Resumen ejecutivo[1]
Portugal y España, pese a ser menos dependientes de los combustibles fósiles rusos que otros miembros de la Unión Europea (UE), acusaron la pronunciada subida de los precios de la energía y la inestabilidad del mercado energético provocadas por la crisis de la energía en Europa en 2022. Ambos países respondieron con premura a la crisis con propuestas de política energética a nivel de la UE –entre ellas, un mecanismo de excepción ibérica en los mercados eléctricos que limitó de manera temporal el precio del gas empleado para la generación de energía– y varias medidas internas para reducir el precio de la electricidad. Asimismo, se sumaron de inmediato a las sanciones de la UE contra Rusia, además de acelerar el despliegue de renovables para ganar autonomía estratégica. Gracias a sus importaciones y terminales de gas natural licuado (GNL) de Estados Unidos (EEUU) y Nigeria, la península Ibérica logró capear la crisis y prestó apoyo a Francia mediante un nivel récord de exportaciones de gas y electricidad. De haber contado con más interconexiones, la contribución ibérica a la seguridad energética de la UE habría sido aún mayor. Conectar la península Ibérica –descrita a menudo como una isla de renovables– con el resto de Europa ha pasado a ser una prioridad de cara a la competitividad y la autonomía estratégica de la UE.
Este documento parte de las lecciones extraídas y las oportunidades derivadas de la transición energética en curso en Portugal y España, así como de las tensiones geopolíticas y la respuesta normativa de la UE que tuvieron lugar a continuación.
Las conclusiones se pueden resumir de la siguiente manera:
- Pese a que la dependencia inicial de la península Ibérica de la energía rusa era limitada, su seguridad energética se vio afectada por la dinámica volátil del mercado, una sequía prolongada y los cambios geopolíticos en la región norteafricana. España sigue importando GNL ruso con arreglo a contratos antiguos a largo plazo que cabe esperar que desaparezcan en 2027 si se aplican medidas con éxito a nivel de toda la UE. Se prevé que el GNL estadounidense adquirirá un gran protagonismo para reemplazar la oferta rusa, lo que abriría nuevas vías de cooperación transatlántica en materia de energía e infraestructuras.
- El mercado energético ibérico sigue estando mal conectado con Francia y con el resto de la UE. Los proyectos actuales no permiten alcanzar los objetivos de interconexión de la UE, de modo que se limita la posibilidad de que la península Ibérica impulse la seguridad y la descarbonización energética de Europa. Una interconexión más sólida habría propiciado una mayor aportación ibérica durante la crisis energética, consideración estratégica que los responsables políticos no deberían pasar por alto.
- A los ciudadanos portugueses y españoles les preocupa el cambio climático y, en líneas generales, ven con buenos ojos la transición energética, además de considerarla una oportunidad económica. Esta aceptación social ofrece una ventaja competitiva para aprovechar oportunidades industriales ecológicas. Aun así, para mantener ese impulso hará falta contar con un mayor compromiso con las comunidades locales, una comunicación diáfana a lo largo de todas las etapas de los proyectos y un reparto justo de los beneficios económicos.
- Portugal y España están bien situadas para sacar partido de la transición energética gracias a sus abundantes recursos renovables, sus conocimientos técnicos y sus sólidas instituciones. Pese a que el Plan Nacional de Energía y Clima de Portugal y el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima de España podrían quedarse cortos a la hora de cumplir sus objetivos, sirven en ambos casos para marcar una dirección clara hacia la electrificación y las renovables. En los dos países, la transición representa una oportunidad industrial sustentada por tendencias como la deslocalización cercana (nearshoring) y la deslocalización ecológica (greenshoring).
- Esta transformación tan ambiciosa del sistema energético exige también hacer frente a algunos cuellos de botella considerables, en especial en cuanto a capacidad y digitalización de la red, almacenamiento, servicios auxiliares y flexibilidad por el lado de la demanda, así como en concesión de licencias, incentivos, señales de precios y apoyo local.
