La montaña rusa del mercado eléctrico alimenta las dudas sobre su funcionamiento

En 2007, la subida del precio de la tortilla de maíz sacó a las calles de México a miles de personas y obligó al Gobierno a firmar un acuerdo para estabilizarlo. En 2013, el incremento del precio del billete de transporte público generó violentos disturbios en Brasil. Y en 2018, los chalecos amarillos sembraron el caos en Francia durante meses ante el aumento del precio de los carburantes. Cuando un bien o servicio que se utiliza cotidianamente sube de precio, las reacciones pueden llegar a ser viscerales. Y en España el precio de la electricidad vive en una montaña rusa. En escalada desde hace semanas, las tarifas por tramos horarios dejan diferencias pasmosas. El pasado domingo a las cuatro de la tarde marcó un precio de 7 euros por megavatio; dos días después, el martes a las ocho de la mañana se encaramaba al máximo histórico con una cotización de 111 euros. Por eso, el repunte de lo que se paga por la luz en España se ha convertido en una cuestión explosiva políticamente. Y, a diferencia de otras controversias, la asignación de culpas se difumina: unos señalan al Gobierno —que ha decidido rebajar la fiscalidad de la energía—, otros acusan a las eléctricas de multiplicar sus ingresos a costa del bolsillo de los ciudadanos, y el resto apunta a la propia dinámica del mercado, con el precio del gas disparado y los derechos de emisión de dióxido de carbono encareciéndose.

¿Un problema del mercado?

Los precios en el mercado diario se fijan a través de un proceso de casación en el que las comercializadoras y generadoras de electricidad lanzan sus ofertas para cada hora del día siguiente: las fuentes más baratas —nuclear y renovables—, son las primeras en entrar; las más caras —como el ciclo combinado—, son las últimas. Pero finalmente todas las centrales acaban recibiendo el precio de la última oferta que cubre la demanda, la más cara, independientemente de sus costes de producción. Esto es lo que se denomina sistema marginalista, por el que la última energía en entrar en el sistema marca el precio del resto.

El sistema no es exclusivo de España: se utiliza en toda la UE, pero varios expertos consultados le ven margen de mejora. Natalia Fabra, Catedrática de Economía de la Universidad Carlos III de Madrid, explica que el mercado eléctrico es atípico frente a otros. Mientras en el caso del audiovisual la tecnología dominante —ya sea VHS, DVD, Blu-Ray o streaming—, suele desplazar a las otras e imponerse, en la electricidad hay una coexistencia irremediable. “Nos gustaría que todo fuera hidráulico como en Noruega, pero hay una limitación natural. Luego tenemos limitaciones legales a las nucleares porque no queremos tener más. Y renovables como la eólica y la fotovoltaica son intermitentes, no se pueden almacenar, por lo que no nos garantizan el suministro cuando no corre el viento ni brilla el sol”.

Esas barreras hacen que sea necesario que a veces las centrales de ciclo combinado entren en juego para cubrir la demanda de energía, y en medio de los altos precios del gas y de la escalada de los derechos de emisiones de CO₂ por el objetivo de Bruselas de descarbonizar la economía, el hecho de que el precio que se paga a todos los generadores lo determine el último megavatio (MWh) que entra en el mercado, casi siempre procedente de las centrales de ciclo combinado, encarece al mismo nivel la fotovoltaica, la eólica o la nuclear.

Fabra cree que el sistema de casación de precios funciona bien al ir incluyendo primero las energías más baratas, pero que luego no es el más eficiente. “No hay ninguna razón para que a todas ellas les paguemos como a la más cara. Tenemos que desligar la casación de la liquidación”, reclama. Y se vale de una comparación similar a la que ha hecho célebre el periodista de la Cadena SER, Aimar Bretos, para ilustrarlo. “Es como si pagásemos las salchichas de cerdo a precio de solomillo”, dice en referencia a los ingresos extra que reciben las eléctricas por energías tan baratas como las renovables, sin apenas costes de mantenimiento, y que dependen de factores naturales gratuitos para funcionar.

