El debate europeo sobre “abaratar” la electricidad vuelve, como suele, al mismo punto: si manipulas la señal de precio del Day-Ahead, el sistema no se vuelve más barato por decreto. Se mueve el coste, se aplaza, o se reetiqueta. Y, mientras tanto, se alteran incentivos de despacho, cobertura y financiación.
En Italia, el Ejecutivo de Giorgia Meloni prepara un esquema que ha presionado a la baja los futuros en el sur de Europa, según se comenta en el mercado. El diseño propuesto se parece a un “mecanismo ibérico” hipertrofiado: subvencionar el coste variable del gas para forzar ofertas más bajas en el mercado mayorista y recuperar el coste gravando la electricidad.
El efecto ha sido inmediato en los futuros del PUN (Prezzo Unico Nazionale) que siguen a la baja ante la expectativa de que “la excepción italiana” se convierta en una realidad.
¿Qué se propone?. Subsidio al gas para deprimir la casación
El esquema, simplificado, tiene tres piezas:
- Compensación al CCGT. Se cubre parte del coste variable del gas para que las centrales puedan ofertar por debajo de su coste real de combustible.
- Efecto marginalista. Si el gas marca precio con frecuencia, el clearing price del mercado baja y arrastra el resto de tecnologías casadas.
- Recuperación ex post. El “agujero” presupuestario no desaparece. Se traslada a impuestos, cargos o recargos sobre la electricidad.
Operativamente, esto no reduce el coste sistema. Reasigna flujos de caja entre agentes y periodos.
La función del precio. No es un indicador, es un comando
En mercados eléctricos, el precio horario o cuarto-horario es una señal de coordinación:
- Despacho y disponibilidad. Qué entra, qué sale y qué debe estar listo, según las restricciones.
- Flexibilidad. Señales para rampas, start costs implícitos, scarcity pricing cuando corresponda.
- Almacenamiento y demanda. Arbitraje de baterías y respuesta de demanda, incluida industria con gestión intra-día.
- Interconexiones. Flujos netos importación-exportación por acoplamiento y diferenciales de precio.
Cuando el regulador “aplana” el precio, el sistema no se vuelve más robusto. Se vuelve más administrado. En términos prácticos, crece la necesidad de pagos laterales, reservas y mecanismos complementarios para corregir los incentivos que se acaban de romper.
El núcleo financiero. Si no hay ahorro real, el dinero sale de algún sitio
La pregunta relevante para un profesional no es “baja el precio”. Quién paga la diferencia y cómo.
Renovables bajo esquemas de apoyo. Subvención automática al alza
En sistemas con un volumen alto de renovables respaldadas por esquemas de retribución vinculados al mercado, bajar artificialmente el mayorista suele tener un efecto mecánico:
- menor precio de mercado,
- mayor “top-up” para alcanzar el nivel retributivo objetivo,
- más coste público.
En Alemania se suele citar que una parte sustancial del mix está sujeta a mecanismos donde el coste para el sistema se ajusta con el precio. Si bajas la casación, el diferencial se desplaza a impuestos. El consumidor ahorra en factura, pero paga como contribuyente.
Térmicas y seguridad de suministro. Si las hundes, luego pagas para que no se apaguen
Si el precio resultante no cubre costes totales de térmicas necesarias para firmeza y servicios, el resultado tiende a ser:
- salida económica de unidades marginales,
- tensión de adecuación en picos y eventos de estrés,
- compensaciones explícitas para retener capacidad.
El coste reaparece mediante reservas, pagos por capacidad o mecanismos de disponibilidad. Y entonces la frase “abaratar el mercado” se convierte en “encarecer los cargos”. El pagador vuelve a ser el consumidor eléctrico, solo que por otra línea de la factura.
Hidráulica y nuclear maduras. Si son públicas, el descuento pasa por Hacienda
Las tecnologías amortizadas tienen costes variables bajos, por eso no se apagan si deprimes el precio. Pero sí pierden renta inframarginal.
Cuando el propietario es mayoritariamente público, la caída de ingresos se traduce en menor dividendo o menor margen en empresas que sostienen cuentas públicas. En Europa, se citan a menudo ejemplos como EDF, Vattenfall, Verbund o Enel. El efecto agregado es el mismo. Menos ingreso por un lado implica más necesidad por otro.
Efecto regulatorio. Prima de riesgo y WACC más alto
Más allá del flujo anual, hay una variable que castiga el sistema con retraso, pero castiga fuerte: el coste de capital.
Si el mercado percibe que el regulador está dispuesto a “capturar” rentas mediante intervención de precios, el inversor incorpora:
- riesgo regulatorio adicional,
- prima en WACC,
- exigencia de retornos más altos o de-risking contractual,
- y, en consecuencia, CAPEX financiado más caro.
Ese encarecimiento se propaga. PPA con más prima, CfD más exigentes, merchant tail menos bancable, y más dependencia de mecanismos administrados. La paradoja es elegante. Para bajar el precio hoy, se puede estar encareciendo el sistema mañana.
Efecto frontera. La interconexión hace el subsidio exportable
Aquí Italia no es España. El tamaño y la interconexión amplifican el efecto externo.
Si se deprime artificialmente el precio interno, se alteran flujos:
- bajan incentivos a importar,
- suben incentivos a exportar cuando el diferencial lo favorece,
- parte de la energía subvencionada puede cruzar la frontera.
Los beneficiarios potenciales incluyen países conectados como Francia, Austria o Suiza. No hace falta que el resultado sea masivo para ser políticamente incómodo. En mercados acoplados, el subsidio no siempre se queda en casa.
“Abolir el merit order”. El espejismo de que hay dinero suelto
En Bruselas y en varias capitales nacionales reaparece la idea de “abolir el merit order” como si fuera un botón que reduce costes.
La lógica contable es menos romántica: si el sistema no es más eficiente, no hay ahorro real, el “ahorro” de factura es una transferencia, la transferencia se financia con impuestos, cargos o tarifas, y además se añaden ineficiencias por distorsión de señal.
En el balance agregado, los consumidores terminan pagando la intervención, y también pagan la fricción que esa intervención introduce.
Bajar la casación no equivale a reducir el coste del sistema
Una intervención tipo “subsidio al gas con recuperación fiscal” puede reducir el precio mayorista observado. Pero también puede: inflar automáticamente costes de apoyo a renovables, forzar pagos de capacidad o reservas para sostener firmeza, elevar el WACC del sistema por riesgo regulatorio, y exportar parte del beneficio vía interconexión.
El resultado típico es una factura repartida en capítulos. Precio menor hoy, mayor complejidad mañana. En electricidad, la complejidad nunca es gratis.
