5 €/MWh el 28 de diciembre de 2021. Tras un fuerte desplome, el precio se mantuvo entre 75-90 €/MWh hasta comienzos de la invasión de Ucrania, momento en que el precio volvió a dispararse hasta alcanzar 228,4 €/MWh el 4 de marzo. Una vez pasado el impacto inicial, el precio cayó con fuerza y se ha mantenido dentro de la banda 95-125 €/MWh desde entonces.
Se puede, por tanto, afirmar que, si bien la invasión de Ucrania añadió leña al fuego, el incendio se había iniciado en 2021 y entre las causas de la subida del precio del GN cabe mencionar el cierre parcial del gasoducto ruso que suministraba gas a la UE a través de Ucrania. Según Reuters, el gasoducto a través de Ucrania suministró 41,6 miles de millones de m3 de GN en 2021, cifra 25% inferior a la de 2020. El 4 de enero de 2022, se informaba que la cifra se había reducido a 50 millones de m3 diarios, bastante menos de la mitad de los 114 millones de m3 diarios suministrados en 2021. A ello, hay que añadir el empeoramiento de las expectativas que ha supuesto la paralización de la puesta en marcha del polémico gasoducto Nord Stream 2, una decisión certificada por el canciller Scholz el 22 de febrero de 2022 en vísperas del inicio de la invasión de Ucrania.
Gráfico 2. Principales rutas de abastecimiento de gas a Europa
No cabe duda de que el enorme peso del GN procedente de la Federación de Rusia en las economías de la UE ha otorgado a Gazprom, la empresa gasista rusa de la que el Estado posee 51% del capital, una posición dominante que le permite elevar el precio recortando las cantidades suministradas. Las relaciones entre Rusia y la UE se enrarecieron tras la invasión y anexión de Crimea en 2014, y los suministros de GN se redujeron, como hemos visto, considerablemente por el aumento de las tensiones entre Rusia y Ucrania en 2021, y el respaldo de la UE a Ucrania. En todo caso, los responsables de las instituciones de la UE y los gobiernos de los países miembros se encontraron ante la nada fácil tarea de impartir lecciones a Putin (sobre derechos humanos y prácticas democráticas) e imponer sanciones al gobierno del país que la mayor parte del gas consumido en la UE. El resultado de todo ello es que el precio del GN en la UE cuadriplica su valor a comienzos de 2021.
El precio de los derechos de emisión de la UE
Otra de las causas de la subida del precio de la electricidad en España y en la UE es el aumento del precio de los PEG en el mercado creado por la UE para reducir las emisiones de gases de efecto invernadores de las industrias consideradas grandes emisores. Las centrales eléctricas que utilizan combustibles fósiles están en consecuencia obligadas a adquirir estos permisos para operar en el mercado europeo. La incidencia del precio de los permisos fue más bien escasa hasta 2018 cuando la UE aprobó cambios normativos para alcanzar el ambicioso objetivo de reducir 40% las emisiones de gases (respecto a 1990) antes de 2030. En septiembre de 2020, la UE acordó elevar al 55% el objetivo de reducción de emisiones y la Comisión presentó en julio de 2021 nuevas medidas para lograrlo. A medida que la UE elevaba sus objetivos, el precio de los permisos escalaba nuevos peldaños.
Gráfico 3. Precio de los permisos de emisión en la UE 2017-2022
Fuente: Trading Economics.
El Gráfico 3 refleja con toda claridad el impacto de la decisión unilateral de descarbonizar la UE más rápidamente que el resto del mundo sobre el precio de los permisos que comenzó a elevarse de manera notable a partir de 2018 y se mantuvo fluctuando entre 20-30 €/Tm. hasta el tercer trimestre de 2020. Asimismo, puede apreciarse cómo el precio de los permisos se elevó con inusitada intensidad a partir del tercer trimestre de 2020 hasta alcanzar un máximo de 97,4€/Tm el 7 de febrero de 2022. En el caso de los permisos, el Gráfico 7 muestra que la invasión de Ucrania ha reducido algo los precios de los PEG, si bien todavía en abril de 2022 triplican holgadamente los precios en febrero de 2020, antes de iniciarse la pandemia, y son 2,4 veces mayores que los precios a comienzos de 2021.
