Más inconsistencias en la política energética europea

En mi anterior entrada decía que las políticas energéticas y climáticas deberían estar separadas, pero coordinadas. Algo (mucho) más fuerte debería ser la relación entre los distintos aspectos de las políticas energéticas, sobre todo cuando unas se dirigen desde Bruselas y otras desde los estados miembros. Me refiero fundamentalmente a la incoherencia que hay entre los esfuerzos por armonizar las reglas de operación de los mercados energéticos europeos y la laxitud respecto a las tecnologías a utilizar, o a los instrumentos para promoverlas (incluyendo aquí fiscalidad, objetivos de renovables, etc.).

Es cierto que, de acuerdo con los tratados europeos, cada estado miembro conserva la soberanía respecto a las fuentes energéticas a utilizar. El problema es que las fuentes energéticas que escogen los países tienen una gran influencia en el funcionamiento de los mercados energéticos, y por tanto afectan claramente al objetivo de lograr un mercado energético único. También, por supuesto, a otros fines supuestamente comunes de la Unión Europea, como la seguridad energética.

Un ejemplo claro, y además independiente de qué fuentes energéticas se escogen, es el de los mercados de capacidad que se están planteando en algunos países europeos (y que se regulan como ayudas de estado). Cuando un país implanta un mercado de capacidad (fuera de las normas europeas) está claramente influyendo en el resto de los mercados eléctricos, y no sólo en la operación, sino también en la inversión. Un mercado de capacidad básicamente resulta en un precio inferior en el mercado (diario), y por tanto en una reducción de la señal a la nueva inversión. Es decir, que si un país implanta un mercado de capacidad, lo que consigue es reducir el incentivo a la nueva inversión (y por tanto a la capacidad) en otros países (salvo que en el otro país se acepte la existencia de precios de escasez, algo difícil de ver en Europa). Un caso particular, incluso aunque no se llame de esta forma, es el establecimiento de sistemas de apoyo a tecnologías como la nuclear o las renovables, que les permiten instalarse al cubrir sus costes fijos, y luego, como es natural en tecnologías de costes variables bajos, ofertar su energía a precios muy bajos en el mercado.

Otro ejemplo interesante de interacción son los interconectores europeos. En teoría, un interconector es bueno para un mercado común: permite disponer de más flexibilidad y opciones, y resultará en un coste inferior para los consumidores. Pero un interconector va a aumentar significativamente las influencias de unas regulaciones nacionales en otros países. Y en el proceso habrá ganadores y perdedores. Como bien me recuerda Antonio Canoyra, a ver como explicas a un belga que, para mejorar el bienestar global europeo tiene que parar una central e importar energía más cara de Francia. De hecho en la revisión del algoritmo de market coupling se están poniendo reglas “ad-hoc” para evitar flujos “contraintuitivos”.

El caso de la interconexión entre Francia y España, tan defendida en muchos ámbitos, es un ejemplo interesante de esta situación. En la situación de sobrecapacidad que hay ahora mismo en el sistema español, una interconexión permitiría poner en valor mucha potencia ociosa. Pero también supondría previsiblemente una bajada de precios en Europa, con la consecuente pérdida de ingresos para los generadores existentes. Así que, ¿quién debe pagar esta interconexión? La teoría dice que sólo los que se beneficien de ella (en este caso, los generadores españoles y también los consumidores europeos, es decir, los beneficiarios de la eliminación de las rentas de congestión). ¿Y si no es así en la práctica?

Resulta interesante analizar bajo esta luz la nueva normativa europea de ayudas de estado en materia de energía, su coherencia con la soberanía de los estados miembros en materia de política energética y también con las interacciones antes referidas. Aunque la normativa claramente plantea mejoras en las condiciones de competencia entre tecnologías, no soluciona los problemas mencionados. El que los mercados de capacidad cumplan las condiciones exigidas no implica necesariamente que no sigan influyendo en el precio de los mercados eléctricos, y por tanto en la inversión en otros países. El que se obligue a promover las renovables mediante subastas (o con contratos por diferencias) no elimina ni el efecto merit-order, ni contrarresta por sí mismo la existencia de precios negativos (sí, las guías dicen que esto no debe suceder, pero la cuestión es cómo hacer esto de forma eficiente). De hecho, la obligación de estructurar los apoyos mediante primas podría incluso generar más incentivo a ejercer un posible poder de mercado, al aumentar la capacidad inframarginal (renovable) que se beneficiaría de él.

¿Hasta dónde debería llegar, pues, la normativa europea? Difícil concluir en algo de una entrada necesariamente breve, pero creo que en cualquier caso mantener la separación artificial entre operación e inversión en los mercados energéticos no parece muy acertado. Hace falta no sólo armonizar las reglas, sino también definir los modelos de retribución de la inversión que las respeten, quizá evolucionando hacia un “target model” también para la electricidad. Esto es ya tarea de la nueva Comisión, en la que el vicepresidente para energía, Sefcovic, ya ha dicho que:

Energy mix is a national competence but more cooperation is paramount: “No member state should modify its energy system without prior consultation of its partners.”