Los precios en máximos de la electricidad amenazan con no bajar a corto plazo

No hay borrasca ni frío polar. Pero una nueva tormenta perfecta está sacudiendo el sector energético. Después del temporal Filomena, que en enero disparó el precio de la electricidad hasta niveles históricos, el mercado mayorista ha vuelto a tocar cotas que quedarán marcadas en las estadísticas. En paralelo, la gasolina lleva meses encareciéndose, hasta alcanzar picos que no se veían desde finales de 2014. Y las perspectivas, por lo menos en el corto...

No hay borrasca ni frío polar. Pero una nueva tormenta perfecta está sacudiendo el sector energético. Después del temporal Filomena, que en enero disparó el precio de la electricidad hasta niveles históricos, el mercado mayorista ha vuelto a tocar cotas que quedarán marcadas en las estadísticas. En paralelo, la gasolina lleva meses encareciéndose, hasta alcanzar picos que no se veían desde finales de 2014. Y las perspectivas, por lo menos en el corto plazo, no son que la situación afloje.

El resultado de esta escalada amenaza con convertirse en una losa cada vez más pesada para el consumidor tras un año nefasto. El precio del barril Brent, de referencia en Europa, ha superado los 70 dólares, desde los 20 del inicio de la pandemia. La reactivación de la actividad tras los confinamientos y el recorte de la producción dictado por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) están detrás del repunte. Los carburantes han seguido la estela. El litro de gasolina en España ya ha tocado su nivel más elevado de los últimos siete años. Y el precio del gas también está por las nubes tras el alza de la demanda.

¿Está llegando un nuevo superciclo de las materias primas? Los analistas son cautos. Ante todo consideran que la salida de la crisis está causando un desacoplamiento entre oferta y demanda. Mientras tanto, las metas de reducción de emisiones marcadas por las grandes economías añaden presión al mercado y están dejando una profunda huella en los precios de la electricidad, en máximos en toda Europa y en España, donde el debate ya ha saltado al terreno político.

El Gobierno ha anunciado que estudia medidas “extraordinarias” en el corto plazo en el ámbito fiscal, ante unos precios diarios en el mercado mayorista que llevan semanas por encima de los 80 euros. En 2018, el primer Ejecutivo de Pedro Sánchez ya suspendió, durante seis meses, el impuesto de generación eléctrica, un tributo del 7% a la producción que abonan las empresas, pero que repercute sobre el consumidor. El Gobierno también estudia tocar el IVA, del 21%, una decisión que deberá consultar con Bruselas.

Natalia Fabra, catedrática de Economía de la Universidad Carlos III de Madrid, explica que la retirada de derechos de emisión para avanzar en la neutralidad climática está teniendo un efecto dominó: ha empujado al alza el coste de generar CO₂ ―viaja por encima de los 50 euros por tonelada, frente a los 24 prepandemia― y ha encarecido aún más el gas, ya en precios elevados. “Ambos están disparados. Si nos fijamos en los mercados de futuros van a seguir altos y puede que el CO₂ suba aún más”, alerta. La previsión es que se mantengan por las nubes hasta entrado por lo menos 2022. “No es sostenible un año así. Bajar impuestos crea un agujero que se va a acabar tapando por otro lado. Y no estamos ante Filomena. Es una situación estructural. La solución solo puede pasar por un cambio en cómo se retribuyen las tecnologías”, añade.

En el mercado mayorista de la electricidad ―también conocido como pool― se fija un precio para cada hora del día en función de un algoritmo diseñado a nivel europeo. Las ofertas de venta se ordenan de las más baratas a las más caras: primero entran nuclear y renovables, las más económicas; las últimas son las tecnologías que emplean combustibles fósiles, como el ciclo combinado. El punto de encuentro entre las ofertas de venta y de compra determina el precio de la electricidad y la retribución de las centrales. La singularidad es que todas las plantas se retribuyen en función del precio que marca la última tecnología que entra en el pool para cubrir la demanda ―precio marginal―, independientemente de sus costes de producción. Este sistema da lugar los famosos windfall profits: beneficios caídos del cielo que reciben hidroeléctricas y nucleares cuyas obras ya están amortizadas.

Medidas estructurales

“¿Por qué pagamos 90 euros a una hidroeléctrica cuando su coste de producción no es de más de 10? Hagamos una auditoría regulatoria. Analicemos los costes de las centrales y establezcamos cuál es el precio justo y razonable [como ocurre en otros países]”, propone Fabra. “Paradójicamente, Europa impulsa la transición energética, pero promulga mecanismos que hacen que sea socialmente inviable. Hay que acelerar las reformas estructurales, este diseño de mercado no nos lleva a nada. Es una bomba social”.

España, que por su escasa interconexión con otros mercados alcanza picos aún más elevados que el resto de Europa cuando hay desequilibrios, registró el miércoles máximos en el mercado mayorista: el megavatio hora (MWh) se situó en una media diaria de 94,63 euros, el tercer precio más elevado de la historia y el más alto de los países del entorno. Estas cotas coinciden con la puesta en marcha de un nuevo sistema tarifario basado en tres periodos horarios ―horas valle, llanas y punta―, y que en nada influye en este repunte de precios.

“La nueva factura no tiene nada que ver con estos precios. A la mayoría de consumidores [del mercado regulado por el Estado] les va a salir más barato”, asegura Enrique García, portavoz de la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU). “Ha sido una mala coincidencia”, explica igualmente Fabra.

El consumo de energía solo supone cerca de un tercio del precio final del recibo. Algo más de un 20% son impuestos ―IVA e impuesto eléctrico― y el resto se reparte entre cargos y peajes ―lo que se paga por el transporte y la distribución de electricidad hasta los hogares―. García defiende rebajas fiscales para el corto plazo, en particular reducir el IVA del 21% al 10%. Pero considera prioritario reformar el mercado y el sistema de retribución. “Estamos en una situación anómala”, zanja.

El Gobierno ya tiene sobre la mesa dos proyectos de índole estructural que se sumarán en los próximos años a la instalación de una mayor capacidad renovable: el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico, con el que pretende abaratar un 13% la factura en un lustro sacando el coste de las primas a las renovables, y un anteproyecto de ley para limitar el dividendo del carbono que reciben las centrales no emisoras para frenar la sobrerretribución de nucleares e hidroeléctricas, con un impacto de unos 1.000 millones. Pero hará falta tiempo para que se implementen.

Jorge Morales de Labra, ingeniero experto en el sector eléctrico, sugiere una batería de medidas que van desde el diseño del mercado a la fiscalidad. Entre ellas, propone que la recaudación por el impuesto de generación y por el incremento en los precios del CO₂ vaya a rebajar los costes regulados del recibo de forma inmediata, basándose en las cotizaciones actuales sin esperar el cierre de ejercicio. También plantea realizar ajustes posteriores a la formación de precios con topes a las retribuciones. “Que el Gobierno haya puesto negro sobre blanco que hay centrales que ganan más de lo que se esperaban es admitir que hay windfall profits”, subraya. “Es ahora o nunca: hay que cambiar las reglas de juego”.