Contrasta esta dramática evolución del precio de los permisos con las previsiones sobre su a comienzos de 2021 que anticipaban un precio medio de 37,86 €/Tm en 2021 y 41,61€/Tm en 2022. Como no podía ser de otra manera, la extraordinaria subida del precio de los PEG en la UE ha elevado en los costes de generación de las centrales térmicas convencionales y de ciclo combinado que utilizan combustibles fósiles para producir la electricidad y en las centrales convencionales y de ciclo combinado que emplean GN se ha sumado al aumento del precio del gas. La medida adoptada en septiembre de 2021 para “aumentar en 900 millones de euros la aportación de la recaudación de las subastas de CO2 destinada a cubrir costes del sistema eléctrico hasta los 2.000 millones durante el ejercicio”, si es que acaso ha tenido algún efecto, no ha mitigado el aumento de los precios del GN y de los PEG en 2021.
España es uno de los países de la UE menos dependientes del GN ruso porque contábamos hasta hace muy pocos meses con una fuente alternativa mucho más próxima: Argelia. Pues bien, el 31 de octubre de 2021 expiró el contrato de suministro vigente desde hacía 25 años y Marruecos decidió cerrar el gasoducto EMPL Magreb-Europa que atravesaba su territorio, y que, según Naturgy, suministraba “casi la mitad del gas natural que se consume en España”. Que el gobierno de España y las instituciones de la UE que mantienen acuerdos de asociación preferenciales y cuentan con un mecanismo para resolver posibles disputas con Rabat no hayan logrado mantener el suministro de gas a España en 2021, da una idea de la ineficacia diplomática y falta de músculo tanto del primero como de las segundas.
Ante el cierre del suministro de gas argelino vía Marruecos, el gobierno de España tuvo que recurrir para evitar el desabastecimiento a comprar gas natural licuado (GNL) a Argelia y a otros proveedores como Estados Unidos, ahora ya convertido en nuestro principal suministrador de gas tal y como puede comprobarse en el Gráfico 4. El proceso exige primero licuar el gas en el país de origen, para transportarlo a continuación en barcos metaneros, y proceder finalmente una vez en su destino a gasificarlo de nuevo para distribuirlo. En lugar de aprovechar gasoductos ya construidos y operativos, la licuación y posterior gasificación constituye un proceso engorroso que aumenta el precio que los hogares y las empresas pagan por el combustible. El cierre del gasoducto Magreb Europa fue un serio tropezón de la diplomacia del gobierno de Sánchez y de las instituciones europeas.
Gráfico 4. Importaciones de GN de España por país de procedencia
Fuente: Europa Press Data (epdata).
El segundo tropezón del gobierno Sánchez acaeció cuando el gobierno marroquí publicó extractos de la misiva enviada por el presidente Sánchez reconociendo la soberanía de Marruecos sobre el Sahara Occidental, un cambio de 180º en la posición mantenida por todos los gobiernos españoles desde que Marruecos invadió la colonia española en 1975. Por supuesto, el dialogante presidente no consultó siquiera una decisión de Estado, cargada de implicaciones políticas y económicas, con los líderes del resto de partidos políticos en Las Cortes. Al parecer, incluso sus ministros se enteraron del despropósito diplomático al que dediqué una parte de mi artículo “Promesas incumplidas y viaje a ninguna parte”, publicado en El Liberal el pasado 26 de marzo.
Este paso sobre las arenas movedizas que el presidente calificó como el inicio de una “nueva etapa” más fructífera con el Reino de Marruecos no sólo no ha servido para que se reconozca ni siquiera de palabra la soberanía de España sobre Ceuta y Melilla, sino que aleja la posibilidad de restablecer el suministro de GN argelino por el gasoducto Magreb Europa, porque el giro político de Sánchez para resolver el ‘diferendo’ sobre el futuro de la antigua colonia española ha enfrentado al gobierno de España con el gobierno de Argel que ya ha amenazado con revisar al alza a España (y sólo a España) el precio del GN que envía a Europa. Este segundo gran tropezón hará que los consumidores y las empresas españolas paguemos precios más elevados por el GN de los que podríamos pagar en los próximos meses y años.
El precio de la electricidad antes y después de la invasión de Ucrania
No hay duda de que las subidas del gas natural y los permisos de emisión en 2021 impulsaron la alza el precio de generación de la electricidad cuya evolución en el mercado diario aparece en el Gráfico 5. Pueden observarse tres picos de altura creciente: el primero el 7 de octubre de 2021, el segundo el 23 de diciembre de 2021 y el tercero el 7 de marzo de 2022.
Gráfico 5. Precio del mercado diario entre abril 2021 y abril 2022
Fuente: OMIE.
