Este artículo está basado en una entrevista realizada por Rafael Domenech a Ángel Gavilán y Natalia Fabra, que está colgada en la web del Banco de España. Considero que a pesar del resumen expuesto aquí, que incorpora ciertos comentarios personales, es una entrevista muy interesante sobre el sector energético, la situación actual, y sus efectos sobre la economía.
El mercado de la energía está, en estos momentos, condicionando medidas políticas y económicas con importantes repercusiones sociales. Y si bien es cierto que la invasión de Ucrania ha supuesto un punto de inflexión, el incremento de precios ya se venía produciendo con anterioridad a través de unas menores exportaciones de gas por Gazprom, la empresa pública rusa de gas, que impidió ampliar las reservas.
Y ello ha dado lugar a una gran volatilidad del precio del gas, que ha pasado de 17-19 E/MWh, a 300E/MWh. Gran volatilidad que se traslada a la electricidad por el diseño del mercado.
Y si en este escenario, un shock negativo de oferta ha impulsado los precios, no es menos cierto que la estructura de los mercados de la electricidad también ha influido a través de su diseño marginalista, que permitía en un principio remunerar a todas las tecnologías de generación en función de la tecnología marginal, frecuentemente el gas.
En este sentido, el gas, en España, representa en condiciones normales el 20% de la generación de electricidad, si bien este porcentaje ha llegado a elevarse hasta el 30%. Y este 20-30% condiciona la remuneración del resto de tecnologías. Si bien, tenemos que reconocer que parte de las renovables se retribuyen a precios fijos.
Y en la situación excepcional creada, el gas inducía una distorsión excepcional y coyuntural en el mercado que permitía una retribución exagerada de tecnologías inframarginales, como la hidroeléctrica, la nuclear, o las renovables.
De tal forma que un mercado, en esta situación, no refleja equidad, suponiendo una transferencia de rentas de los consumidores a las empresas de generación, ya que el precio no refleja el coste del mix de generación.
Pero en mi opinión, también es necesario considerar que esta es una situación coyuntural, y que en este caso un sistema marginalista no sea lo más adecuado, no implica necesariamente que este no sea el sistema adecuado de forma estructural en mercados normales. De hecho, los mercados competitivos son marginalistas.
En cualquier caso, el mercado de la energía ha contribuido a que la inflación en la eurozona se haya situado en el 10,6% en octubre, suponiendo la energía un 4,5% de este incremento, influyendo en la inflación subyacente. Derivando este hecho de dos factores, el coste de las materias primas y la regulación marginalista, es decir, un factor de origen político.
Por tanto, la realidad es que el precio del gas se traslada a la actividad económica a través de varios canales: Comercial vía cantidades, precios, confianza e incertidumbre y canal financiero.
Los volúmenes afectan a las economías de forma asimétrica en función de su exposición a Rusia. Dependiendo su efecto de la capacidad de las empresas de mejorar la eficiencia, o de su capacidad de sustituir el gas por otro tipo de energía.
En este sentido, los modelos de equilibrio general diseñados en el Banco de España (BdE) muestran un impacto asimétrico por sectores y países. Cuantificando que en España, el impacto del gas ruso una pérdida de 0,8-1,4 puntos de PIB el primer año, mientras que en Alemania supondría más del doble.
La menor afectación de la economía española podría explicarse por la menor dependencia del gas ruso. Sin embargo el dato sorprende dado el grado de interconexión de las distintas economías del área euro. Datos que parecen explicarse en parte porque parte de la producción en esos otros países se traslada a España.
Por tanto, parece derivarse de este hecho que la existencia de una “isla ibérica” como resultado de la limitada capacidad de interconexión ha supuesto una ventaja comparativa que ha beneficiado a la economía española. Una ventaja que desaparecería al incrementar las interconexiones unificando el mercado y precios.
En lo referente al precio, al contrario de lo que sucede con el mercado de petróleo, el mercado de gas se encuentra más fragmentado, implicando dinámicas de precios distintas. Lo que se puede apreciar a través de las diferencias de precios de los mercados asiático, estadounidense y europeo.
Y en lo que se refiere a incertidumbre/confianza sobre cortes de suministro, influye sobre consumo e inversión. Y el BdE ha estimado (con datos de marzo) que ha implicado una reducción del PIB del 0,6% en 2022 en abril.
Y el último punto, el canal financiero, deriva de la solvencia de las entidades financieras y el sector público, ya que menor crecimiento económico puede afectar a la morosidad bancaria, y el margen fiscal es distinto por países, y en un periodo de crisis puede contribuir a fragmentar el sistema financiero del área euro a través de los spread de deuda, pudiendo contribuir todo ello a crear una crisis financiera.
