a
a
HomeAnàlisi SG.catPer què tenim preus alts i sostinguts de l’electricitat? – Anàlisi SG.cat

Per què tenim preus alts i sostinguts de l’electricitat? – Anàlisi SG.cat

Aquest estiu ens ha deixat preus alts sostinguts en el preu de l’electricitat en el mercat majorista. Les causes tradicionals que han explicat repunts en el preu, com alta demanda o condicions meteorològiques extremes, ara no es donen. Per què, doncs, estem assistint a aquesta escalada sostinguda en els preus?

Intento donar resposta en aquest breu article i que ha sigut la base per la intervenció en el programa de TV3 “Tot es Mou” el divendres 14 de setembre.

Fotografia 1: moment en directa de l’emissió del programa de TV3 “Tot es Mou”. Divendres 14 de setembre 2018. Autor: Martí Salas

Efectivament, el preu de l’energia ha marcat valors molt alts, sobretot si comparem amb el mateix mes dels anys anteriors. Aquest agost i setembre hem tingut molts dies per sobre dels 70€/MWh, impensable altres anys. I aquesta tendència, apunta a un tancament del 2018 per sobre de 60€/MWh, quan el 2017 es va tancar a 52,23 €/MWh i el 2016 a 39,69€/MWh

Estem parlant del preu de mercat majorista, que representa el 35-40% del total de factura per un consumidor domèstic (la resta són costos regulats o peatges 40% i impostos 25%). Recordem que el total de volum de negoci del sector elèctric és al voltant de 48.000M€ anuals (17.000M€ costos regulats, 19.000M€ energia, 12.000M€ impostos).

El dia 12 de setembre es va assolir un màxim amb un preu de 75,39€/MWh. Si ho analitzem en detall, veiem que les tecnologies van aportar l’electricitat en el moment de més demanda (13.30h) van ser en ordre d’importància l’energia nuclear 19,52% i el carbó 18,8%. I si considerem el conjunt d’energies renovables i hidràulica arribem al 30,33% (amb molt poc contribució de l’eòlica) i cogeneració un 10,85%. Finalment els cicles combinats van aportar el 12,04%.

Per tant el preu el va casar tecnologia fòssil. I aquí trobem un primer motiu que explica l’escalada sostinguda de preus. Assolir els objectius de descarbonització fan necessari que les diferents fonts paguin pels impactes que generen. És a dir, quan deixem de subvencionar les energies fòssils i internalitzem el preu del CO2, el cost incrementa i es trasllada al preu de venta, que augmenta (i que per la lògica del mercat marginalista també fixa el preu que cobraran els MWh de les tecnologies ja amortitzades i que no assumeixen l’impacte del preu del CO2, com les nuclears i la hidràulica, generant beneficis no esperats). I el preu de la tona de COno ha fet més escalar. I més que ho haurà de fer en els propers mesos i anys moltes previsions parlen de més de 30/tn pel 2023 i l’associació d’empreses transportistes a Europa, ENTSOE, preveu 50€/tn en el 2030). Tanmateix, a curt presenta alta volatilitat, com el dia 13 de setembre, que va baixar significativament, la qual cosa augmenta la incertesa en el mercat de la contractació de l’energia.

Per tant, trobem un primer factor clau i estructural: les energies fòssils i nuclears aniran internalitzant progressivament els seus impactes i això es traduirà en un increment de preu, de manera que per la lògica marginalista en la formació de preus, els preus tendiran a ser molt alts sempre que hi hagi energia contaminant en el mercat, especialment carbó. Ningú té la bola de vidre, però el mercat ibèric de futurs ja apunta pel 2019 un preu de 64€/MWh. I, si es donés un repunt del preu del petroli, per exemple, els preus podrien superar amb facilitat els 65€/MWh. Per la primera part de la propera dècada, els preus estaran marcats per una alta volatilitat i tendència a estabilitzar-se a l’alça. Aquesta situació pot revertir-se a llarg termini, cap el 2030, quan el mercat tingui una majoria d’electricitat d’origen renovable (per complir l’objectiu obligatori del 32% d’energia renovable en el consum final d’energia, cal un mix amb més del 75% d’electricitat verda). Però caldrà veure com es reforma el mercat elèctric per a que aquest fet es vegi reflectit en els preus. Passem d’un model a on els costos d’operació i manteniment (OPEX) són alts i serveixen per fer la cassació, a un model a on sobretot hi ha requeriments d’inversió (CAPEX). Un debat que cap país n’està aliè i que tendirà a una solució integrada per tot Europa.

Aquesta situació té importants impactes econòmics i socials. D’una banda, encariment de la factura que implica pèrdua de competitivitat de les empreses i de renda disponible de les llars (sempre segons el tipus de tarifa que es tingui contractada). Un segon efecte és un repunt de la inflació en tant el sector productiu la industria traslladarà el preu de l’energia la preu de venda. I, finalment, pot haver un efecte de pèrdua de llocs de treball i deslocalització cap a països com la Xina que no apliquen penalitzacions pel CO2i, per tant, podran tenir en l’energia un factor de competitivitat que pot ser fonamental en la balança comercial. Deslocalitzem, doncs, emissions, la qual cosa fa reflexionar sobre el model de consum europeu i sobre la necessària universalitat dels impostos ambientals que ens porta a parlar d’aranzels a aquells productes que incorporin CO2i que vulguin competir amb producte local dins el país.

En qualsevol cas, l’increment del preu del mercat no respon a raons senzilles d’una sola variable. S’hi combinen molts factors, alguns dels quals podem actuar, altres no.

