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De la excepción ibérica y el tope al precio del gas

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Así lo han llamado, la excepción ibérica. La península apenas está interconectada eléctricamente al continente y por eso (por culpa de su aislamiento) el impacto de la crisis energética es mayor y los precios suben más: "el mercado jugaría mucho más, si estuviésemos más conectados", escucho en un debate televisivo a un economista experto en energía. Esa es la teoría. Y por eso el Gobierno le ha propuesto a Bruselas ponerle un techo al precio del gas que usamos para generar electricidad. Y, Bruselas, sorprendentemente, ha dicho que sí. Ese sería, muy grosso modo, el resumen. Y esta es la historia (de lo sucedido a lo largo de las últimas semanas) y he aquí también algunas reacciones a la propuesta. (El Consejo de Ministros aprobará hoy, probablemente, el tope al precio del gas).
De la excepción ibérica y el tope al precio del gas

Prólogo. 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 (0e) 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, por una parte. ¿Y por otra? El agua. El líquido elemento es también almacenable. Y está aprovechando la coyuntura. El planteamiento 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 200 euros el megavatio hora.

Pues bien, los operadores de las centrales hidroeléctricas van y dicen: pues yo puedo generar ese megavatio hora a 190 euros… y se lo adjudican. Y lo hace porque puede. Porque la hidráulica puede mantenerel 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.

Y ahora el mercado
¿Por qué Bruselas propuso el mercado marginalista? La teoría: una central de producción de electricidad que sea ineficiente ofertará a unos precios superiores a la media y nunca entrará en el mercado, porque otras habrán ofertado sus kilovatios hora a un precio menor (porque son más eficientes). Esto obligará a la menos eficiente a mejorar sus procesos. Y al revés: los productores que vendan su electricidad más barata en el mercado mayorista sí prosperarán (porque los mayoristas les comprarán a ellos sus kilovatios hora más baratos) y tendrán más beneficios que sus competidores, que no pudieron entrar porque ofertaban más caro y en la subasta los mayoristas a igual calidad compran lógicamente al menor precio.

Es decir, que el mercado produce las señales que obligarán a los productores a adaptarse o perecer; a ser cada vez más eficientes o desaparecer. Y, además, el mayorista adquirirá la electricidad al precio más barato, con lo que, cuando la venda al detalle, también podrá hacerlo a un precio más bajo.

Esa es la teoría
Y cuando todas las centrales producen kilovatios con gas (y el gas es adquirido en mercados internacionales a unos precios similares para todos)... pues esa teoría puede valer. Y la central de gas más eficiente, la que es capaz de generar más kilovatios hora quemando na menor cantidad de gas (es más eficiente y por eso oferta a un precio menor sus kilovatios hora en el mercado mayorista) pues será la central que se lleve el gato al agua. Y si un competidor (otra central de gas) quiere arrebatarle mercado, pues tendrá que ser más eficiente (mejorar sus máquinas y procesos) y producir a un precio menor aún. Ello le permitirá ganar cuota de mercado y, además, el consumidor saldrá beneficiado. Eso es la teoría.

Esa manera de establecer el precio fue ideada cuando la mayoría de la potencia (la mayoría de las centrales) tenían como principal coste el coste variable: el combustible, cuyo precio varía. En 1997, cuando el Gobierno introdujo el mercado marginalista, había más de 11.000 megavatios de potencia en carbón, fuelóil y gas (combustibles cuyo precio varía), 7.500 de nuclear y 16.000 de hidráulica. Además, venían de camino 26.000 de gas (ciclo combinado), con lo que el horizonte era fuentes de electricidad con combustibles fósiles diversos (de precio variable). Y la idea era “montamos un mercado marginalista y así fomentamos la competencia entre actores – razonablemente homogéneos– y abaratamos el precio”.

Además, el Gobierno estableció unas ayudas para la nuclear y la hidráulica (más de 8.000 millones de euros) denominadas Costes de Transición a la Competencia. En estos dos casos, no había coste variable reseñable, pues el agua es gratis y el uranio no está sometido a la enorme fluctuación de precios a la que sí están sometidos los combustibles fósiles.

