“La situación del mercado eléctrico es muy ajustada en general. Estamos viendo que la producción nuclear francesa es muy baja, lo que está cambiando los típicos flujos transfronterizos que normalmente observamos, dando lugar a un entorno regional más tenso”, observa Chetan Patel, analista del mercado energético de la Unión Europea (UE) de la consultora ICIS.

En diálogo con Energía Estratégica España, el experto agrega: “Al mismo tiempo, los niveles hidroeléctricos intempestivos están agravando la situación al aumentar la demanda de gas natural en el mix energético. Esto sucede en un momento en el que el suministro de gas ya es limitado y existe una elevada prima de riesgo en el precio del gas”.

Por tanto, para Patel es probable que esta coyuntura de precios altísimos de la energía eléctrica para la UE continúe, con precios en torno a los 400 €/MWh para Iberia y 750 €/MWh para mercados como Francia, Alemania, Bélgica y Países Bajos.

Para el experto, si bien son positivas las medidas que se están centrando no sólo en el ahorro de gas sino en acciones concretas sobre la demanda, como la reducción del consumo mediante límites de calefacción y refrigeración, entre otros métodos, las renovables son la salida.

“Cuanta más capacidad renovable haya, menor será la demanda de gas en general, lo que aliviará algunos de los riesgos al alza de los precios tanto del gas como de la electricidad”, opina.

No obstante, indica que los objetivos de RePowerEU en cuanto a objetivos de desarrollo de proyectos renovables “son muy ambiciosos, sobre todo si se analizan miembro por miembro”.

Sin embargo, aunque se consiga, el beneficio no va a ayudar a resolver o aliviar la situación actual.

Para hacer frente al aumento de los precios a corto plazo, ¿la UE podría aplicar un tope al gas para la generación de energía eléctrica como lo hizo la Península Ibérica?  

Para responder a la pregunta, Patel comparte un reporte de la ICIS.

REPowerEU: Evaluación de la probabilidad de nuevos topes temporales de precios

El 18 de mayo, la Comisión Europea publicó sus orientaciones sobre las medidas a corto y largo plazo que los Estados miembros pueden adoptar en respuesta a los altos precios de la energía. La publicación se produjo junto con el paquete REPowerEU, que también se publicó el mismo día.

La Comisión afirma que «las regiones con una interconexión muy limitada» pueden introducir topes de precios subvencionando los costes del combustible en la producción de energía, como la Excepción Ibérica recientemente aprobada.

El documento subraya que una intervención de este tipo sólo puede llevarse a cabo si no incumple las normas del mercado interior de la energía, siendo el nivel de interconexión un criterio clave.

En este análisis, examinamos qué países tendrían más posibilidades de que la Comisión aprobara un límite de precios basándose en la lógica del documento.

Para ello, examinamos el nivel de interconexión de un país comparando la capacidad de transmisión con la capacidad renovable instalada y la demanda máxima.

Antecedentes  

-Varios países están estudiando la aplicación de medidas a corto plazo para hacer frente al aumento del coste de la energía.

– Los gobiernos de España y Portugal fueron los primeros en aprobar su propuesta, denominada Excepción Ibérica, el 13 de mayo.

El decreto limitará el precio del gas a una media de 48,8 euros/MWh durante un periodo de 12 meses. El tope de precios reducirá efectivamente los precios medios de la electricidad al por mayor a unos 130 euros/MWh, tal y como había calculado anteriormente ICIS.

– Otros países, como Grecia e Italia, están estudiando la posibilidad de establecer un límite de precios similar, aunque cualquier propuesta deberá ser aprobada por la Comisión antes de aplicarse.

– El principal riesgo de aplicar topes de precios para reducir el precio mayorista sería la distorsión del comercio transfronterizo.

Bajar artificialmente el precio de la electricidad también supondría un obstáculo para otras normas del mercado interior de la energía, ya que significaría que los consumidores de un país están subvencionando la energía más barata de su vecino con precios más elevados.

Análisis de la medición de la interconexión

– Para evaluar la probabilidad de que los países puedan ser los siguientes en recibir la aprobación en caso de que soliciten el establecimiento de límites temporales de precios, nos fijamos en el nivel de interconexión que tiene cada país.

– Para ajustarnos a la definición de la Comisión Europea que figura en su informe sobre los objetivos de interconexión eléctrica, examinamos dos ratios que tienen en cuenta tanto la demanda de electricidad (necesidad de importación) como la oferta (potencial de exportación):

*Nivel de interconexión medido con respecto a la demanda máxima: Capacidad de transmisión/demanda máxima

*Nivel de interconexión medido con respecto a la capacidad renovable instalada: Capacidad de transmisión/generación renovable instalada

– Para las necesidades de importación nos fijamos en la capacidad máxima de transmisión de importación y para la oferta nos fijamos en la capacidad máxima de transmisión de exportación entre 2022-2030.

