Preus de l'Energia a Alemanya.

Les variacions temporals i geogràfiques en la generació d’energia són un dels principals reptes del sistema elèctric europeu.

Fonts com l’energia eòlica i la solar depenen fortament del temps i de la ubicació: mentre que el nord d’Alemanya pot generar grans excedents d’electricitat en dies ventosos, el sud industrialitzat sovint necessita més energia de la que pot rebre a causa de limitacions en la capacitat de transport de la xarxa. Aquest desequilibri causa fluctuacions importants en l’oferta i, per tant, també en els preus de l’electricitat. Quan això passa, els gestors de la xarxa han d’intervenir activament per mantenir l’equilibri entre generació i consum, aplicant mesures de reajust com la reducció forçada de la producció renovable en zones saturades o l’activació de centrals més cares en altres punts de la xarxa. Aquestes accions asseguren la qualitat i continuïtat del servei, però comporten un cost econòmic significatiu que, al final, recau sobre els consumidors i el conjunt del mercat.

En aquest context, la Comissió Europea estudia la possibilitat de modificar el model actual de formació de preus a Alemanya. Actualment, el país funciona com una sola zona de preus: hi ha un únic preu horari per a tot el territori, independentment de les condicions locals de producció i demanda. Tanmateix, s’està considerant la divisió del mercat alemany en diverses zones de licitació més petites (entre dues i quatre, segons els escenaris analitzats) amb l’objectiu de reflectir millor la realitat física de la xarxa i reduir els costos derivats de les mesures de reajust. Aquest debat forma part d’un procés més ampli impulsat per la Comissió Europea per reavaluar la configuració de les zones de preus a tota la Unió Europea, amb l’objectiu d’aconseguir mercats elèctrics més eficients i resilients.

Un estudi que va fer la Universitat Tècnica de Munic (TUM), publicat a la revista Operations Research, va aportar dades de valor per a aquest debat. L’equip va utilitzar conjunts de dades detallats sobre zones i nodes de licitació per simular com evolucionarien els preus de l’electricitat i els costos de les mesures de reajust si Alemanya adoptés una divisió zonal o fins i tot un sistema de preus per nodes. Els resultats indiquen que passar d’una zona única a diverses zones de preus tindria un impacte relativament petit tant en el nivell general dels preus com en la quantitat de reajust necessària. No obstant això, el treball destaca un fet rellevant: el model de preus nodals, que fixa un preu diferent per a cada punt de la xarxa segons les condicions locals de generació i demanda, podria reduir els costos totals del sistema fins a un 9%. Aquest estalvi vindria principalment d’una assignació més eficient dels recursos i d’una menor necessitat d’operacions correctives costoses.

El sistema de preus nodals ja s’utilitza amb èxit en països com els Estats Units. A diferència del model zonal, en què tots els participants d’una mateixa zona paguen el mateix preu horari, el model nodal estableix preus específics per a cada node o subestació de la xarxa. Això crea incentius econòmics perquè la demanda i la generació s’ajustin de manera més localitzada: els consumidors poden adaptar el seu consum a les condicions reals de disponibilitat d’energia al seu entorn immediat, i els productors poden optimitzar les seves ofertes segons la capacitat de transport i les congestions de la xarxa. Amb preus més precisos i localitzats, es redueix la necessitat d’intervencions administratives com el tancament temporal de parcs eòlics en zones saturades o l’activació d’unitats de generació més cares en altres regions.

L’actual sistema de preu uniforme a Alemanya ofereix pocs incentius perquè els consumidors o les empreses modifiquin els seus patrons de consum d’acord amb la disponibilitat local d’energia. Això provoca situacions paradoxals, com haver de reduir la producció d’energia eòlica barata al nord mentre es fan funcionar centrals de gas al sud per satisfer la demanda. Amb una tarificació més adaptada a la realitat de la xarxa, aquestes ineficiències podrien reduir-se considerablement, facilitant la integració de renovables i fent que el sistema sigui més econòmic i sostenible.

L’estudi de la TUM suggereix que la introducció de preus nodals podria ser un pas clau per transformar el mercat elèctric alemany en un entorn més eficient, flexible i orientat a la realitat física de la xarxa. Tot i que la divisió en zones més petites representaria una millora respecte al model actual, l’estalvi potencial i la reducció de costos operatius serien encara més significatius amb una adopció plena del sistema nodal. Això podria suposar un benefici directe per als consumidors, que pagarien preus més ajustats a la disponibilitat real d’energia, alhora que s’optimitzaria l’ús de la infraestructura existent i es reduirien les necessitats d’invertir massivament en noves línies de transmissió

Ramon Gallart