¿Y qué pasa ahora?
Pues que nuclear e hidráulica ya han cobrado esas ayudas (para abordar su transición) y ya están amortizadas, según la mayoría de los autores. ¿Y qué más pasa? Pues que hay más de 50.000 megavatios de potencia renovable (termosolar, eólica, fotovoltaica), potencia que no había en 1997, y que no utiliza combustible alguno porque genera con el viento o el Sol.
¿Quiénes ganan? Nuclear e hidráulica. Porque, estando ya amortizadas (gracias entre otras cosas a las ayudas que recibieron) y teniendo como tienen costes variables muy bajos (agua gratis y uranio mucho más barato que el gas), van a cobrar como el que más (gracias al mercado marginalista, en el que todos cobran el precio que marca el kilovatio hora más caro).

Y aquí los dos palos del sombrajo del mercado marginalista se caen. Ni hidráulica ni nuclear se van a ver incentivadas por la competencia a mejorar sus procesos para ser más eficientes (porque no tienen competencia, porque ya no se van a montar nuevas nucleares ni nuevas grandes presas). Ni el consumidor final va a recibir un precio más bajo, sino todo lo contrario. El Gobierno lo sabe y por eso ha montado subastas de renovables para inyectarle más potencia al sistema pero sin que esa nueva potencia participe en el mercado (las nuevas subastas han arrojado un precio para el productor –entre 19 y 28 euros–, pero no participan de ese marginalismo que quizá tuvo sentido un día pero que hoy no hace sino inflar innecesariamente el precio).

Y ahora llega una pandemia, y luego un efecto rebote postCovid (efecto rebote que dispara la demanda de gas a escala global) y luego llega una guerra en Ucrania y resulta que Rusia es el primer productor de gas... y el gas se dispara. Y como el gas fija el precio de la electricidad (o lo fija la hidráulica mirando de reojo al gas)... pues el precio de la luz se dispara también.
Se disparan todos los kilovatios hora (por aquello del mercado marginalista). Pagamos el pato todos los usuarios del sistema. Y ganan los propietarios del 96,2% de la potencia hidráulica que hay en España (Iberdrola, Endesa, Naturgy), que son los propietarios de 15.000 de los 26.000 megavatios de gas natural que hay instalados en este país, y que saben por eso muy bien, muy bien a cuánto va a pujar en cada subasta diaria en el mercado mayorista su ciclo combinado equis (a 200, por ejemplo), pues entonces yo pujo a 190 con mi hidroeléctrica ygriega y me levanto un margen de beneficio desorbitado. Una central hidroeléctrica amortizada puede generar un megavatio hora a 3, 10 ó 15 euros.

Cronología
8 de marzo
La Comisión Europea presenta una serie de orientaciones a los Estados miembros, en las que confirma la posibilidad de regular los precios para los consumidores finales en circunstancias excepcionales y establece la manera en la que los Estados miembros pueden redistribuir entre los consumidores los ingresos procedentes de los elevados beneficios del sector energético y del comercio de derechos de emisión.

17 de marzo
La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, anuncia que los gobiernos de España y Portugal tienen previsto presentar una propuesta conjunta al resto de socios europeos para limitar el precio del megavatio hora (MWh) en el mercado mayorista a 180 euros. La ministra afirma que habrá respuesta nacional para desacoplar el gas del mercado eléctrico si la UE se retrasa en dar respuesta a las varias propuestas que España ha hecho para domesticar el precio de la luz. Generar un megavatio hora en una central nuclear amortizada cuesta 18 euros, según la Comisión Nacional de Energía (la patronal del sector eleva esa cuantía al entorno de los 50); producir un MWh en una hidroeléctrica amortizada cuesta 3 euros, según la CNE (informe CNE/82/08, página 11).

