Optimizar las reglas de los mercados energéticos frente a escenarios de estrés

Junto al la caída de la demanda, existen circunstancias relacionadas con el diseño de los mercados que influyen en la determinación de los precios

El Gran Confinamiento para luchar contra la pandemia del Covid-19 ha sumido a las economías en una grave recesión cuyas primeras consecuencias ya son visibles, como la fuerte destrucción de empresas y de empleo. En el caso de la energía, el hundimiento de la demanda ha generado escenarios inéditos –como la cotización en negativo del petróleo West Texas Intermediate, de referencia para el mercado americano– o al menos inusuales, como el registro de precios también negativos en los mercados spot diarios de electricidad en varios países europeos. Así ha sucedido entre los días 20 y 22 de abril en Bélgica, Alemania y, en menor medida, en Reino Unido, Francia, Holanda y Austria, pero no en España y Portugal.

La razón fundamental que explica el comportamiento de los precios tanto en el crudo como en la electricidad está en lo extraordinario de una hibernación que ha quebrado de forma masiva la normalidad de la vida económica y social, ha interrumpido los flujos comerciales, paralizado la industria y reducido el consumo y ha hundido la demanda de energía de un modo nunca visto con anterioridad. Pero junto a esa coyuntura inédita, existen circunstancias relacionadas con el diseño de los mercados energéticos que influyen también en la determinación de los precios, más aún en una situación de fortísimo estrés. En el caso del petróleo, el mecanismo de liquidación del West Texas Intermediate, que cotiza en los mercados de futuros, se lleva a cabo con la entrega física del petróleo en Cushing, una pequeña pero neurálgica localidad del estado de Oklahoma. Precisamente por ello, la caída de la demanda ha generado un serio problema de falta de espacio para almacenar el crudo, algo que no ocurre con el Brent.

Respecto a la electricidad, en las centrales de energía térmica la producción se mantiene pese a la caída de la demanda porque resulta más caro detenerla y reiniciarla que generarla a precios negativos. Además, en varios países europeos, como Alemania, las energías renovables cuentan con una subvención por producción, lo que hace que a las compañías les interese producir incluso a precios negativos mientras la prima compense el precio. En España, por el contrario, existe un tope máximo y mínimo en el mercado diario y los precios negativos están prohibidos por fuerte que sea el descenso de la demanda, algo que en opinión de algunos expertos genera distorsiones respecto a otros mercados europeos. En cualquier caso, la propia experiencia de esta pandemia y el horizonte de un mercado energético único en Europa debería llevar a una reflexión sobre una reforma de las reglas de los mercados energéticos de cara a futuros escenarios de estrés, inusuales, pero posibles.