Introducción
La invasión rusa de Ucrania a principios de 2022 marcó un punto de inflexión para los mercados energéticos al poner de manifiesto los puntos débiles de la dependencia de los combustibles fósiles en los sistemas energéticos europeos. Aunque el efecto inmediato se dejó sentir en la vertiginosa subida de precios y en la incertidumbre en torno a la oferta, la crisis aceleró también la apuesta de la UE por la diversificación energética y un futuro con bajas emisiones de carbono. Dentro de Europa, la península Ibérica, menos expuesta directamente a Rusia, pero afectada igualmente por la crisis energética, respondió a la conmoción de manera diferente. En este informe se analizan los motivos y se echa un vistazo al futuro para determinar las posibles oportunidades y los principales ámbitos normativos.
Con el fin de dar cuenta de la repercusión de la crisis energética de 2022 y de las respuestas normativas subsiguientes desde la península Ibérica, se presentan en primer lugar las matrices energéticas portuguesa y española, incluidas las importaciones de energía de Rusia, durante el periodo previo a la crisis. En la sección siguiente se analizan los efectos de la crisis, así como su coincidencia en el tiempo con el cierre del gasoducto Magreb-Europa procedente de Argelia y una grave sequía que hizo mella en la producción hidroeléctrica de ambos países. A continuación, se examinan las respuestas de política energética de Portugal y España, entre ellas los mecanismos de estabilización de los precios, la imposición de sanciones, los acuerdos sobre nuevas interconexiones y diversificación de la oferta y la transformación consiguiente del sistema energético ibérico a raíz de esas intervenciones. Por último, en el documento se explora el camino a seguir y se presentan los planes de energía y clima de Portugal y España, las perspectivas en torno a nuevas interconexiones para electricidad e hidrógeno y las estrategias de industrialización verde de ambos países. En las conclusiones se ofrece un resumen de las principales enseñanzas ibéricas en el ámbito energético a raíz de la crisis.
1. Matriz energética e importaciones rusas en el periodo anterior a la crisis de la energía[2]
Al inicio de la invasión rusa de Ucrania a gran escala –y de las turbulencias subsiguientes en los mercados energéticos–, la combinación de fuentes de energía en Europa seguía escorándose mucho hacia los combustibles fósiles. De hecho, en 2021, el petróleo, el gas natural y el carbón representaban el 70% del mix energético en la UE (Figura 1). Portugal y España se situaban cerca de la media de la UE (67% y 69% respectivamente).
No obstante, había algunas diferencias en su composición: frente al total de la UE, Portugal y España dependían más del petróleo y menos del carbón y el gas natural; por lo que respecta al carbón, su abandono progresivo en la península Ibérica había reducido sobremanera los volúmenes importados hasta dejarlos en niveles insignificantes.[3] En el caso de Portugal, la energía renovable suponía el 30% de la matriz energética, el sexto mayor porcentaje de una UE cuya media seguía en el 17%. Asimismo, la combinación eléctrica había cambiado hacia fuentes renovables locales con bajas emisiones de carbono: para 2021, el 60% de la electricidad de Portugal procedía de renovables, mientras que la electricidad de España consistía en un 50% de renovables y un 20% de nucleares.[4]
Las importaciones energéticas satisfacían un porcentaje considerable de la demanda interna europea. Para la UE, las importaciones cubrían el 56% de sus necesidades energéticas, sobre todo mediante productos petrolíferos, gas y combustibles sólidos. El porcentaje era incluso mayor en Portugal y España, donde ascendía al 67% y 69% respectivamente. Ahora bien, la península Ibérica se contaba entre las zonas menos dependientes de la energía rusa: tan sólo el 5% en el caso de Portugal y el 8% en España, de la energía bruta disponible[5] provenía de Rusia en 2020 (Figura 2). En comparación, la cifra era del 24% para toda la UE, que tenía a Rusia como su principal socio comercial para las tres fuentes principales de energía primaria.
2. Las repercusiones de la crisis energética para la península Ibérica
La crisis energética provocada por la invasión rusa de Ucrania expuso a los mercados europeos a una volatilidad considerable en los precios hasta disparar la inflación en todo el continente. El índice armonizado de precios al consumo se desbocó hasta el 9,2% en la UE, el 8,3% en España y el 8,1% en Portugal, impulsado en gran medida por la pronunciada subida de los precios de la energía. En términos relativos, España y Portugal tenían pocas importaciones energéticas directas de Rusia, pero no fueron inmunes a las consecuencias de la subida en el coste de la electricidad, el gas natural y los combustibles de automoción debido a la integración de los distintos mercados energéticos.
