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Torres de electricidad enfrente de una central térmica
REUTERS/Arnd Wiegmann

El precio récord de la luz, consecuencia de la sequía y de un mercado eléctrico desfasado

  • El máximo del lunes 23 es sólo un adelanto de lo que se espera este invierno

  • La generación hidráulica ha caído casi un 50% desde enero y la eólica, un 9%

  • Ese hueco se ha cubierto con quema de carbón y gas, tecnologías más caras

  • La tecnología de producción más cara marca el precio a todo el mercado

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El precio de producción, sólo un tercio de la factura

Hay que recordar que el precio de la electricidad que se fija en el mercado diario se refiere a la producción de energía y decide sólo el 35% de la factura de la luz, es decir, la parte que cobra la energía verdaderamente consumida por el usuario. El resto del recibo se paga aunque no se consuma electricidad y corresponde al alquiler de equipos, la cantidad de potencia que tengamos contratada, los impuestos y los peajes. Estos últimos incluyen otros costes del sistema eléctrico, como las redes de distribución, las primas a las renovables, los pagos por capacidad o la amortización del déficit eléctrico.

El subidón en el precio de la electricidad registrado el pasado lunes ha sido sólo un aviso de lo que puede ocurrir cuando llegue el frío. En estos momentos, al funcionamiento de un mercado eléctrico caótico y desfasado, se ha unido desde la primavera pasada una fuerte sequía que ha reducido a mínimos el recurso a las centrales hidroeléctricas, sustituidas por otras tecnologías con las que la producción de energía es más cara. Desde el verano, además, la escasez de viento también está afectando a la fijación del precio de la electricidad.

El pasado día 23 -por motivos que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ya está investigando- se multiplicó por 25 el precio pagado por 5.000 megavatios (MW) de potencia necesarios para garantizar todo el suministro eléctrico entre las siete de la tarde y las diez de la noche. Sólo por esa parte mínima del consumo de electricidad se pagaron más de 4 millones de euros.

Precio récord sin justificación

Como consecuencia de esa subida, el precio voluntario al pequeño consumidor (el PVPC que decide la factura de la luz de 12 millones de consumidores domésticos) escaló en ese tramo horario hasta superar los 180 euros por megavatio hora (MWh), su récord anual, superior al marcado en enero pasado en plena ola de frío.

Esos 5.000 MW de potencia se adquirieron mediante un servicio marginal, paralelo al mercado principal, que se utiliza como respaldo en momentos puntuales. Con él, Red Eléctrica (REE) cubre los vacíos puntuales entre oferta y demanda, pidiendo a determinadas centrales de generación que pongan a su disposición esa potencia que le falta. En ese proceso se busca la mejor oferta entre las disponibles, pero en este caso se pagaron 250 euros por MWh frente a los 10 euros que se estaba abonando en ese mismo servicio a las 10 de la mañana.

Y eso ocurrió -destacan los expertos en el sector eléctrico- sin que hubiera una demanda muy elevada ni condiciones muy diferentes a las registradas en momentos parecidos de septiembre o de este mismo mes.

La sequía y la falta de viento suben el coste

Es cierto que la sequía reinante y la escasez de viento están complicando la generación barata de electricidad. Desde enero hasta ahora, la generación hidráulica se ha desplomado un 49,5% y la eólica se ha reducido un 8,7%.

Ese hueco en la producción de electricidad ha tenido que cubrirse con la quema de carbón (cuyo uso para producción eléctrica ha subido un 33,8%) y los ciclos combinados alimentados con gas natural, a los que se ha recurrido casi un 40% más en estos diez meses, según datos de Red Eléctrica Española (REE).

Aparte de las consecuencias sobre el medio ambiente, esta sustitución no sale gratis: mientras el coste de la generación hidráulica y eólica –y, en general, mediante fuentes renovables- es muy bajo o incluso nulo, las centrales térmicas y las de ciclo combinado operan con costes elevados y volátiles, ya que dependen de la cotización del carbón y el gas en sus respectivos mercados.

Por eso, las renovables son siempre las primeras tecnologías que se utilizan para cubrir la demanda de electricidad, pero tienen una limitación importante: el agua, el viento y el sol no están siempre disponibles. Para cubrir esos vacíos, se recurre a esas otras tecnologías más caras.

La tecnología de generación más cara marca el precio a todo el mercado

Pero el auténtico problema del sistema es la forma en qué está diseñado el mercado diario que fija los precios de la producción de electricidad en España.

Así, cada día, REE fija la cantidad de energía que se necesita cada hora según sus previsiones, y los diferentes productores de electricidad ofrecen su energía al precio que consideran oportuno. Primero, se da entrada a toda la energía ofrecida a precios más bajos y después, hasta cubrir toda la demanda, se da paso a las más caras.

Una vez que se consigue toda la energía que necesita el sistema para esa hora, todos los operadores que han logrado vender al mercado cobran el mismo precio que la última tecnología que ha entrado. Es lo que se conoce como un mercado marginalista e implica que, aunque la eólica ofrezca energía a cero euros, al final cobrará el precio marcado por el ciclo combinado que ha entrado en último lugar. Es decir, toda la energía consumida se pagará al mismo precio pese a tener costes diferentes.

