Los precios de la luz han alcanzado máximos históricos en los últimos días. Países como Alemania o Francia han rozado los 700 euros por megavatio hora (MWh). El invierno se acerca, la guerra en Ucrania parece no acabar y los suministros de gas de Rusia cada vez penden de un hilo más delgado. La dependencia energética en Europa no ha podido taparse como el sol, con un dedo, por lo que se ha tenido que optar por una “intervención de emergencia” o al menos así lo aseguró la presidenta de la Comisión Europea, Ursula Von Der Leyen.

Luego de conocerse la declaración, el diario El País reveló que dicho plan de intervención estudiaría limitar lo que cobran las compañías de las tecnologías “inframarginales” como las renovables que contribuyen al precio final del kilowatio, registrado en un documento de los técnicos de la Comisión Europea.

Esta medida, dicen los funcionarios de la Dirección General de Energía (DG ENER), garantizaría que dichos generadores de energías limpias no lograran ingresos significativamente excesivos respecto a su coste. Según el documento, que todavía no cuenta con el visto bueno de los responsables políticos, los técnicos de la UE ven viable que forme parte de un posible paquete de invierno.

¿Recurso, cortina de humo o precipitación?

Según Afkenel Schipstra, COO Energy de First Hydrogen aún es difícil evaluar esta propuesta por sus propios méritos, ya que formará parte de un paquete más amplio. La UE está considerando intervenciones sin precedentes en el mercado de la energía, incluidos precios máximos, reducción de la demanda de energía e impuestos extraordinarios sobre las ganancias.

Desde una visión más aterrizada a España, Marcos Rupérez, consultor freelance en tecnologías del hidrógeno, explicó que el país ibérico ya había topados el precio de gas para su computo en el mercado marginalista, haciendo se dejara de pagar una prima desorbitada a las renovables y otras fuentes.

“Ahora la Comisión Europea quiere controlar el precio también, pero en lugar de tocar el marginalismo como lo ha hecho España quiere toparlo sobre beneficios de las renovables, lo cual no deja de ser buscar el mismo objetivo por otra vía. La excusa para elegir otra vía es que así desincentivan más el consumo, controlando el precio la vez que evitan un problema de escasez en el futuro”, explicó.

Por otra parte, Mariano Bacigalupo, consejero de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), compartió en sus redes sociales su opinión al respecto.  Bacigalupo afirmó que “tanto esa opción como un tope al precio de combustible que las centrales térmicas pueden internalizar en sus ofertas al mercado (mecanismo ibérico) persiguen el mismo objetivo y producen el mismo resultado, evitar que el mercado mayorista genere rentas inframarginales excesivas (en lugar de permitir que el mercado las genere y redistribuir posteriormente el exceso mediante un impuesto (windfall tax)”.

El consejero de la CNMC también resaltó que, “dado que la energía inframarginal suele estar ya vendida a plazo, cualquier tope a la retribución del mercado spot requiere ser complementado, para ser cabalmente eficaz, con un mecanismo de minoración retributiva para los contratos a plazo que superen un determinado precio de cobertura”.

Posibles soluciones de cara al crudo invierno

Según Marcos Rupérez, para limitar el consumo la mejor medida sería el libre mercado, “no topar ninguna tecnología y que los consumidores dejaran de consumir por la señal de altos precios. Pero esta medida destruiría la economía. Por ello, lo que tanto España como Europa están protegiendo es la economía, si quisieran asegurar el suministro dejarían crecer los precios y el consumo se erosionaría, aunque quizás también la calidad de vida”.

Dichas medidas, según Rupérez, son decisiones complejas. “Arriesgase al colapso del suministro de gas y proteger la economía o dejar la economía caer para que se ajuste a la oferta de gas, Europa y España optaron por la primera”, comentó el experto en hidrógeno a Review Energy.

Además, el CEO de Positive Energy, Nicolas Payen, aseguró a Review Energy que existen otras ideas para arreglar el mercado eléctrico a corto plazo. Según él, el primer paso es mantener el orden para evitar cambios demasiado drásticos.

Payen explica que, una vez establecido lo anterior, es importante acordar un cálculo para el precio de una unidad generada por una planta de energía pico (gas), basado solo en OPEX, asumiendo que el gas proviene del almacenamiento estratégico del país de la UE (sin usar el precio del mercado al contado). Sin incluir elementos relacionados con CAPEX, puesto que la finalidad no será que se construyan nuevos activos de gas.

“Hay que crear un sistema de pago atrasado (contrato por diferencia) para compensar las diferencias entre el precio utilizado en la fórmula y el costo real de obtener el gas localmente. Con suerte, el gas podrá obtenerse la mayor parte del tiempo directamente de las reservas de seguridad de la UE”, aseguró el CEO de Positive Energy.

Explicó que, con un sistema de este tipo, las pérdidas se consolidan en el proveedor del contrato por diferencias, pero ya no se ve el efecto espiral en el mercado eléctrico. Mientras que se financia el contrato por diferencias con una retención especial sobre los beneficios de O&G o un impuesto sobre los combustibles fósiles.

“Definamos un precio diferente que incluya CAPEX para activos de baterías para acelerar la construcción de estas unidades de almacenamiento de energía limpia. Puesto que también es posible extender el uso de este contrato por diferencias a otros sectores críticos que utilicen gas en su proceso. Los demás sectores tendrán que electrificar sus operaciones, equipos y flotas para beneficiarse de los menores costos de electricidad”, concluyó Payen.