Jorge Morales, portavoz de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético, comparte ese diagnóstico. Y pone de ejemplo el caso francés, que no incluye a su potente sistema de centrales nucleares en el mercado mayorista, y donde el porcentaje de energía que se negocia en el volátil mercado diario es menor, priorizando en su lugar más contratos a largo plazo. “Que haya un precio marginal no quiere decir que todas las centrales tengan que cobrar ese precio marginal. No es sencillo ver dónde está el límite entre la libertad de empresa y el abuso de una posición de dominio para manipular un mercado esencial”, critica.

Morales lamenta que en algunas subastas en las que el gas se ha quedado fuera, la hidroeléctrica ha ocupado su lugar vendiéndose no basándose en sus costes, muy reducidos, sino en el precio que habría si no estuvieran ellas y el gas entrase en el sistema. Natalia Fabra es partidiaria, en esos casos, de revisar las concesiones públicas de instalaciones hidráulicas. “Lo más escandaloso es que están produciendo ese megavatio hora con un recurso público que es el agua, nos tendrían que pagar el valor de lo que están explotando”.

Una volatilidad extrema

Es difícil encontrar un activo con un precio tan volátil como la electricidad. Ni siquiera el bitcoin oscila tanto. Los cambios de esta semana son un buen ejemplo: el martes tocó en España los 111,36 euros por megavatio/hora (MWh), y para este sábado está previsto un mínimo de 73,49 euros. Ampliando el foco, el 31 de enero llegó a estar en solo 1,42 euros, dando paso a uno de los meses de febrero con la energía más barata de los últimos años debido al impulso a la eólica de varias ciclogénesis y al deshielo del temporal Filomena, que abarató la hidráulica. Francisco Valverde, responsable de Renovables en Menta Energía, cree que no vale ser críticos con el sistema solo en momentos puntuales.“El año pasado, cuando estábamos con precios de derribo, o en febrero, nadie decía que el sistema fuera malo. Es el que fomenta más eficiencia y más competitividad. Tenemos una serie de generadores luchando. Si uno lanza una oferta por encima no cobra y se tiene que buscar la vida, puede tener problemas, porque supondría no hacer negocio o hacer uno peor si la colocan en otro mercado”.

Valverde recuerda que las subidas de precios han sido generalizadas en Europa, y que el Reino Unido e Italia suelen tener precios más caros que el español. Aunque se admira de casos como los de los países nórdicos, a los que llama con humor “los extraterrestres”. El mix de dichos países, con gran presencia de hidráulica y nuclear, les hace mucho menos dependientes del gas o los derechos de emisión. “Nosotros rondamos los 90 euros en julio y ellos los 55 euros, hay una diferencia muy grande”, explica.

Algunas de las grandes eléctricas no solo están en el negocio de la generación, sino también en el de la comercialización directa a los clientes. Pero también hay operadoras independientes como Iner Energía, con sede en Albacete y una cartera de 11.000 clientes. Pedro Monasor, cofundador y trader (operador de activos financieros) de la empresa, explica que suele comprar unos 100.000 euros diarios en el mercado. Como esta compañía, hay cientos de comercializadoras que cada día acuden al mercado para comprar tras calcular cuánta energía necesitarán sus clientes. Al hacer las adquisiciones, adelantan el dinero antes de recibirlo de sus clientes, “La subida de precios para nosotros es una faena, no es como para una gran empresa de generación de energía, a nosotros nos quita liquidez”.

El precio también depende de la demanda. Cuando es escasa, es más sencillo cubrirla con energía procedente de fuentes renovables más baratas. Pero todavía es necesario el uso de otras, porque no se produce la suficiente electricidad limpia. Y pese a todas las inversiones en marcha, ese momento puede ser todavía lejano: Jorge Morales calcula que España puede tardar 15 años en alcanzar un mix íntegramente renovable.