El precio medio diario de la electricidad en el mercado mayorista bate hoy nuevamente su máximo estival, hasta situarse en los 201,96 euros por megavatio hora (€/MWh). Desde que a mediados de junio se estableció el tope al precio del gas (la excepción ibérica), la luz nunca había alcanzado un precio tan alto. Además, a ese precio hay que añadirle la denominada compensación, con lo que el precio queda en 459,4 euros por megavatio hora. Hace exactamente un año, el precio que salió de la subasta en el mercado mayorista fue 124,45, por lo que el precio de hoy más que triplica (mucho más) el registrado el 30 de agosto de 2021. Todos los analistas señalan al gas, cuyo precio también marca máximos históricos, como principal responsable de ese brutal encarecimiento. Pero lo cierto es que el agua (gran hidráulica y bombeo) es la que le ha puesto precio a la electricidad en 15 de las 24 horas del día de hoy. Las diez horas más caras de la luz de este verano llevan hoy su marca, la marca del agua (abajo las señalamos todas).
El precio de la luz se ha disparado pues este martes hasta los 459,4 €/MWh, máximo desde la excepción ibéric (el anterior máximo data del pasado miércoles: 436,25). El precio promedio de la luz para los clientes de tarifa regulada vinculados al mercado mayorista sube así un 8,51% con respecto a este lunes, según los datos provisionales del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE) recogidos por Europa Press. Este precio (459) es el resultado de sumar el promedio de la subasta en el mercado mayorista a la compensación que pagará la demanda a las centrales de ciclo combinado por la aplicación de la excepción ibérica para topar el precio del gas para la generación de electricidad.
En la subasta, el precio medio de la luz en el mercado mayorista -el denominado pool- se ha situado para este martes en 201,96 euros/MWh. El precio máximo se registrará entre las 22.00 y las 23.00 horas, con 237 €/MWh, mientras que el mínimo para la jornada, de 160 €/MWh, se dará entre las 17.00 horas y las 18.00 horas.
A este precio del pool se suma la compensación de 257,44 €/MWh a las gasistas, que tiene que ser abonada por los consumidores beneficiarios de la medida, los consumidores de la tarifa regulada (PVPC) o los que, a pesar de estar en el mercado libre, tienen una tarifa indexada.
Este espiral de precios altos de la luz que se ha dado a lo largo de la última semana ha estado impulsada por unos niveles del precio del gas natural en niveles máximos, debido, según algunos analistas, al anuncio de Gazprom de cortar a partir del 31 de agosto y durante tres días el bombeo de gas a Alemania.
No obstante, los contratos a futuro del gas en el mercado TTF holandés caían en este arranque de semana más de un 17%, situándose por debajo de los 280 €/MWh los contratos a septiembre, lo que vendría a poner en tela de juicio esos análisis.
Casi un doce por ciento menos
En ausencia del mecanismo de la excepción ibérica para topar el precio del gas para la generación de electricidad, el precio de la electricidad en España sería de media, según los datos facilitados por el Gobierno, unos 521,3 €/MWh, lo que supone unos 61,9 €/MWh más que con la compensación para los clientes de la tarifa regulada, que pagarán así un 11,87% menos de media.
Los precios del mercado eléctrico para este martes en el resto de países europeos también marcará unos niveles especialmente altos. Así, en el caso de Francia se sitúa por encima de los 740 €/MWh, mientras que en Alemania será de más de 660 €/MWh y en Bélgica y Países Bajos de 622 y 607 €/MWh, respectivamente.
El mecanismo ibérico, que entró en vigor el pasado 15 de junio, limita el precio del gas para la generación eléctrica a una media de 48,8 €/MWh durante un periodo de doce meses, cubriendo así el próximo invierno, periodo en el que los precios de la energía son más caros.
En concreto, la excepción ibérica fija una senda para el gas natural para generación de electricidad de un precio de 40 €/MWh en los seis meses iniciales, y posteriormente, un incremento mensual de 5 €/MWh hasta la finalización de la medida.
El Gobierno estima que la excepción ibérica ha supuesto un ahorro de 1.383 millones de euros para los consumidores españoles en sus dos primeros meses de vigencia. Esta cifra representa un ahorro de 22 millones de euros diarios para la sociedad española desde la entrada en vigor del mecanismo.
Sobre cómo funciona el mercado mayorista
Ya lo hemos contado en más de una ocasión estos días, pero quizá conviene repetirlo aquí, siquiera sea grosso modo. El operador del sistema eléctrico nacional -Red Eléctrica de España- prevé una demanda dada para cada día. Por ejemplo, mañana necesitaremos 100 megavatios hora cada hora del día (es solo un ejemplo). A continuación se celebra una subasta en la que pujan todas las tecnologías (nuclear, eólica, fotovoltaica, termosolar, gas) con el fin de ofertar su electricidad y venderla.