En este escenario, la inflación juega un papel esencial. En el caso de España la energía pesa un 12%, un 1% más que en el área euro, contribuyendo por tanto más a la inflación general que en otros países. Al margen hay que considerar también, según Ángel Gavilán, Director General de Economía y Estadística del BdE, el impacto indirecto de los precios de la energía en los costes de producción, que se acaban trasladando al precio del producto final en un 75%.
En este sentido, también hay que destacar que el INE utiliza para el cálculo del efecto de la electricidad sobre el IPC el precio de venta al pequeño consumidor (PVPC). Al que están acogidos el 40% de los consumidores y fluctúa rápidamente con el precio mayorista. Al contrario de lo que ocurre en otros países, donde el precio es más estable.
Este hecho hace que el IPC haya subido más rápidamente en España inicialmente, pero del mismo modo, también da lugar a caídas más rápidas cuando se reduce el precio. En cualquier caso, esto no es necesariamente malo en el sentido de que el efecto precio se puede transmitir rápidamente contribuyendo a reducir la demanda.
Pero como indicaba, la inflación energética daña el poder adquisitivo de las familias, y para reducir el efecto de los precios sobre los hogares, los gobiernos han implementado distinto tipo de medidas, entre ellas ha destacado el tope del gas en el mercado eléctrico.
Un tope que afecta también al carbón y desde hace poco también a la cogeneración. Un tope que se ha establecido inicialmente en 40 E/MWh, pero que irá incrementándose progresivamente hasta alcanzar los 70 E/MWh.
Según Natalia Fabra, se trata de una subvención, siendo el fin último que las empresas generadoras internalicen esa subvención y la trasladen al precio de mercado reduciendo la retribución de toda la generación inframarginal.
Este mecanismo ha favorecido también a Francia, cuyas importaciones no pagan la subvención a la generación, si bien pagan la mitad de las rentas de congestión, que es la diferencia de precio entre ambos países, que si contribuyen a financiar esa subvención.
Este hecho, por otra parte, ha dado lugar a que sus importaciones aumenten, y a su vez esto haya incrementado la generación de electricidad a partir de gas y su demanda en España, contribuyendo a incrementar las emisiones, en parte debido a que las últimas centrales de gas que entran en el sistema son las menos eficientes.
Pero dejando de lado el tema de las emisiones, según Natalia Fabra, el tope o subvención ha contribuido a reducir el precio de la electricidad un 15%.
Un abordaje distinto se ha dado en la Unión Europea. En esta se limitan las rentas inframarginales a 180 E/MWh, dejando aparcada la generación hidroeléctrica. Un techo que algunos consideran excesivo, y ha dado lugar a que en algunos países se hayan establecido caps inferiores.
Pero además del tope, se han tomado otras medidas. Unas que afectan directamente al precio de la energía como la reducción del IVA o los impuestos especiales, o los 20cts en los combustibles. Y también las ayudas a los hogares a través de los bonos sociales de gas y electricidad. Y a nivel empresarial ayudas a empresas electrointensivas y consumidoras de gas.
Todas estas medidas han contribuido a reducir la inflación, el BdE estima que en un 2%, influyendo principalmente la rebaja de 20cts, impactando en una reducción del 0,8% en la inflación, después ha influido en mayor medida el IVA, y en último lugar el tope del gas. Si bien el BdE advierte que estas ponderaciones cambian en el tiempo.
En cualquier caso, las medidas no han sido gratis, han tenido un coste fiscal estimado de 15.000 mill, contribuyendo la rebaja de los combustibles fósiles en más de 5.000 mill. Una ayuda que, según el criterio Ángel Gavilán, es de tipo asimétrico, favoreciendo en mayor medida a las rentas altas. Motivo por el que se debería valorar su eficiencia y equidad.
Algo con lo que discrepo ligeramente, ya que las rentas altas ya pagan más impuestos, y excluirlas supondría una doble imposición. Si bien es cierto que desde el punto de vista presupuestario, y teniendo en cuenta que las rentas altas consumen más combustible, limitar las ayudas a las rentas bajas supondría un menor gasto fiscal.
En el caso de Europa, los gobiernos han tomado medidas similares de transferencias de rentas, aunque de forma asimétrica entre países, ya que se encuentran condicionados por su capacidad fiscal.
Entre otras medidas, también se ha contemplado establecer un límite o cap al precio del gas. Price cap sobre el mercado de futuros TTF a 1 mes de plazo, que debería influir sobre precio spot. Cap que se activaría cuando el precio fuese excesivo y se encontrara desconectado de los mercados internacionales, y cuyo fin sería evitar la competencia entre países para aprovisionarse de gas.
Sin embargo, a Natalia Fabra le preocupa que el cap afecte solo a mercados mayoristas, y que se reduzca la liquidez al desplazarse la contratación a los mercados OTC. Por ello, una proposición de N Fabra y un grupo de expertos incluiría un cap que no afectase solo a los mercados mayoristas.