El precio medio del megavatio hora en el mercado mayorista este día, 17 de marzo, alcanza los 217,13 euros. Si el tope se fija en los 180 euros -señala el portavoz del grupo parlamentario Unidas Podemos, Pablo Echenique-, la factura seguirá desbocada "y las eléctricas forrándose".

23 de marzo
Lo que parecía absolutamente impensable en verano, cuando comenzó a escalar el precio de la electricidad, ya está sobre la mesa. La Comisión Europea acaba de adoptar una Comunicación en la que expone las posibilidades que contempla "para una intervención del mercado a escala europea y nacional, y evalúa los pros y los contras de cada opción". La postura del Gobierno de España, que lleva muchas semanas abogando por esa posibilidad, considerada un imposible durante meses por muchos agentes del sector, queda así refrendada por el Ejecutivo europeo.

Limitación del precio del combustible a los productores de combustibles fósiles; limitación del precio de la electricidad; precio fijo para los productores... Son algunas de las propuestas que ya están sobre la mesa de la Comisión Europea, el Ejecutivo de la UE, que dirige por cierto la conservadora Ursula Von der Leyen (Partido Popular Europeo).

La Comisión había venido tomando medidas desde el verano pasado para paliar el impacto de los elevados precios de la energía en los hogares y las empresas. Pero, habida cuenta de la persistencia y gravedad del problema, a mediados de marzo, se había comprometido a presentar, antes de finales de ese mes, unas "opciones concretas excepcionales, a corto plazo, para hacer frente al contagio de los precios del gas en el mercado de la electricidad".

Son estas, las que aparecen en el cuadro, que recoge la Comisión en su Comunicación de la Comisión al Parlamento Europeo, al Consejo Europeo, al Comité Económico y Social Europeo y al Comité de las Regiones "Seguridad del suministro y precios de la energía asequibles: opciones para adoptar medidas inmediatas y prepararse para el próximo invierno".

Como se ve, las opciones a corto plazo sobre el precio de la electricidad pueden agruparse, básicamente, en dos categorías: Compensaciones económicas y Opciones reglamentarias. La Comisión señala en su Comunicación que no existe una respuesta única y sencilla para hacer frente a los elevados precios de la electricidad, dada la diversidad de situaciones entre los Estados miembros en cuanto a su combinación energética, diseño del mercado y niveles de interconexión.

Y, en ese marco, la Comisión expone los pros y los contras de los diversos enfoques para que los dirigentes europeos los estudien más a fondo, y se manifiesta "dispuesta a llevar adelante el trabajo que le corresponda". La CE reconoce explícitamente que, "si bien muchas de las opciones se refieren a los síntomas de esta crisis, es importante abordar las raíces del problema subyacente de estos precios de la electricidad tan elevados en la actualidad, con una actuación europea colectiva en el mercado del gas".

25 de marzo
La Comisión Europea reconoce la "excepción ibérica". El presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, comparece ante los medios, en Bruselas, junto a su homólogo portugués, Antonio Costa, y tras más de nueve horas y media de debate, para anunciar que los líderes europeos han acordado ese reconocimiento, que permitirá a España y Portugal adoptar medidas singulares para rebajar los precios de la energía, medidas "excepcionales" por mor de la excepcionalmente baja conexión de la península con el continente: 2,8% (el nivel de interconexión se calcula comparando la potencia de intercambio durante todo el año contra la potencia instalada y se supone que al haber poca interconexión, hay poco mercado y el precio es más elevado). "A partir de hoy podremos poner en marcha medidas excepcionales y limitadas en el tiempo para reducir los precios" de la energía, declara ese viernes, ante los medios, Sánchez.

Moncloa indica ese mismo viernes en un comunicado que el Gobierno establecerá un precio de referencia al gas que se utiliza para producir electricidad que será sustancialmente más bajo que el precio actual (que en esos momentos ronda los 100 euros). Como el gas marca el precio diario de la electricidad -apuntan desde el Gobierno-, con esta medida se bajarán los precios de la luz. La idea es que los productores de electricidad que utilicen gas reciban una compensación por la diferencia que haya entre el precio tope que finalmente se fije (30 euros por ejemplo) y la cotización real. Dicha compensación, precisa ya el Gobierno, "saldrá del sistema eléctrico, de los ahorros que se van a producir al bajar a todos los consumidores de electricidad los precios".

