Hirth cuestiona el relato del mercado marginalista: el gas, el CO2 y las redes explican la brecha eléctrica de Europa con EEUU

La brecha con Texas: gas y CO2, no el diseño del mercado

El análisis de Hirth, presentado en la Oxford Sustainable Private Markets Conference bajo el título 'Why are European electricity prices so high?', parte de una constatación: la crisis energética de 2022 ha quedado atrás. Los precios mayoristas europeos, que llegaron a alcanzar cerca de 1.000 euros por megavatio hora durante la crisis, se sitúan ya en torno a los 120 euros por MWh. Pese a esta normalización, la factura final de consumidores e industria sigue siendo elevada.

La comparación con Texas es el eje central del argumento. El precio mayorista de la electricidad en ese mercado es aproximadamente un tercio del europeo. Según los cálculos del economista, el gas natural cuesta alrededor de 55 euros por MWh en Europa frente a unos 10 euros en Texas, una diferencia que añade aproximadamente 45 euros por MWh al precio eléctrico europeo. El coste del CO2 aporta otros 20 euros por MWh adicionales, hasta situar la brecha en unos 65 euros. El análisis no incorpora en el cálculo de EEUU un precio equivalente por las emisiones.

Los supuestos del estudio proyectan para 2027 un precio base de la electricidad de unos 40 euros por MWh en el norte de Texas, 108 euros en Reino Unido y 121 euros en Alemania, con un precio de CO2 de 85 euros por tonelada en el escenario europeo. La conclusión es directa: si el gas cuesta más caro y el carbono tiene un precio, la electricidad europea sale más cara al margen de cómo se determine el precio. Todos los mercados de materias primas funcionan con precios marginales y en Texas también opera bajo esa lógica.

El debate político y la defensa del merit order

El sistema marginalista volvió a situarse en el centro de la discusión europea durante la crisis energética y el debate ha resurgido en 2026. Hirth recuerda en su presentación las críticas formuladas por Ursula von der Leyen, Boris Johnson y Emmanuel Macron contra un diseño que permite que el coste de la última tecnología necesaria para cubrir la demanda marque el precio de todas las anteriores.

Frente a estas críticas, el economista defiende que el merit order no es una política pública ni una norma que determine el precio de manera artificial, sino una representación de cómo se comportan las empresas en mercados competitivos para que oferta y demanda lleguen a un precio de equilibrio. Además, señala que la formación marginalista no es una particularidad del mercado eléctrico: el petróleo, el gas, los alimentos y determinados productos tecnológicos también se negocian con precios determinados en el margen.

La presentación también matiza que el margen obtenido por las tecnologías con bajos costes variables no puede considerarse automáticamente un beneficio extraordinario. La diferencia entre el precio de la electricidad y los costes variables es lo que permite cubrir los costes fijos y financiar las inversiones, ya que el merit order no refleja el coste completo de construir y operar las instalaciones de generación.

El coste real del sistema y la canibalización renovable

Uno de los argumentos centrales es que el precio marginal no refleja el coste total del suministro eléctrico. Quedan fuera la inversión inicial, el respaldo necesario, el factor de captura de precios y las redes. Los cálculos para Alemania sitúan el coste nivelado de la electricidad en 56 euros por MWh para una planta solar a gran escala y 77 euros para la eólica terrestre. Corregidos por sus factores de captura, ascienden a 113 y 96 euros por MWh respectivamente. La estimación alcanza 141 euros por MWh para la nuclear y 107 para el gas de ciclo combinado. El coste total del suministro podría situarse en determinados escenarios en el entorno de los 200 euros por MWh cuando se incorporan capital, respaldo y redes.

El análisis introduce además el fenómeno de la canibalización renovable. A medida que aumenta la cuota de una tecnología en el mercado, su valor relativo disminuye porque más generación se concentra en las mismas horas. Los datos presentados muestran una relación negativa entre la cuota de mercado de la solar y la eólica terrestre y su factor de captura, con un efecto especialmente acusado en la fotovoltaica y agravado por la generación a precios negativos.

El diagnóstico señala como elementos que encarecen el sistema el desarrollo de tecnologías de generación más costosas frente a alternativas más baratas, el retraso en la expansión de las redes, el recurso a cables subterráneos frente a líneas aéreas y la ausencia de señales de precio vinculadas a la localización. Mantener una única zona de mercado con congestiones puede incrementar los costes de restricciones y redespachos y enviar señales de inversión que no reflejan dónde existe capacidad disponible. Hirth también sostiene que el autoconsumo residencial, las baterías domésticas y la autogeneración industrial pueden desplazar los costes asociados a la red y al sistema hacia el conjunto de los consumidores.

La respuesta: almacenamiento, flexibilidad y una cola de 1.000 GW

La propuesta de Hirth pasa por orientar las inversiones hacia tecnologías con menores costes de generación y de sistema. En renovables, apuesta por un mayor peso de la eólica terrestre y de las grandes plantas solares en detrimento de opciones más costosas como la fotovoltaica residencial, la eólica marina o el biogás. Las baterías a gran escala adquieren un papel destacado: según el análisis, son actualmente las únicas inversiones en este ámbito que no necesitan subsidios, siempre que funcionen de manera compatible con las necesidades de la red y reciban señales de precios adecuadas.

La congestión de las redes aparece como un obstáculo crítico. Hirth cifra en alrededor de 1.000 GW la capacidad pendiente de conexión y plantea sustituir los múltiples procedimientos existentes por un sistema de asignación uniforme y criterios de priorización para industria, centros de datos, centrales, renovables y baterías. En paralelo, propone reformar las tarifas de red para eliminar incentivos que penalicen la flexibilidad y un mayor uso de tarifas variables en función del momento del consumo, apoyadas en contadores digitales y señales de red para que vehículos eléctricos y bombas de calor puedan desplazar su demanda hacia los momentos más favorables.

El hidrógeno pierde atractivo económico en el análisis. Hirth reconoce que será necesario a escala significativa para la neutralidad climática, pero considera que su situación económica se ha deteriorado por el aumento de costes y la aparición de alternativas como las baterías, hasta el punto de que actualmente preferiría prescindir de grandes infraestructuras como la red troncal de hidrógeno.

El diagnóstico desplaza el foco desde la formación del precio mayorista hacia el conjunto del sistema: gas y CO2 explican la brecha con EEUU en el mercado, mientras que redes, flexibilidad, decisiones de inversión y costes de sistema explican por qué esa diferencia llega a consumidores y empresas. La propuesta no pasa por intervenir sobre la formación del precio, sino por inversiones a mayor escala, más almacenamiento, redes adaptadas y contratos estables que reduzcan el riesgo de las inversiones sin distorsionar las señales económicas del mercado.