La solución de España a los altos precios energéticos actuales puede acabar saliendo cara

El anuncio de esta semana de la ministra española de Transición Ecológica de que España y Portugal han llegado a un “acuerdo político” con la Comisión Europea para poner un tope temporal a los precios del gas natural y el carbón utilizados en las centrales eléctricas puede parecer una solución a la Los altos precios de la energía en la actualidad. Un análisis más profundo, sin embargo, muestra lo contrario. Es probable que tenga consecuencias no deseadas para los consumidores, las energías renovables y el hidrógeno verde en la Península Ibérica - escribe Luis Del Barrio Castro

Limitar los precios a 50€/MWh está muy por debajo de los precios de mercado actuales, que rondan los 80-90€/MWh, y subvencionar esta medida no saldría del presupuesto estatal, como ha ocurrido en otros países importantes de la UE. En cambio, la propuesta sugiere la creación de un mecanismo que distribuiría equitativamente el costo de la medida entre todos los consumidores.

La propuesta inicial sugería que, para evitar distorsiones transfronterizas, un sistema de dos ofertas reemplazaría el actual mecanismo de mercado de una oferta, desvinculando el mercado ibérico del europeo. Pero, según la ministra española, no se prevé que se modifique el mecanismo de mercado durante los 12 meses que se prevé que esté en vigor la medida. Como resultado, Francia comprará electricidad subsidiada por los consumidores españoles y portugueses, con un costo estimado de alrededor de €1-2bn. Además, es probable que los consumidores paguen entre 4 y 6 millones de euros en los próximos 12 meses. Entonces hay al menos tres grandes desventajas.

Los Acuerdos de Compra de Energía o PPA se han identificado como la piedra angular de la rápida expansión del sector de las energías renovables en los próximos años. Estos contratos brindan estabilidad de precios, certeza de suministro y certificación verde a cambio de un compromiso a largo plazo con el desarrollador. Por lo tanto, los PPA atraen clientes e inversiones que son muy necesarios para la transición hacia la energía verde.

La prima que los gobiernos proponen agregar a los PPA disuadiría a los clientes de firmar estos contratos y dado que el precio de la prima fluctuaría cada hora, los costos serían significativamente más altos. La falta de PPA atractivos pondría en riesgo el desarrollo de proyectos de energía renovable. Esto es especialmente sorprendente cuando se observa el fondos de recuperación de hidrógeno. En España, estos fondos solo pueden concederse si los propietarios de los electrolizadores -el sistema que crea gas hidrógeno al descomponer el agua en hidrógeno y oxígeno a través de la electricidad- están desarrollando una planta renovable o han firmado un PPA para certificar un consumo de energía 100% verde. El aumento de los precios de los PPA y la adición de volatilidad podrían significar que 210 millones de euros de los fondos europeos reservados para el hidrógeno están en riesgo y, con ellos, la inversión privada adicional asociada de 1 millones de euros.

Reducir el precio del gas natural reducirá el precio que pagan los clientes con contratos indexados al mercado por la electricidad con precios variables, pero aumentará los costos para los clientes con contratos de precio fijo. De hecho, los clientes con aversión al riesgo terminarían efectivamente subsidiando a los clientes propensos al riesgo por una suma de 30 €/MWh a 45 €/MWh, lo que significa que la medida establecería un esquema de transferencia de renta en el mercado eléctrico español. Esto parece contrario a la intuición ya que la mayoría de los clientes reacios al riesgo pagaron una prima para asegurar el precio que pagarían en el futuro.

La medida propuesta impactaría a las empresas industriales de manera similar. Las empresas con contratos de precio fijo verán aumentar drásticamente sus facturas (incluso el doble en algunos casos), lo que puede desencadenar riesgos operativos. El poder adquisitivo de las empresas en el mercado se volverá más competitivo y, de hecho, se volverá más competitivo que sus pares europeos, lo que inevitablemente generaría dudas sobre la competencia leal.

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También es probable que tenga consecuencias negativas para la transición energética y los objetivos de reducción de emisiones. Junto con una reducción de precios, es probable que la demanda aumente entre 2 y 4 GWh, lo que conducirá a un mayor consumo de electricidad que inevitablemente deberá alimentarse agregando más gas natural y generar más de 800 toneladas de CO2 por hora. Además, las centrales hidroeléctricas podrían perder su acceso al mercado, ya que serían desplazadas por centrales subsidiadas. Por lo tanto, la energía limpia sería sustituida por la generación de gas natural, aumentando aún más las emisiones. El efecto colateral de este mayor consumo podría entonces indirectamente hacer subir los precios del gas natural. Este será un efecto bastante inesperado, en un momento en que el gas natural ha sido identificado como un recurso clave y ya hay temores de escasez.

En conclusión, este no es exactamente el trato que parece ser al principio. Los clientes con contratos de precio fijo verán aumentar sus facturas de energía y la velocidad de la transición energética se verá afectada negativamente porque no se firmarán PPA este año. Para las perspectivas a largo plazo de España y de la región en general, retrasar el desarrollo de proyectos de energías renovables significa que España también podría perder los fondos europeos disponibles para el despliegue del hidrógeno.

Luis Del Barrio Castro es Principal y Líder de Práctica de Energía en la oficina de Madrid de la firma internacional de consultoría de gestión Arthur D. Little

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