“De esta forma, el mercado eléctrico no refleja el coste de la producción de electricidad”, resume a RTVE.es Natalia Fabra, catedrática de Economía en la Universidad Carlos III de Madrid. “En este sistema, los operadores fijan su precio por la oferta y la demanda. Si hay sequía o hay más demanda, se sienten más fuertes y suben los precios. Otros mercados funcionan así, pero en este caso, hablamos de la electricidad, un bien básico cuyo precio afecta a las familias y a la competitividad de las empresas”, señala esta especialista en mercados eléctricos.

Según Jorge Morales de Labra -ingeniero industrial y miembro de la directiva de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético-, el problema está en que “el regulador ha cerrado los ojos y ha pensado que hay competencia perfecta, por lo que aplica un sistema que sólo funciona en mercados perfectos”.

Subastas separadas para cada tecnología, una alternativa

Para ambos expertos, igual que para muchos de los especialistas del sector eléctrico, este sistema establecido hace casi 20 años se ha quedado desfasado, ya que entonces predominaba la generación mediante centrales térmicas y nucleares, y prácticamente no había renovables ni ciclos combinados.

La principal diferencia de costes entre ambos grupos es que, mientras las tecnologías más antiguas desconocen cuánto les costará producir energía dentro de tres años (los precios de su materia prima dependen de las cotizaciones internacionales -como en el caso del gas y el carbón- o pueden variar los costes de mantenimiento - como en el caso de las nucleares, debido a averías o gestión de residuos- y de las emisiones contaminantes), las renovables lo saben desde el momento que empiezan a funcionar, ya que su coste de generación se limita a la inversión inicial más un mínimo gasto variable de mantenimiento.

“Ahora, eso de que marque el precio la última tecnología que entre no tiene sentido. Es normal que los ciclos combinados fijen su precio de generación en función de la cotización del gas, pero no tiene sentido que las centrales nucleares o los campos eólicos cobren dependiendo del precio del gas”, subraya Morales de Labra a RTVE.es.

Para solucionar esas disfunciones, los especialistas apuestan por reformar el sistema y apuntan hacia un modelo similar al de otros países, donde se establecen subastas separadas para cada tecnología, lo que hace valer la eficiencia de las más rentables e incentiva el desarrollo tecnológico.

Mercados marginales donde se maximizan beneficios

Respecto a los mercados paralelos de ajuste –donde se produjo el máximo anual del lunes-, Natalia Fabra recuerda que, en España, el 10% de toda la energía eléctrica que se consume se negocia en esos “mini-mercados”, mientras que en países del entorno sólo ocurre eso con el 0,5%.

“Esos mercados son opacos y allí se negocia una cantidad de producción muy pequeña. La energía que se vende y compra en ellos la deciden las empresas, que distribuyen su capacidad de potencia para maximizar sus ganancias. De esta forma, esas estrategias alteran el precio de mercado en beneficio de las empresas”, señala Fabra a RTVE.es.

Ese comportamiento empresarial es lógico dentro del diseño actual del mercado, según Morales de Labra. “No hacen nada ilegal, sino que aprovechan las posibilidades que ofrece el sistema: reservan potencia para entrar en mercados donde van a sacar más beneficio. El problema está en el diseño del sistema”, añade este experto, quien recuerda que el mercado diario tiene limitado el precio máximo a 180 euros por MW/hora, pero los mercados de ajuste no tienen topes.

Las renovables, claves para rebajar los precios

En cualquier modelo de fijación de precios de la electricidad, tiene que producirse mucho con fuentes renovables para reducir los precios de la energía. Pero eso es especialmente importante en el sistema español, ya que aquí -como subraya Fabra- “para que la reducción de costes de producción se traduzca en una bajada de precios tiene que haber muchas renovables que desplacen a los ciclos combinados y evitar su entrada, porque si entran, van a marcar el precio por sistema”.

En su opinión, el recorte de primas a las renovables aplicado por el Gobierno español “no es la vía para reducir costes”. “Dejando de pagar subvenciones a inversores que tenían derecho a ellas, ese recorte de primas puede convertirse en un pago en diferido cuando salgan los resultados de los arbitrajes” que están decidiendo los recursos presentados por muchos de los perjudicados.

Tanto para esta catedrática como para Morales de Labra, la clave para rebajar el coste de generación -y, con ello, los precios de la energía eléctrica- está en las renovables y en su desarrollo tecnológico. Y a ello no ayuda, por ejemplo, que la instalación de nueva potencia renovable haya estado paralizada durante 5 años –este año se han lanzado nuevas macroadjudicaciones de eólicas-, o las normativas que penalizan el autoconsumo.

Frente a los que argumentan que siempre tienen que mantenerse respaldos de gas o carbón para cuando las renovables no funcionen por falta de viento, agua o sol, este ingeniero industrial recuerda que existen renovables “gestionables”, cuya producción de energía puede administrarse, como el bombeo de agua de mar o la biomasa.

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