Por qué hay que vigilar el precio de la energía eléctrica en España
La electricidad es un bien básico por lo que debería analizarse su precio y evitar la volatilidad actual
Los precios de la energía eléctrica en España se han incrementado notablemente durante el mes de enero, provocando la lógica preocupación de los consumidores, ya que de forma directa o indirecta esos mayores precios se traducen en facturas de la luz más caras.
La realidad es que enero ha sido el punto álgido de una trayectoria de precios de la electricidad altos cuyo origen habría que situar en abril de 2016. Desde entonces, el precio medio mensual del kWh (kilovatio hora) para el consumidor doméstico del PVPC (Precio Voluntario al Pequeño Consumidor, la antigua Tarifa de Último recurso, al que están acogidos un 46,5% de los clientes) ha aumentado un 70%, pasando de 0,087 euros por kWh a 0,147 euros por kWh. En enero se han agudizado las tensiones de precios (subieron un 13% en relación a los de diciembre), aunque en febrero se están moderando de nuevo. Así pues, resulta interesante analizar la estructura de formación del precio de la energía eléctrica en el último mes y, singularmente, en el miércoles 25 a las nueve de la noche, momento en que se dio el precio máximo de 0,181 euros por kWh.
Mercado eléctrico
El punto de partida lo constituye el precio del punto de corte de las ofertas de demanda y de generación en el mercado horario, que fue de 0,102 kWh, precio excepcionalmente alto que no se daba desde los 0,112 euros por kWh de 2013. Hay que tener en cuenta que debido a las pérdidas en las redes, estimadas en un 19,6% por Red Eléctrica Española (REE), el precio efectivo para el consumidor se convierte en 0,122 euros por kWh.
La demanda del sistema peninsular español fue de 39.630 MWh (megavatio hora), un valor alto condicionado por la ola de frío que afectaba a toda Europa, pero lejos todavía del máximo histórico de 45.450 MWh que se dio en diciembre 2007. El intercambio neto del sistema español era exportador de 1.100 MWh (con Francia, Andorra, Portugal y Marruecos) debido fundamentalmente a la utilización al máximo de la capacidad de exportación a Francia de 2.200 MWh, con problemas en sus centrales nucleares.
En cuanto a la generación, la mayor aportación correspondió a los ciclos combinados (29%), seguidos por carbón (21%), nuclear (18%), hidráulica (13%), cogeneración y residuos (11%) y eólica (8%). Es de destacar la poca aportación solar, eólica e hidráulica: por tratarse de hora nocturna, la aportación solar fue de únicamente 46 MWh; la situación de anticiclón limitó la producción eólica a 3.250 MWh (sobre un máximo de 23.000 MW instalados) y las reservas hidráulicas estaban a un nivel del 40%.
La cobertura de la demanda estaba suficientemente garantizada ya que la generación disponible no utilizada en esa hora fue de 17.000 MW, la mayor parte ciclos combinados, lo que da un margen de reserva de 1,42 (relación entre la potencia disponible y la demanda), bastante superior a 1,10 que se considera debe ser el adecuado en un sistema eléctrico.
La oferta de generación que marcó precio fue una doble, de ciclo combinado e hidráulica de agua almacenada. A falta de mayores precisiones, la explicación aportada hasta ahora indica que los costes marginales de las centrales de gas de ciclo combinado reflejaban una coyuntura de precios altos del gas, agravada por precios del Mercado Ibérico de Gas (MIBGAS), un 50% superiores al del resto de mercados gasísticos europeos. En cuanto a las centrales hidráulicas, no ofertan a su coste marginal (que es prácticamente nulo) sino al coste de oportunidad, que toma como referencia la situación del mercado y las expectativas a medio plazo, tanto del precio de la electricidad como de las reservas de agua.
En las tres horas precedentes, la generación que marcó el precio marginal fue hidráulica de bombeo, mientras que en las tres horas siguientes lo hicieron hidráulica de agua almacenada, hidráulica de bombeo y ciclo combinado respectivamente.
Resto de componentes
El segundo componente que incide en el precio en esa hora son los servicios de ajuste gestionados por el Operador del Sistema (OS), de 0,005 euros por kWh (el 80% corresponde al coste de la reserva de potencia adicional a subir, servicio que el OS únicamente contrata en determinadas situaciones).
El tercer componente es un conjunto de cargos destinados a cubrir costes diversos, y supone un coste resultante de 0,011 euros por kWh. Se trata del pago por capacidad (50%), el margen variable de comercialización regulado (28%), el servicio de interrumpibilidad (20%) y la financiación del Operador del Mercado (OMIE) y del OS (2%).
Hay que señalar que el margen variable de comercialización se ha incorporado recientemente, tras la sentencia del Tribunal Supremo de 3 noviembre de 2015 exigiendo una metodología de cálculo del margen regulado que cubra la actividad de los comercializadores de referencia. Está aún pendiente la metodología correspondiente a la financiación de los operadores.
El cuarto y último componente es el término variable del peaje, 0,044 euros por kWh. De nuevo, está pendiente la metodología de cálculo y asignación de los peajes destinados a la financiación de los costes de las redes, así como de otros costes actualmente incluidos (retribución a renovables, cogeneración y residuos, retribución a la generación extrapeninsular, anualidad del déficit y financiación de la CNMC, entre otros).
Evitar la volatilidad de precios
La electricidad es un bien básico, por lo que debería vigilarse estrechamente su precio y evitar, en la medida de lo posible, que los pequeños consumidores sufran la volatilidad de precios que se está dando en la actualidad. Resulta sorprendente las escasas, por no decir nulas, explicaciones dadas por OMIE, OS y CNMC en el ámbito de sus responsabilidades; además los consumidores agradecerían sin duda un poco de pedagogía en momentos de mar agitada.
La situación de precios altos de la energía eléctrica de enero puede volver a darse. La demanda no presenta valores inusualmente altos y es la oferta de generación, condicionada por los costes marginales del gas, la producción eólica y la utilización de las centrales hidráulicas, la que va a determinar los precios del mercado eléctrico en los próximos meses.
El precio de la energía eléctrica no solo depende del mercado eléctrico. Sería importante que el resto de componentes (servicios de ajuste, otros costes y peaje) incidiese lo mínimo imprescindible y que su aplicación estuviese sustentada en metodologías precisas y transparentes.
José Luis Sancha. Autor del libro “Presume de entender (a fondo) las facturas de la luz y del gas”.