A la invasión de Ucrania sólo cabe achacar la última subida fechada entre el 3 y 12 de marzo, pero que se recondujo al cabo de una semana a precios en línea con los registrados entre octubre de 2021 y la tercera semana de febrero de 2022. La invasión de Ucrania, como ya he dicho más de una vez, añadió algo de leña al fuego, pero en absoluto puede considerarse la causa de los elevados precios de generación de la electricidad en España durante el segundo semestre de 2021 y las primeras semanas de 2022, y ni siquiera de los precios tras la invasión una vez pasado el shock inicial.
Gráfico 6. Precios de la electricidad, gas y permisos de emisiones de enero-octubre 2022
Fuente: Europa Press Data (epdata)
El Gráfico 6 permite visualizar la interrelación entre los precios del gas (línea verde) en €/MWh, los derechos de emisión (línea azul) en €/Tm2, y electricidad (línea roja) en €/MWh entre el 1 de enero y el 7 octubre de 2021. Las tres curvas muestran una clara tendencia alcista, si bien resulta observable a simple vista que la brecha entre el precio de la electricidad y los precios del gas y los permisos se fue agrandando durante 2021. Si además tenemos en cuenta que el precio de los permisos sólo afecta a las centrales que emplean combustibles fósiles y el precio del GN a las centrales de ciclo combinado y las centrales de gas y fueloil, la pregunta que surge es por qué subió tanto el precio de la electricidad en 2021. No puede achacarse a un brusco e inusitado aumento de la demanda de electricidad el año pasado, porque como se desprende del Cuadro 1, la demanda eléctrica aumentó 2,4% respecto a 2020, pero fue 2,4% inferior a la de 2019 y 4,5% inferior a la de 2018.
Cuadro 1. Evolución de la demanda eléctrica peninsular
Fuente: El sistema eléctrico español. Avance 2021, p. 10. Red Eléctrica Española.
Ni la evolución de los precios del GN y los permisos de emisión ni tampoco el crecimiento anómalo de la demanda justifican el fuerte aumento registrado en el precio de generación. Parece que como el cangrejo avanzamos hacia atrás y la eficiencia de la industria eléctrica disminuye con el paso de los años, y la combinación de regulaciones y mecanismos de mercado nos aboca a pagar precios desorbitados por la energía eléctrica en España y la UE poniendo en riesgo el bienestar de cientos de millones de ciudadanos y la competitividad de sus empresas.
Una industria regulada y con limitaciones a la libertad de entrada
Los economistas sostienen acertadamente que la eficiencia en la asignación de los recursos se alcanza cuando el beneficio marginal obtenido por quien compra un producto iguala el coste marginal incurrido en su producción. En el modelo de competencia perfecta y libertad de entrada, el beneficio marginal del comprador coincide en equilibrio con el coste marginal y el coste medio mínimo de la empresa representativa, y ninguna de las empresas que abastecen el mercado obtiene beneficios extraordinarios. Cuando por alguna razón se requiere contar con la producción de empresas ineficientes para satisfacer la demanda, el precio de mercado es mayor que el coste medio mínimo de las empresas eficientes y éstas obtienen beneficios extraordinarios hasta que la entrada de más empresas eficientes expulsa del mercado a la ineficiente y los beneficios extraordinarios desaparecen.
Gráfico 7. Cobertura de la demanda eléctrica peninsular en 2021
Fuente: El sistema eléctrico español. Avance 2021, p. 15. Red Eléctrica Española.
Este modelo ideal no puede trasladarse al sector eléctrico español donde cohabitan centrales con tecnologías y costes muy dispares y existen limitaciones a la libertad de entrada que dificultan expulsar del mercado a las centrales más ineficientes. El Gráfico 7 muestra la cobertura de la demanda eléctrica por los distintos tipos de centrales operativas en la Península Ibérica en 2021. Como puede observarse, las energías que ocupan un lugar destacado son la eólica 23,9%, la nuclear, 21,8%, ciclo combinado, 15,2%, hidráulica, 11,9%, Cogeneración, 10,5%, y Solar fotovoltaica, 8,3%. En conjunto, satisfacen 91,6% de la demanda. De estos porcentajes, podemos concluir que las centrales de carbón, ciclo combinado, cogeneración y residuos no renovables aportaron 28,6% de la demanda eléctrica peninsular en 2021.