28 de marzo
La ministra de Derechos Sociales y Agenda 2030, Ione Belarra, defiende un límite de 30 €/MWh para que el precio final en el mercado mayorista esté en torno a los 100 euros. Las críticas le llueven desde todas las aceras. Entre otras, de la vicepresidenta Nadia Calviño: "no es una cuestión política, son cuestiones complejas como para decir que me gustaría tal número. Me puede gustar más o menos, pero hay que hacer un trabajo serio".

30 de marzo
El presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, confirma en el Congreso, durante su comparecencia ante el Pleno, que la propuesta que trasladará el Gobierno a Portugal y a la Comisión Europea es que la compensación para desvincular el gas del mercado de electricidad se financie con cargo al sistema eléctrico.

31 de marzo
La vicepresidenta tercera y ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, confirma que España y Portugal tienen ya una propuesta preliminar para enviar a la Comisión Europea: establecer como precio de referencia para el gas los treinta euros el megavatio (30 €/MWh).

26 de abril
La ministra Ribera y el ministro de Medio Ambiente y Acción Climática de Portugal, José Duarte Cordeiro, anuncian que han llegado a un acuerdo con la Comisión Europea para poner tope al precio del gas en el mercado mayorista de electricidad. Con arreglo al acuerdo alcanzado con el Ejecutivo comunitario, el precio de referencia del gas se fijará, en un primer momento, en torno a los cuarenta 40 euros el megavatio hora y marcará un precio medio de 50 euros a lo largo de los 12 meses que esté en vigor, lo que supone 20 euros más del tope de 30 euros que propusieron de salida España y Portugal.

Estas cifras suponen menos de la mitad de los precios actuales del gas, que cotiza en Mibgas -el mercado ibérico- este martes en casi 80 euros el megavatio hora, con lo que el tope que se establecerá para su uso en la generación eléctrica permitirá rebajar el precio de la luz a unos 120-140 euros mega, frente a los 200 euros en que se viene moviendo actualmente el mercado mayorista, también conocido como pool (el precio medio del mercado diario del mes de abril ha quedado en 191,69 euros)

En España, ha recordado la vicepresidenta, el 40% de los consumidores domésticos y entre el 70% y 80% de los consumidores de electricidad de la industria están vinculados al precio de mercado mayorista, por lo que esta rebaja les afectará directamente.

9 de mayo
La Comisión Europea (que preside la popular Ursula Von der Leyen) ha dicho sí a la propuesta de techo para el precio del gas que hicieron los gobiernos de España (gobierno de coalición PSOE-Unidas Podemos que preside Pedro Sánchez) y Portugal (gobierno de mayoría absoluta dirigido por el socialista Antonio Costa).

¿Y las reacciones?
Diversas. Muy diversas. Y tantas, que sería imposible recogerlas aquí. Hemos elegido cinco, por ejemplo. Rubén Sánchez, de la asociación de consumidores Facua, habla de “neoliberalismo con maquillaje, porque no cuestiona el modelo de subasta marginalista tramposa donde pagamos la energía barata al precio de la cara”, donde energías baratas, como la hidroeléctrica –denuncia–, aprovechan la oportunidad para hacer el agosto. ¿La solución?, pregunto. “Resetear el modelo. El sistema de subasta marginalista no es lícito. Es un fraude legal, aprobado hace décadas en la Comisión Europea. Esa es la solución real. Resetear el modelo. Y que en el sistema cada tipo de generación energética tenga un precio orientado a su coste. Con margen, pero orientado a su coste. Esa es la solución”.

