¿Cuáles serán las consecuencias imprevistas en el mercado eléctrico al limitar el precio del gas natural en la Península Ibérica?

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“Hay un acuerdo político”. Así anunció ayer la vicepresidenta tercera del Gobierno y ministra para Transición Ecológica, Teresa Ribera, en una rueda de prensa conjunta con su homólogo portugués, Duarte Cordeiro, el acuerdo de la Península Ibérica con la Comisión Europea para poner un límite al precio del gas.

pv magazine ha consultado las consecuencias de esta medida en el mercado eléctrico con Antonio Delgado, CEO de Aleasoft Energy Forecasting, y Kim Keats, Director de Ekon Strategy Consulting.

“De momento los detalles que se conocen sobre el acuerdo son pocos y, de hecho, faltan muchos flecos por cerrar”, dice Antonio Delgado, que menciona como parte positiva de esta medida que los consumidores que tienen un contrato indexado al precio del mercado y los consumidores directos verán reducida su factura, “especialmente los grandes consumidores y electrointensivos, que están entre los más afectados por la subida del precio del gas y la electricidad de los últimos meses”.

El impacto en los mercados será claro: los precios en el mercado de electricidad serán como máximo de unos 130 €/MWh cuando el precio del gas esté topado a 50 €/MWh y unos 110 €/MWh cuando el precio del gas esté topado a 40 €/MWh. Todo esto contando con un precio de los derechos de CO2 alrededor de los 80 € por tonelada.

“La parte negativa” –continúa el CEO de Aleasoft– “es que, de cierta forma se está interviniendo el mercado, y cambiando las reglas compartidas con el resto del continente”. Además, una medida como esta puede generar inseguridad regulatoria y jurídica “porque se puede perder la referencia histórica de los precios del mercado, que es la base de los contratos de medio y largo plazo y que son el activo subyacente de los mercados de futuros”, añade.

Esta inseguridad regulatoria y jurídica y el hecho de perder la referencia de los precios de mercado histórica durante un período de tiempo, “puede ralentizar más el mercado de PPA, que según algunas fuentes es un efecto colateral que estaban provocando los altos precios de los mercados”, concluye. También la consultora suiza Pexapark analizaba en su último informe sobre PPAs la intervención del Gobierno, pero concluía que el aumento de la liquidez y la aceleración de los procesos de autorización de proyectos «solo pueden ser positivos para el mercado de PPA a largo plazo».

 

¿Quién no quiere energía más barata?

Por su parte, Kim Keats, Director de Ekon Strategy Consulting, ha compartido con pv magazine un extensivo análisis económico de las medidas, cuya versión completa puede leerse aquí.

“Como economista, quiero resaltar las ironías de seguir políticas contraproducentes en aras de la igualdad social, lo que da impulso a las intervenciones propuestas por los Gobiernos español y portugués en lo que es un mercado eléctrico europeo unificado”, dice Keats.

El gráfico 1 explica qué sucede cuando se limitan artificialmente los precios (P2) por debajo del punto de equilibrio (P1) donde la demanda y la oferta se igualan (Q1), lo que genera dos problemas.

 

Impacto de la limitación de precios
Fuente y gráfico: Ekon

 

Del lado de la oferta, precios más bajos reducen el incentivo ofertar. Mientras tanto, en lugar de reaccionar a los precios más altos reduciendo el consumo, la demanda se mantiene más alta que antes, y el resultado es un exceso de demanda.

Además, el precio límite tiene un costo social medible, como lo ilustran las áreas sombreadas en la figura anterior. Los economistas se refieren a la suma de estas áreas como una pérdida irrecuperable de bienestar (deadweight welfare loss). El bienestar social sería la suma de los excedentes del consumidor y del productor, es decir, el beneficio neto para los consumidores/productores de consumir/ofrecer al precio de equilibrio prevaleciente. «Esta pérdida de bienestar social no se puede compensar. Esta es la razón por la que a los economistas sensatos no les gusta el uso de topes de precios y prefieren usar transferencias directas o vales a consumidores vulnerables para resolver las desigualdades sociales». La conclusión es que interferir en los mercados cuando no hay un fallo obvio del mercado significa que terminamos con menos disponible para la redistribución.