Entre els factors on no podem intervenir trobem, a més del preu del CO2, el de les matèries primeres i energia (petroli, gas, …). Només reduint-ne la dependència podem protegir-nos d’aquesta dinàmica. D’altra banda, hi ha uns objectius de descarbonització obligatoris a nivell europeu que hem d’integrar a cada Estat membre, de manera que ens limiten l’àmbit de decisió. Finalment, trobem factors meteorològics (més o menys calor, més o menys pluja o vent) que poden impactar en la disponibilitat de les diferents tecnologies renovables i que, en un context de canvi climàtic, poden ser cada vegada més volàtils (anys de sequera, anys de pluja, però torrencial…). En general aquests factors externs apunten a un increment de preus durant els propers anys.

Tenim, però factors on sí podem actuar. El primer és augmentar el nivell de competència en el mercat espanyol, sobretot fent efectiva la separació d’activitats de les grans companyies -generació-distribució-comercialització-, de manera que hi hagi transparència en les ofertes i s’evitin pràctiques abusives. També una major intervenció per part del regulador, la CNMC, per evitar que aquestes conjuntures s’aprofitin per dur a terme pràctiques anti-competitives (que també poden contribuir a explicar l’increment de preus). D’altra banda, hi ha un potent eina que és la fiscalitat. S’ha de poder harmonitzar una fiscalitat a totes les fonts finals d’energia en funció dels seus impactes i treure aquells tipus impositius que no responen a criteris ambientals. Finalment, una reforma en el disseny de mercat, d’acord amb la negociació actual a Europa en el marc del Clean Energy Package, ha de possibilitar treure del mercat totalment o parcial tecnologies amortitzades a on no hi ha competència, com la gran hidràulica o la nuclear, tal i com ja ha fet França. D’altra banda, donar senyals econòmiques a llarg termini per inversions en tecnologies netes (ex. solar) que requereixen de molta inversió. I, una darrera mesura en la reforma del mercat és obrir la participació en els mercats d’energia (diari, intradiari, balanç, capacitat) als recursos distribuïts oferts per part dels consumidors (gestió de la demanda, bateries, generació descentralitzada) a través de la figura dels agregadors de demanda. Aquest tema és molt rellevant perquè si per casar el mercat necessitem 500MW, enlloc de generar-lo i pagar-lo molt car amb tecnologia que marqui el preu per la franja alta (per exemple carbó), podem deixar de consumir-lo (desplaçant-lo en el temps) si és més barat i , a més, com a consumidors obtenir una recompensa econòmica que ajudi a baixar el nostre cost energètic i augmentar la nostra competitivitat. Per a que això sigui possible cal traslladar el cost horari de l’electricitat al consumidor amb senyal de localització i que aquest tingui incentius per invertir en recursos distribuïts.

Altres mesures que no afecten al terme d’energia, però sí al preu final serien la reforma de peatges i costos del sistema, i refer l’aplicació de l’IVA i de l’Impost elèctric. Aquests temes, però, no són objecte del present article.

Un darrer apunt sobre el mercat a Catalunya. Malgrat la tendència a tot Europa és la integració dels mercats (Energy Union) i Catalunya gaudeix d’un nivell d’interconnexions més que suficient per poder estar ben acoblada als mercats europeus, cal tenir en compte que som un país altament nuclearitzat (més del 55%) i aquestes centrals es troben en la fase final de la seva vida útil. Afegit, la participació d’energies renovables és molt minsa (menys de la meitat que la mitjana de l’estat) i no tenim competències per fixar preus de l’energia, ni de les xarxes elèctriques i una capacitat fiscal molt limitada. Totes aquestes particularitats fan especialment difícil al transició energètica a Catalunya i l’assoliment dels objectius de la Llei de Canvi Climàtic aprovada pel Parlament de Catalunya.

Per concloure, el present anàlisi apunta a un període de preus alts i sostinguts de l’electricitat en el mercat majorista en els propers anys, amb escenaris especialment crítics quan es donin certes condicions externes (alta demanda i poca renovable, com una onada de fred al gener en un any sec). Aquesta situació només podrà revertir-se si es donen total o parcialment algunes de les següents mesures: reduir la dependència d’importacions de matèries primeres i energètiques; augmentar la resiliència a partir d’un mosaic de tecnologies de generació netes i localitzacions; afavorir la competència per reduir el poder de mercat de grans grups energètics; reforma del mercat elèctric traient centrals que no tenen competència i donant senyals a llarg termini per la inversió en energies renovables; obrir el mercat a la participació del consumidor (autoconsum, bateries, gestió de la demanda…); fiscalitat ambiental harmonitzada que orienti les decisions futures tant de les empreses del sector energètic com la dels consumidors; correspondència de totes les fonts finals d’energia per pagar la transició energètica en funció del seu impacte en el medi (per exemple que el dèficit de tarifa no només l’assumeixi el consumidor elèctric, sinó també el dièsel i el gas natural); deixar de subvencionar els combustibles fòssils i nuclears i que internalitzin en el seu cost els impactes, augmentant la transparència en els costos del sistema. Són només alguns exemples de la feina cabdal que tenim els propers mesos i anys per afrontar-nos, des de la nostre petita realitat global, al xoc climàtic.

Post Tags
Escrit per

Pep Salas, enginyer agrònom i Doctor per la UPC en transició energètica. Ha desenvolupat la seva activitat professional en el món de l'energia des de diferents vessants, tan tècnics, com socials i econòmics.

Darrers comentari
  • Gràcies pep! Efectivament, factors meteoròlogics, preus elevats del gas etc,..afecten però també és necessari canviar les regles del joc en el mercat. Combatre la asimetria informativa amb articles com aquest contribueixen a la transformació del sistema energètic. 🙂

deixa un comentari