El mercado ibérico de la electricidad alcanzó precios medios al contado de 167 euros por megavatio/hora (MWh) en 2022 a raíz de la subida desorbitada en el precio del gas natural, un 50% más altos que en 2021 y casi un 390% por encima de los niveles de 2020. En el tercer trimestre de 2022, el mercado ibérico del gas registró un precio medio de 138 euros por MWh (aproximadamente 41 dólares por millón de unidades térmicas británicas), casi 50 euros más por MWh que en el trimestre anterior y 88 euros más por MWh en términos interanuales. Los precios de la electricidad para consumidores internos y externos en Portugal se mantuvieron por debajo del promedio de la zona euro, la UE y España. Portugal se vio inmersa en la crisis energética con una mayor proporción de contratos a largo plazo y precio fijo en el mercado mayorista, circunstancia que contribuyó a una mayor estabilidad en el precio de la electricidad. En cambio, en España, los precios de la electricidad tocaron techo a finales de 2022 antes de estabilizarse en 2023, si bien se mantuvieron en niveles superiores a los previos a la guerra. La tarifa eléctrica regulada de España, que se aplica a la mayor parte de los hogares, estaba indexada directamente a los precios mayoristas horarios intradía, por lo que resultaba muy susceptible a la volatilidad extrema.
En plena crisis energética europea, la península Ibérica tuvo que hacer frente a dos grandes escollos: el cierre del gasoducto Magreb-Europa (GME) y una grave sequía que redujo la producción hidroeléctrica. El GME, que suministraba 12.000 millones de m3 de gas procedente de Argelia a través de Marruecos, se cerró en noviembre de 2021 por las tensiones entre ambos países norteafricanos. Los países ibéricos se vieron obligados a depender de las importaciones de GNL a través del gasoducto Medgaz, que se ampliaron de 8.000 a 10.500 millones de m3. Este cambio aumentó la dependencia ibérica del GNL y supuso un incremento en el precio del gas y la electricidad. Se preservó la seguridad de la oferta, pero se vieron afectadas tanto la capacidad como la diversificación de las importaciones por gasoductos. Marruecos fue quien más acusó el golpe al perder las comisiones de tránsito y el acceso al gas argelino. En junio de 2022, se invirtió el flujo del GME para transportar gas importado en forma de GNL desde España hasta Marruecos.
El segundo varapalo fue la sequía. En el punto culminante de la crisis energética (2021 y 2022, Figura 3), la generación hidroeléctrica en España y Portugal cayó hasta uno de sus niveles más bajos desde la década de 1990. Gracias a sus centrales de ciclo combinado alimentadas por gas, sus terminales de GNL, su capacidad eólica y, cada vez más, su capacidad solar, la península Ibérica logró mantener la estabilidad del suministro eléctrico al tiempo que llevaba a cabo exportaciones récord de electricidad a Francia, cuya flota nuclear atravesaba un periodo histórico de baja disponibilidad, y a Marruecos, afectada también por la sequía y por el cierre del GME.
3. La respuesta normativa a la crisis energética
La UE aplicó varias medidas normativas para hacer frente a la crisis energética, destinadas a proteger a la ciudadanía de la subida de precios, reducir la dependencia de los combustibles fósiles rusos, estabilizar los mercados de la energía e incrementar la seguridad energética. El plan REPowerEU de 2022 dio prioridad al ahorro energético, la diversificación de proveedores y la aceleración de la transición hacia las renovables. Para alcanzar esos objetivos, los Estados miembros recibieron fondos adicionales a través del Mecanismo de Recuperación y Resiliencia para impulsar las inversiones necesarias en infraestructuras energéticas, proyectos de renovables y eficiencia energética.