Imaginemos -hipótesis de trabajo- que la demanda estimada (la electricidad que va a necesitar el país) es 100, por ejemplo. Pues bien, la nuclear y las renovables pujan en la subasta que se celebra en ese mercado (coloquialmente conocido como pool) a cero. ¿Por qué a cero? Pues porque las renovables tienen que vender lo que producen cuando lo producen (no se puede almacenar el viento) y porque a la nuclear, dadas sus características técnicas, le resulta más barato operar en modo fijo, y no andar parando y arrancando, parando y arrancando, parando y arrancando en función de la demanda. Así las cosas -y dicho sea grosso modo-, nuclear y renovables (entendidas estas por fotovoltaica y eólica) pujan siempre a cero euros (0€) para que siempre entre en el mercado la electricidad que producen, o sea, para vender toda la electricidad que generan.
Si entre todas ellas (nuclear y renovables) no suman 100 (suman 90, por ejemplo), entran a continuación otras tecnologías, tecnologías que empleen una fuente de energía que pueda almacenarse (residuos que podemos almacenar en vertederos, agua que podemos almacenar en pantanos, gas que podemos almacenar en tanques). Todas esas fuentes de energía pueden esperar a que la subasta vaya calentándose, vaya encareciéndose, para entrar en el último minuto (a diferencia de lo que ocurre con la eólica y la fotovoltaica -no almacenables- o la nuclear -condicionada técnico/económicamente-, como se ha dicho).
¿Y qué está ocurriendo?
Pues que el gas y el CO2 se han encarecido en los mercados internacionales. Y las centrales térmicas de ciclo combinado que queman gas natural para producir electricidad tienen que vender su electricidad más cara para cubrir costes y obtener su margen de beneficio. Eso está encareciendo la electricidad. Sí. Y el agua, que también es una fuente de energía almacenable, está aprovechando la coyuntura.
El planteamiento, como contábamos hace unos días, es el siguiente: la hidráulica estima “a cuánto puede ofertar el gas para cubrir costes y obtener un margen de beneficio” y, una vez hecha esa estimación, los operadores de las centrales hidroeléctricas (Iberdrola, Endesa y Naturgy) ofertan en la subasta un ápice por debajo de lo que puede ofertar el gas y se adjudican el megavatio.
Por ejemplo, la hidráulica estima que el gas (habida cuenta de lo que ha subido su precio en los mercados internacionales) podría ofertar a 100 euros el megavatio hora (es un ejemplo). Pues bien, los operadores de las centrales hidroeléctricas van y dicen: pues yo puedo generar ese megavatio hora a 99 euros… y se lo adjudican.
Y lo hace porque puede. Porque la hidráulica puede mantener el grifo cerrado y no soltar el agua que mueve la turbina hasta que el precio de la subasta sea lo suficientemente atractivo, o elevado. Es lo que algunos llaman coste de oportunidad y otros denominan especulación. Especulación con un bien público, el agua. Agua cuyo uso obedece además a una concesión del Estado.
Hasta aquí, los actores; ahora, el escenario: el mercado marginalista
El legislador ha ideado un mercado eléctrico, y ha establecido unas reglas determinadas, según las cuales el precio que cierra la subasta de hoy, el precio último, el precio que casa la demanda con la oferta (el precio del megavatio 100, si se me permite), el precio del megavatio de gas último, es el precio que cobrarán todos los megavatios, los 99 megavatios anteriores. Todos, todos, todos los megavatios van a cobrar a razón del precio del megavatio cien. ¿Resultado? Como bien apuntan por ahí algunos analistas, estamos pagando sardinas a precio de caviar.
¿Otro resultado? Todos los generadores están contentos (unos más que otros, pero todos contentos): el gas (porque repercute en ese precio sus costes crecientes: combustible y CO2), las renovables (las que participan en ese mercado, porque hay muchas renovables que tienen un precio previo tasado y no participan ahí) y, por fin, la nuclear (que produce aproximadamente el 20% de la electricidad que usa cada año este país) y la gran hidráulica (que produce aproximadamente el 15%).
¿Por qué le interesa a Iberdrola por ejemplo (o a Endesa, o a Naturgy) vender más megavatios de hidráulica que de gas? Pues porque el margen de beneficio es mucho mayor. Según el estudio Precios y Costes de la Generación de la Electricidad (Comisión Nacional de Energía, 2008), generar entonces (en 2008) un megavatio hora hidroeléctrico en una central amortizada costaba 3 euros. Hoy esas centrales están 13 años más amortizadas, la gran hidráulica está generando probablemente a menos de 3 euros el megavatio en muchos casos y, sin embargo, está cobrando, por obra y gracia de un legislador que ha elegido unas ciertas reglas del juego, a razón de 200, 300 ó equis euros, un precio que fija precisamente ella, la hidráulica, en el mercado.
El mecanismo de la excepción ibérica (provisional) ha introducido como apuntamos arriba algunos cambios (tope al precio del gas), pero el funcionamiento sigue siendo grosso modo el mismo. Y la especulación (sobre todo con el agua), la capacidad de determinados agentes del mercado de operar (con un bien público) en función de sus intereses (particulares), también permanece intacta.
* Informe Precios y Costes de la Generación de Electricidad (véase página 11)
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