A efectos de este análisis, nos centraremos en los coeficientes españoles como referencia, ya que Portugal sólo está conectado con España en Europa.

Fuente: ICIS

Resultados: Nivel de interconexión medido en relación con la demanda máxima

– La primera medida examina el porcentaje de carga máxima que se satisface con la capacidad de transmisión. Al clasificar los ratios de capacidad de transmisión en relación con la demanda máxima, encontramos que los países con el menor nivel de interconexión (<30%) en relación con la demanda máxima en 2022 son (Chipre, Irlanda, Reino Unido, Francia, España, Rumanía e Italia).

España tiene un ratio del 16% en 2022 y baja al 15% en 2023. Si asumimos que España es el umbral, cualquier país que aplique un límite de precios que tenga un ratio más alto que el de España probablemente provocaría una mayor distorsión del mercado interior de la energía.

– Los países que entran en esta categoría para esta medida de interconexión son Chipre, Irlanda, Reino Unido y Francia. En 2023, sólo Irlanda y Chipre tienen un ratio inferior al de España.

– Al tratarse de medidas temporales, es poco probable que se necesiten estas intervenciones a finales de la década de 2020. Dicho esto, observamos la evolución de este ratio hasta 2030 y encontramos que tanto Rumanía como Italia tienen ratios que empeoran progresivamente hasta 2030.

– Portugal tiene un ratio mucho más alto que España, y el de España sólo supera el 20% en 2026. Es probable que el mayor ratio de interconexión de Portugal contribuya a limitar parte del futuro impacto alcista de los precios en Iberia, reduciendo la necesidad de que España aplique un límite de precios en los años siguientes.

– En cambio, los países nórdicos y bálticos ocupan los primeros puestos, con ratios superiores al 100%, debido a la gran capacidad de interconexión entre las distintas zonas que satisfacen una mayor proporción de la demanda máxima.

Nivel de interconexión medido en relación con la capacidad renovable instalada

– Al clasificar las capacidades de transmisión en relación con la capacidad renovable instalada, sólo Chipre tiene un ratio inferior al de España.

– España tiene un ratio del 10% en 2022, bajando al 9% en 2023. En esta medida, fuera de Chipre que no tiene interconexión con el resto de Europa, España tiene el nivel más bajo de interconexión.

Italia tiene el mismo ratio que España del 10% en 2022 y del 12% en 2022. Hasta 2022-2030, España se mantiene entre los tres países con los ratios más bajos, e Italia y Alemania la superan en 2030.

– Esto sugiere que los gobiernos ibéricos podrían ampliar el actual límite de precios si el entorno de precios del gas se mantiene más allá del actual periodo de 12 meses.

– Además, los ratios ponen de manifiesto que, a pesar del crecimiento previsto de la interconexión, éste no se corresponderá con el crecimiento de la capacidad renovable hasta 2030.

– Esta medida ilustra que cualquier país que implemente un límite de precios probablemente provocaría una mayor distorsión de los flujos transfronterizos que el límite de precios ibérico.

– Se rumorea que Italia y Grecia han propuesto medidas similares. Mientras que Italia tiene un ratio similar al de España, Grecia tiene un ratio del 18%, mucho mayor que el 10% de España.

Resumen y perspectivas

– El análisis de la capacidad de transporte en función de la demanda máxima y la capacidad instalada revela que España tiene efectivamente los niveles más bajos de interconexión de Europa, sólo por detrás de Chipre, que carece de interconexión.

– Tomando a España como punto de referencia, nuestro análisis revela que Chipre, Irlanda, Italia y el Reino Unido tienen los siguientes niveles más bajos de interconexión.

– Con el Reino Unido fuera del mercado interior de la energía, es probable que, sólo por el nivel de interconexión, Italia, Chipre e Irlanda reciban la aprobación para introducir un límite temporal de precios.

– Grecia e Italia están estudiando medidas similares a las de Iberia. Sin embargo, como ambos países tienen ratios más altos que España, será difícil que la Comisión Europea apruebe tales medidas.

– Dada la incertidumbre que rodea a la evolución del suministro de gas y el riesgo invernal añadido asociado a la baja producción nuclear francesa, no está claro cuánto puede durar el actual entorno de precios elevados.

Por lo tanto, es probable que veamos más países que buscan implementar topes temporales de precios para limitar el precio mayorista de la electricidad.