El doctor ingeniero Jaime Segarra, presidente de la Comisión de Energía del Colegio de Ingenieros Industriales de Madrid, viene a señalar en dirección similar: “para que el mercado marginalista funciones, lo primero es que debe haber un número suficiente de actores en el mercado, para que ninguno tenga una posición dominante, lo cual evidentemente no sucede en España. Y te diría que en Europa. Y lo segundo es que tiene que haber libertad de entrada y de salida en el mercado. Y eso tampoco es así, porque hay una serie de barreras regulatorias y de disponibilidad de financiación que no permiten que eso ocurra". ¿Conclusión? "El mercado marginalista no funciona. O... está roto, como lo quieras decir. Así que lo lógico sería ir a otro esquema”.

Pregunto por la rentabilidad razonable: ¿y si se le fijara una rentabilidad razonable a cada tecnología? Estudiamos sus costes, aplicamos un margen de beneficio “razonable” y retribuimos de ese modo. Por ejemplo –contesta Segarra–, lo que ocurre es que “eso no se puede hacer unilateralmente, eso tiene que estar consensuado a nivel de UE”. Sánchez lo dice con otras palabras: “dado el corte político de los gobiernos de los distintos estados miembros de la Unión Europea... en ningún caso se van a lanzar a proponer resetear el modelo”, por lo que “desde el pragmatismo, entendemos que el Goierno de España debería explorar otra fórmula, utilizar un resorte que te da la Directiva europea 2019/944 de 5 junio para intervenir precios y para ampliar la definición de consumidor vulnerable de modo tal que alcance a la mayoría de la población, que se puede hacer”.

El profesor de la Politécnica de Madrid Cristóbal J. Gallego, cofundador del Observatorio Crítico de la Energía, ve la "excepción ibérica" como un parche y propone “revertir el cómo funciona el mercado, cómo distribuye beneficios, y además acabar con el hecho de que una empresa oligopolística tenga actividad tanto en la producción como en la comercialización... eso hay que romperlo”. Gallego señala ciertas triquiñuelas del oligopolio: “una empresa que tiene una central hidroeléctrica y una comercializadora pueden hacer un contrato bilateral a un precio bajo, de manera que el generador no se está llevando los beneficios. De acuerdo. Pero sí lo hace su comercializadora, que compra esa electricidad barata, y luego la vende como si la estuviese adquiriendo en el mercado, a un precio parecido, o incluso puede que un poquito más barata para llevarse más cuota de mercado. Ahí, los beneficios caídos del cielo se los está llevando la misma empresa pero a través de la comercializadora. Los precios de los bilaterales tienen que revelarse de alguna manera”.

El presidente de la Fundación Renovables, Fernando Ferrando, ve el techo 50 un valor “absolutamente desorbitado para lo que estamos acostumbrados: 50 euros no nos parece una medida que se ajuste a la realidad de los precios medios de contratación de gas de las compañías suministradoras”. Ferrando también aboga por (1) “abandonar el marginalismo” y por (2) reducir los costes fijos y por el pago por uso. “Toda toda la culpa no la tiene el gas, que efectivamente se ha disparado. Es el marginalismo. Y si no lo cambiamos, seguiremos en la misma situación en la que estamos”.

Muy interesante resulta también la mirada de Verónica Rodríguez, de la Asociación de Usuarios Financieros (Asufin): “estamos ante un negocio cada vez más sofisticado, basado en negociaciones a futuro, productos complejos, todo lo cual no tendría que verse reflejado en una factura que al final llega a un consumidor final, cuando, además, es que estamos hablando de un bien de primera necesidad”. Asufin considera el techo 50 un “parche” que no va al meollo del asunto. Rodríguez apuesta por “despojar a la factura de elementos de negociaciones que son ajenos, que forman parte del core, digamos, de los grandes conglomerados, de las grandes compañías, que están expuestas a un escenario internacional de negociación y demás, de acuerdo, pero es que todo eso no puede llegar al consumidor”. La representante de Asufin pone el ejemplo del Euribor y las hipotecas: “puede sufrir oscilaciones, pero dentro de un escenario reltivamente estable. Eso es posible. Es posible y así se ha demostrado en el ámbito de la Eurozona. Los tipos de interés en el ámbito de la Eurozona tienen una cierta estabilidad. Bueno, pues esto, técnicamente, se tendría que explorar”.