Por otra parte, el Gráfico 8 que muestra la estructura de generación en el sector a lo largo de 2021 y el primer trimestre de 2022. Puede constatarse que la energía eléctrica producida por las centrales térmicas convencionales y de ciclo combinado, las más afectadas por el aumento de los precios del GN y los PDE, resultó indispensable para satisfacer la demanda de electricidad en España. Se sigue de ello que cuando los precios del GN o los precios de los permisos de emisión aumentan, como ocurrió en 2021 y 2022, también aumentan sus costes, y el precio de generación electricidad se dispara cuando se requiere contar con su energía para satisfacer la demanda. Naturalmente, las centrales cuyos costes operativos no han resultado afectados por el aumento del precio de los citados combustibles obtienen beneficios extraordinarios. Pero a diferencia del modelo competitivo, esos beneficios extraordinarios pueden persistir más allá del tiempo necesario para construir centrales más eficientes porque el sector eléctrico difiere del modelo de competencia perfecta en varios respectos: las centrales eléctricas emplean tecnologías diversas, algunas empresas eléctricas tienen poder de mercado y pueden fijar precios, y existen limitaciones a la libertad de entrada.
Gráfico 8. Estructura de generación por tipo de centrales en España en 2021 y 2022
Fuente: elaboración propia a partir de la información proporcionada por REE.
En el caso del sector eléctrico en España, las empresas con mayor peso en el mercado de generación tienen una posición dominante y al ser propietarias tanto de centrales eficientes como ineficientes están interesadas en mantener operativas algunas centrales ineficientes para obtener beneficios extraordinarios con las más eficientes. En segundo lugar, la entrada en el mercado de nuevas centrales está limitada tanto por restricciones naturales como por las elevadas inversiones requeridas para construir centrales y algunas decisiones políticas que, como la moratoria nuclear o el cierre escalonado de este tipo de centrales, impiden mejorar la eficiencia agregada del sector. En pocas palabras, la colusión de las grandes empresas en el sector de generación y las políticas energéticas gubernamentales posibilitan la subsistencia de una estructura de generación ineficiente.
Conclusiones
La conclusión general a que nos ha llevado el análisis de la evolución del mercado de generación de electricidad en España es que el aumento del precio de la electricidad en 2021 y comienzos de 2022 no puede achacarse a la invasión de Ucrania, como han hecho algunas fuentes gubernamentales tratando de echar balones fuera, puesto que los precios habían registrado una fuerte escalada desde el primer trimestre de 2021 y las primeras semanas de 2022. Y si bien la invasión añadió leña al fuego hasta alcanzar el precio de generación un histórico valor de 573.94 €/MWh el 8 de marzo de 2022, los precios se han normalizado desde entonces y están muy próximos a los registrados en los últimos meses de 2021 y las primeras semanas de 2022.
Otros son los factores que hay detrás del fuerte aumento registrado por el precio de generación de la electricidad en España en 2021 y 2022. El análisis presentado en este artículo otorga un papel destacado a los siguientes:
- Primero: las intensas y persistentes subidas de los precios del gas natural en el mercado europeo a través de Ucrania en 2021 y la reducción de los suministros procedentes de Argelia en el caso de España a partir de octubre de ese año. La torpeza y falta de músculo diplomático de las instituciones europeas y del gobierno de España no son ajenas al aumento del precio del gas.
- Segundo: el aumento continuado del precio de los permisos de emisión de gases en la UE desde 2018 se aceleró a lo largo de 2021 y pese a la reducción registrada en los primeros meses de 2022 su precio continúa siendo muy elevado. La falta de cintura política de las instituciones europeas al elevar el objetivo de reducción de emisiones de gases en 2021 ha resultado determinante.
- Tercero: la coexistencia de un parque de centrales de generación con tecnologías diversas y niveles de eficiencia muy distintos y la necesidad de contar con las centrales más ineficientes para satisfacer la demanda de energía eléctrica separa el mercado de la electricidad del mercado teórico de competencia perfecta con libertad de entrada.
- Cuarto: la adopción de un sistema marginalista de determinación del precio de la electricidad, apropiado en industrias con unidades de generación igualmente eficientes y libertad de entrada, puede resultar en precios muy elevado cuando, como es el caso en el sector eléctrico, coexisten centrales eficientes e ineficientes y grandes empresas con poder de mercado que cuentan con un parque de centrales eficientes e ineficientes.
- Quinto: la orientación de las políticas energéticas impulsadas por el gobierno de España y las instituciones europeas en los últimos años y las deficiencias en las tareas de supervisión de la Comisión Nacional de los Mercados que han propiciado el desorbitado aumento de los precios de la electricidad soportados por la mayoría de hogares y empresas españolas y los beneficios extraordinarios obtenidos por las grandes empresas eléctricas.
[…] ANÁLISIS / Precio de la electricidad y políticas gubernamentales II […]