También este grupo de expertos considera apropiado impulsar compromisos vinculantes de ahorro de gas excluyendo a la península Ibérica, dado que un mayor ahorro peninsular no implicaría mayores exportaciones a otros países europeos dada la limitada capacidad de interconexión con Francia. Lo que por otra parte es resultado de la carencia de un mercado único, y si existiera este el precio sería común, perdiendo España la ventaja comparativa mencionada anteriormente de atraer inversión.
A estas medidas se sumaría establecer políticas de ahorro no lineales, como bonificar hasta un nivel de consumo a los hogares, poniendo como referencia consumos pasados, de tal forma que los consumos superiores a esa referencia de consumo no se verían beneficiados por ayudas y se pagarían a precios de mercado.
Pero en el trasfondo del escenario actual surge con fuerza el problema de la estructura energética europea, condicionada por la transición energética, con el fin de reducir costes e incrementar la seguridad energética.
Natalia Fabra propone que deberían existir dos tipos de mercado, a corto y a largo plazo, dado que la demanda y oferta varían considerablemente en el tiempo, y con ellas el precio.
Necesitamos un mercado a corto plazo como el actual. Pero no hacer que la retribución a corto plazo, marginal, que puntualmente puede implicar precios muy bajos e inferiores a los costes medios de la tecnología, sea la que determine la remuneración de las diferentes tecnologías. Afirmación que es esencial si queremos impulsar la transición energética.
Incentivar la creación de la estructura de generación que queremos y necesitamos requiere de contratos a largo plazo que garanticen un retorno de la inversión, como por ejemplo a través de contratos por diferencias, que implicaría retribuir por la diferencia entre el precio de mercado y precio pactado en periodos de precios bajos, y lo opuesto en momentos de precios de mercado por encima del precio pactado. Medida que daría estabilidad y una seguridad a las inversiones facilitando el acceso a financiación.
Esos contratos a largo plazo también deberían ser de tipo competitivo a través de subastas, siendo la contraparte ideal el sistema, para que el beneficio se distribuya al conjunto de consumidores.
Además, Incide Fabra, en que hay que huir del concepto de “neutralidad tecnológica”, que implica tratar a todos los MWh igual. Según ella no debe ser así, y se deben establecer subastas diferenciadas por tecnología, ya que aunque todos los MWh son iguales, los MW de capacidad instalada no lo son y todas las tecnologías tienen sus especificidades.
Y en cuanto a la financiación, se señala que del orden del 90% del coste de la inversión se produce al comienzo de la misma. Y estimar la rentabilidad implica considerar los flujos de caja de una inversión de 2-3 años que durará unos 30 años.
Determinándose la rentabilidad en función de valor actual de flujos de caja futuros. Motivo por el que la remuneración a tipo marginal del mercado a corto plazo puede no ser lo suficientemente atractivo como para desarrollar la inversión necesaria. Lo cual implica por otra parte que quizá la reducción de precio de la electricidad derivada de la inversión y generación renovable no sea tan baja como repetidamente se anuncia.
Y para profundizar en la herida, comentar que la mayor demanda de capacidad renovable implica mayor demanda de minerales estratégicos, incrementando su precio, al mismo tiempo que la elevación de tipos de interés eleva el coste de la inversión. Contribuyendo todo ello a elevar el LCOE, es decir el coste por MWh generado.
En cualquier caso, el objetivo debe ser facilitar la electrificación de la economía, y para ello es importante reducir el precio del MWh, si las renovables lo conseguirán o no lo veremos. En cualquier caso, en mi opinión, nos seguimos enfrentando al problema de no gestionabilidad renovable, que se trata de paliar llenando todo de molinillos y placas.
Esta estrategia nos ha conducido en la España peninsular a tener una capacidad instalada que es 2,5 veces superior a la máxima demanda horaria anual, y que la capacidad renovable instalada ya sea más de un 50% superior a esta demanda.
Motivo por el que sorprenden las afirmaciones de Natalia Fabra, que indica que en el caso de existir el contrafactual de haber invertido todavía más en renovables, el impacto del precio del gas hubiera sido menor. La cuestión es hasta qué punto con la capacidad renovable ya instalada, y jactándose los verdes de la de veces que puntualmente la electricidad es satisfecha enteramente por renovables, e incluso el precio llega a ser cero.
Por tanto, en mi opinión, la estrategia diseñada no parece la más adecuada. Independientemente de lo conveniente de que las bajadas de precio dejen de ser coyunturales para convertirse en estructurales, la realidad hoy nos dice que, en ausencia de almacenamiento, llenar todo de placas y molinillos no es la solución.
En mi opinión, la solución procederá del almacenamiento, de la capacidad de interconexión, de la gestión de la demanda y de la eficiencia energética; y lo último debería ser incrementar la capacidad de generación renovable, que debería producirse en paralelo al incremento de electrificación de la economía.