La UE tomó medidas en dos frentes al mismo tiempo: asegurar un suministro energético alternativo y garantizar la seguridad energética en el seno del bloque. Por el lado de la oferta, redobló sus esfuerzos para diversificar las importaciones de gas y aumentó de manera considerable los cargamentos de GNL recibidos de EEUU, Noruega y Qatar; en concreto, las importaciones desde EEUU prácticamente se triplicaron en 2023 frente a los niveles de 2021. Por lo que atañe a la seguridad energética, la Comisión Europea y los Estados miembros acordaron el objetivo vinculante de rellenar las instalaciones de almacenamiento de gas hasta el 90% como mínimo el 1 de noviembre de cada año, de modo que se cuente con seguridad con reservas suficientes para el invierno, y se fijaron objetivos (no vinculantes) para reducir el consumo de gas natural. También se reforzaron los mecanismos de solidaridad entre Estados miembros para facilitar el intercambio de gas en caso de alteraciones en el suministro. Estas medidas contribuyeron a mitigar la crisis energética, estabilizar los mercados y acelerar la transición ecológica de la UE al reducir de manera considerable la dependencia de las importaciones de energía rusa y reforzar al mismo tiempo la resiliencia energética a largo plazo.
Las características distintivas del mercado eléctrico de la península Ibérica –pocas interconexiones con el resto del mercado europeo y gran proporción de renovables– permitieron dar una respuesta normativa singular y específica a la crisis energética.
Una iniciativa fundamental fue el mecanismo de excepción ibérica, diseñado por Portugal y España para desvincular el precio mayorista de la electricidad en el mercado ibérico del precio del mercado mayorista del gas natural.[6] Esta medida iba destinada a proteger a los consumidores de la volatilidad en el precio del gas y mitigar la repercusión económica de la subida del coste de la energía al aportar estabilidad en momentos de crisis. El mecanismo, aprobado por la Comisión Europea sobre la base de las escasas interconexiones energéticas con el resto de Europa y la mayor proporción de renovables en la generación de electricidad, impuso un tope al precio del gas natural empleado para la generación eléctrica. De ese modo, se limitaba el precio de compensación diario en el mercado de la electricidad para los casos en los que el precio lo fijasen las centrales eléctricas de gas.
Con el fin de garantizar que ese tope no supusiese una penalización financiera para los productores de electricidad a partir de gas, se les ofreció una compensación por la diferencia entre el precio limitado del gas y el precio real de mercado. Los productores de electricidad mediante tecnologías sin gas (productores inframarginales) acusaron una reducción de sus ingresos potenciales, puesto que el tope limitaba el precio de compensación. La medida resultó eficaz para reducir el precio de la electricidad frente a la misma situación en la que no se hubiese implantado el mecanismo. En Portugal, con una mayor proporción de contratos a largo plazo y precio fijo en el mercado mayorista, el mecanismo de excepción ibérica permitió una estabilización más rápida del precio de la electricidad. En España, consiguió reducir los precios mayoristas de la electricidad (Figura 4), pese a incrementar indirectamente el consumo de gas para la generación eléctrica y subir de forma artificial las exportaciones de electricidad de bajo coste a Francia. El mecanismo llegó a su fin el 31 de diciembre de 2023, cuando dejó de ser necesario porque los precios del gas ya habían caído por debajo del tope y la medida pasó a ser sobre todo una salvaguardia frente a futuras crisis.
Además, en Portugal, la reducción en la factura de la electricidad, financiada por los ingresos obtenidos por el sistema eléctrico (gracias al recorte de las tarifas de acceso a la red, a raíz de la aplicación del modelo regulador vigente, con características de estabilización integradas), ayudó también al presupuesto estatal y contribuyó a mantener a raya la subida en el precio de la electricidad. Tanto en Portugal como en España, se redujeron el impuesto sobre el valor añadido (IVA) y otros gravámenes relacionados con la electricidad. En Portugal, por ejemplo, supuso una bajada en la factura de la electricidad y en el precio de paneles solares y otros equipos de eficiencia energética; en España, las reducciones se centraron sobre todo en el IVA de la electricidad.
Por lo que respecta al gas natural, Portugal puso en marcha ayudas específicas mediante subsidios directos a las empresas dependientes de