Contenido incluido en la última edición en papel de la revista Energías Renovables (ER 211, mayo de 2022)

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Alfredo
Nada que añadir. Coincido plenamente con Fukushima4ever
Fukushima4ever
En respuesta a Miguel, una empresa pública sirve para que haya una voz distinta entre las voces mayoritarias del oligopolio y además sirve para qué los beneficios que genere reviertan en el estado, es decir, que sirvan para educación, para sanidad, para infraestructuras, para medio ambiente. Una empresa pública de energía tienen en Francia tienen, en Alemania, en Italia y tienen en los países en los que nos deberíamos de fijar para tener las cosas un poco mejor organizadas de cara a los consumidores que son los perjudicados en este caso.
Miguel
Acabo de leer el RD y aparte de el tope del gas que es una medida temporal, lo importante es que se van a modificar dos cosas:
1) El método de cálculo de la tarifa PVPC en 2023, que dejara de estar indexada al mercado marginalista (es una condición impuesta por La Comisión Europea, que me manda narices que se lo tengan que imponer porque era evidente que se tenía que cambiar y haberlo hecho en septiembre) y
2) Las RECORE ( renovables cogeneración y residuos) se van a poder vender en contratos a plazo en lugar del mercado marginalista como se hace ahora. Medida que entrara en vigor en 2023
De haber tomado estas dos medidas en septiembre, los precios minoristas no se hubiesen disparado, pero el Gobierno optó por la inacción y echar la culpa al mercado marginalista.
Game over\r\n\r\n\r\n
Miguel
En respuesta a David, de qué te vale una empresa pública energética si es el propio Gobierno el que decide que la eólica y fotovoltaica regulada se venda en el mercado marginalista a precio marginal del gas en lugar de venderlo en el mercado de bilaterales a precio regulado?. Ellos reconocen que están ingresando de más.. y así siguen.
Redacción Energías Renovables
David, gracias por tu apreciación. Hemos incluido al pie de esta pieza informativa varios Artículos relacionados en los que, a lo largo de los últimos años, nos hemos ido haciendo eco de las diferentes fórmulas de entrada de lo público en el sector energético nacional. Se trata de propuestas que han llegado desde partidos políticos, como Podemos, o Unidas Podemos, y desde organizaciones de la sociedad civil, como la Fundación Renovables y el Observatorio de la Sostenibilidad.
Miguel
Según datos de OMIE, en el mes de abril, prácticamente el 35 de la electricidad no se vendió en el mercado marginalista sino que lo hizo en contratos bilaterales a un precio pactado mucho más bajo. Por tanto, poca o nada de la nuclear se está vendiendo ya en ese mercado marginalista que se va a intervenir, por mucho que se repita lo contrario en los medios de comunicación. De la hidráulica hay una parte que se vende en bilaterales y otra parte que e sigue vendiendo en la subasta marginal.\r\n\r\nDentro del 65% de la electricidad vendida en la subasta marginalista, básicamente está la generada con combustibles (como el gas), toda las del RECORE (renovables cogeneración y residuos) reguladas por el Gobierno, y el resto, una parte de la hidráulica y algunos productores de fotovoltaica y eólica.\r\n\r\nLlama la atención que le grandes compañías eléctricas hayan sacado del mercado marginalista a la nuclear, una parte de la hidráulica, la fotovoltaica y eólica no regulada, y el Gobierno no haya sacado a las RECORE, cuando tienen un precio regulado por el Gobierno, y como ha reconocido el propio Gobierno, están obteniendo ingresos de más a través de la subasta marginalista.
David
Qué curioso y entre todos los super pensadores que proponéis no hay ninguno en el que vea una posible solución de una empresa pública para entrar a cubrir la generación de energía a coste de producción,,?\r\nO es que no os interesa a \"energías renovables\" este modelo público y por eso no dais una opinión en ese sentido en vuestro maravilloso artículo?
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