“Tengan en cuenta que cuanto menos elástica sea la demanda, es decir, menos sensible a los cambios en el precio, mayor será la pérdida de bienestar, ya que una curva de demanda con más pendiente implica que el área sombreada en azul (pérdida de bienestar del consumidor) será mayor que antes”, dice Keats. Políticamente hablando, la demanda inelástica es lo que convierte la electricidad en un derecho que el Gobierno siente la necesidad de proporcionar a un costo “razonable”.

Tanto la demanda como la oferta son sensibles al precio, por lo que lo indicado serían soluciones simples para hacer que la demanda fuera más sensible a los precios, como invertir en medidas de eficiencia energética y autogeneración. «Pero esto no proporcionarán un alivio a corto plazo definido por cronogramas políticos», concluye Keats

 

Impuesto a Windfall Profits, positivo para los PPA, pero…

El Real Decreto-ley 6/2022 introduce, hasta el 30 de junio de 2022, un impuesto sobre beneficios extraordinarios aplicable a centrales que no emiten CO2. Es poco probable que este tenga mucha influencia en el comportamiento en el mercado de la solar, eólica y nuclear; y sí resulta probable que «reduzca la liquidez en los futuros a corto plazo y aumente el uso de instrumentos de cobertura de mayor duración, incluidos los PPA».

Las hidráulicas con capacidad para almacenar agua durante largos periodos tpodrían retener la capacidad hidráulica hasta que se elimine el impuesto. Si disminuye la disponibilidad de la capacidad hidroeléctrica, se obligará a despachar más CCGT aumentando el uso de gas, lo que aumentará los pagos necesarios para acomodar el coste de gas real. Como se puede ver en el Gráfico a continuación, estas transferencias pueden llegar a ser varias veces su estimación original. En algún momento, estos costes pueden afectar a centrales que no emiten CO2, no solo a las HPP flexibles, lo que conducirá a un círculo vicioso de menor oferta, más dependencia en los CCGT y pagos adicionales de compensación por el gas. Y, por último, la reducción lograda en los costos del consumidor (P1*Q1-P4*Q4) puede parecer mucho menor al lado del recargo para compensar a los CCGT si los consumidores se ven obligados a asumir este coste.

 

 

Reacción del lado de la oferta y la demanda al implementar un precio máximo para el gas natural
Fuente y gráfico: Ekon

 

Si los participantes del mercado saben que la unidad marginal en el mercado es una CCGT (eficiencia térmica del ciclo combinado) a gas, reinterpretarán las nuevas reglas para permitirles maximizar su rendimiento vía escapatorias. Esto puede llevar a cambios de estrategia en los mercados intradiarios o de servicios de balance. En el caso del mercado intradiario, nos podemos imaginar una CCGT programada en el mercado diario que decide “recomprar” esa energía en el mercado intradiario a las centrales hidroeléctricas (HPP) flexibles. Tal como están las cosas, el CCGT pagará el gas al costo real, por lo que estará feliz de volver a comprar energía con un descuento sobre su coste real (capturando así un margen sin ser despachado).

De esta manera, la táctica de retención de capacidad de las HPP se vería menos, ya que podrán vender energía a un precio mucho más cercano a su costo de oportunidad real. Pero, ¿y si el gobierno interviene para limitar los precios también en el mercado intradiario? «Los propietarios de HPP podrían centrar su atención en los servicios de balance, que serían mucho más difíciles de vigilar», dice el Directos de Ekon.

A Keats le sorprende que, dadas las posibles implicaciones de la propuesta de limitar los precios del gas en el mercado spot de Iberia, no se haya publicado ninguna evaluación cuantitativa ni teórica basada en fundamentos económicos. «La conclusión es que la visión simplista del gobierno español sobre el evidente éxito de esta política no refleja los resultados más probables», y explica: «cuando uno interfiere en los mercados y cambia las reglas, los participantes del mercado se adaptan a las nuevas reglas, lo que genera consecuencias no deseadas que, en este caso, socavarán los objetivos declarados de la iniciativa. Y todo ello porque el Gobierno español quiere ocultar que fue negligente al no cubrir su obligación con los consumidores vulnerables con las herramientas disponibles en el propio mercado, la más básica de las normas a las que deben ceñirse todo comercializador de electricidad si no quiere terminar en la bancarrota».

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