El precio de la electricidad en la Unión Europea

Julio fue el mes con el precio de la luz más alto jamás registrado en España. No fue, sin embargo, una excepción. En Europa, Rumanía y Grecia también experimentaron precios diarios récord, mientras que en Alemania algunos días el coste de la luz llegó a duplicar la media de los últimos cinco años. En Italia y Francia, aunque con incrementos más suaves, la electricidad también se está encareciendo.

Aunque el debate ha sido especialmente fuerte en España, los datos de Eurostat de 2020 muestran que el precio de la electricidad está descontrolado en toda la Unión Europea y acumula varios años de subidas.

La excepción es Países Bajos, donde la flexibilidad de sus centrales eléctricas de gas y su elevado grado de interconexión con el suministro de los países vecinos —lo que le permite absorber, por ejemplo, la electricidad verde barata de Alemania en verano— redundan en una energía barata. De hecho, es la más asequible de toda la UE, con una media de 0,12 euros el kilovatio-hora en 2020 (precio en paridad de poder adquisitivo, esto es, teniendo en cuenta el nivel de vida del país en comparación con el del resto de Europa).

En el extremo opuesto se sitúan los casos de Rumanía, Alemania, Chequia, Polonia, Portugal y España, que duplican el precio neerlandés. Se trata de países que o bien dependen en gran medida del carbón o su aislamiento con respecto a las redes de energía del resto de Europa les obliga en muchas ocasiones a comprar energía más cara.

Pero ¿cuáles son las razones que explican los picos que está alcanzando el precio de la luz este verano en diversos países? Las temperaturas extremas de este verano tienen parte de la culpa, pero no toda. Se trata más bien de una combinación de sucesos que por sí solos no tendrían una gran incidencia pero que en conjunto han provocado que los precios se disparen.

Para comenzar, la demanda de energía ha vuelto a los niveles prepandémicos. Muchos ambientalistas confiaban en que el coronavirus provocara un replanteamiento del sistema energético, pero su efecto apenas duró unos meses. En los países que impusieron un confinamiento estricto, el consumo de electricidad llegó a caer un 25% durante la primavera, así como el de combustibles fósiles, principalmente como consecuencia del cierre de oficinas y empresas, la implantación del teletrabajo, la cancelación de multitud de vuelos y la paralización de gran parte del tráfico rodado.

Sin embargo, una vez que la vida volvió a la calle, la demanda de electricidad remontó. De hecho, la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) calcula que la demanda global de energía apenas bajó un 2% en 2020 con respecto al año anterior. En China incluso aumentó.

La recuperación del consumo ha coincidido con un periodo en el que generar electricidad se ha encarecido. Por un lado, el frío invierno con el que comenzó el 2021 vació gran parte de las reservas de gas natural en Europa, las cuales normalmente se reponen durante los meses de verano, cuando la demanda tiende a ser más débil. La ola de calor que está barriendo el Viejo Continente, sumado a una gran demanda de Asia, ha imposibilitado acumular este recurso.

Por otro, el precio del carbón lleva meses disparado. En este caso no se debe a la escasez, sino a las medidas impuestas por la Comisión Europea para cumplir con el objetivo de reducir los gases de efecto invernadero al menos un 55% con respecto a los niveles de 1990 para 2030, lo que ha aumentado el precio de los permisos de emisión de carbono.

Y todo ello sucede en un momento en el que las energías renovables aún no son capaces de asegurar un suministro constante de electricidad. Los países europeos tratan de priorizar su compra, pero al no poder ser almacenadas y depender enormemente de las condiciones climatológicas su disponibilidad es muy variable.

España, que depende de países extranjeros para importar el gas natural licuado con el que genera tres cuartas partes de su energía, está particularmente expuesta a estos problemas. Además, el Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL), el cual comparte con Portugal, acusa una falta de interconexiones con Francia, lo que hace aún más vulnerable su modelo al incremento de los precios.

Por si fuera poco, el mercado eléctrico en Europa —y en todos los países de la OCDE— es marginalista, lo que quiere decir que el coste final de la electricidad es el precio marginal de casar oferta y demanda. Esto en la práctica significa que se paga el mismo precio por toda la energía adquirida, el cual coincide con el de la oferta más cara, que suele ser aquella proveniente de las centrales eléctricas que emplean combustibles fósiles.

Las energías renovables, al no tener apenas costes variables —acostumbran a tener un gasto fijo, como el de personal, que no varía si la producción está parada o a pleno rendimiento—, ofertan a un precio muy bajo, a veces incluso cero, porque quieren producir electricidad a toda costa. Las tecnologías fósiles, sin embargo, sí que cuentan con unos costes variables altos —los de la materia prima y los derechos de emisión de CO2—, por lo que siempre establecen precios altos para asegurarse una rentabilidad mínima.

Este sistema provoca que en periodos en los que la oferta de energía renovables es capaz de cumplir con la demanda el precio de la electricidad sea irrisorio, pero que en aquellos en los que es necesario acudir a la generada a partir de combustibles fósiles este se dispare, porque toda la energía se paga al precio de la más cara. Por eso se llama marginalista, porque es el resultado de ajustar la oferta y la demanda, con independencia del precio que oferte cada postor.

Veámoslo con un ejemplo: supongamos que en un momento determinado existe una demanda de 30.000 megavatios, y que el comprador dispone de una oferta de 10.000 de energía solar a 10€ el megavatio-hora, otra de 10.000 de nuclear a 20€ y otra de 10.000 de gas natural a 50€. Como en la selección final entran las tres, el precio a pagar será de 50€ el megavatio-hora.

El modelo marginalista asume que en un mercado con una competencia perfecta los costes de producción y los beneficios son iguales para todos los participantes, por lo que la Comisión trata de asegurar una rentabilidad parecida para todos. Ese sistema, no obstante, tenía sentido cuando las diferencias en la forma de producir cada energía no eran tan pronunciadas, pero en la actualidad conlleva a que sean los consumidores los que en la práctica carguen con el coste de la transición energética.

La alternativa sería el modelo «pay-as-bid», en el que cada ofertante cobra su energía al precio que la oferta. Probablemente, de implantarse este sistema, lo que sucedería es que los postores modificarían sus precios para no ver menguar sus beneficios y, eso, en un mercado tan concentrado como el eléctrico, podría acabar en precios de nuevo desorbitados. De esta forma, aunque la mayoría de actores coinciden en que es necesaria una reforma del mercado, no existe un consenso a nivel europeo sobre la dirección hacia la que debería apuntar una nueva estrategia. Mientras tanto, son los ciudadanos los que pagan los platos rotos.

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