El precio disparado de la luz encona la polémica sobre el sistema eléctrico

La escalada del precio de la electricidad se ha vuelto imparable y ya ha convertido 2021 en el año más caro de la historia. Esta semana el mercado mayorista ha batido récord durante cinco días seguidos, hasta alcanzar el viernes los 117,29 euros el megavatio-hora (MWh), una media diaria nunca vista antes. Y, como siempre ocurre ante fuertes repuntes ―no así con las bajadas―, el incremento ha desatado la enésima bronca política y las propuestas para reformar el sistema. Mientras que la oposición reclama medidas contundentes para frenar la escalada, el Gobierno ha llegado a culpar a los anteriores Ejecutivos del encarecimiento y defiende que ya ha adoptado acciones urgentes para reducir el impacto sobre el bolsillo del consumidor: la bajada del IVA del 21% al 10% y la suspensión del impuesto de generación.

Pese al rifirrafe político, las reglas del mercado son iguales en toda Europa y todos los mercados vecinos llevan días en máximos. Detrás de la subida están los precios disparados del gas en los mercados internacionales, por encima de los 40 euros el MWh frente a los 12 de hace un año, efecto de los recortes por parte de Rusia y de un invierno frío en Asia y Europa que ha vaciado las reservas. Los mercados de futuros apuntan a que no bajarán hasta entrada la primavera de 2022. “Los almacenamientos se están reponiendo muy lentamente por los precios tan caros, y los compromisos ambientales han frenado las inversiones en nuevos proyectos gasistas, lo que aumenta aún más el precio”, señala Joaquín Giráldez, socio de la consultora Ingebau.

El otro elemento de desequilibrio es el mercado europeo de los derechos de emisión del CO₂. Se trata de títulos limitados que dan a la industria el permiso de contaminar, y la decisión de Bruselas de recortarlos ha elevado su precio por encima de los 55 euros la tonelada, el doble que en 2020. Un reciente informe del Banco de España concluye que la mitad del encarecimiento de la electricidad se explica por el precio del gas; otro 20% se debe a los derechos de emisión. A ello se suma el aumento de la demanda causado por la ola de calor, y la baja producción eólica típica de este periodo del año.

El uso del gas como tecnología de respaldo y la débil interconexión de España con los países vecinos tampoco ayudan. El mismo problema lo comparten Italia y el Reino Unido, que en estos días han marcado precios superiores a los ibéricos. Francia, por el gran peso de la energía nuclear ―más barata―, y Alemania, conectada con los nórdicos ―que tienen precios más bajos― han marcado cotas inferiores aunque elevadas, explica Antonio Delgado, socio fundador y consejero delegado de la consultora AleaSoft. “El mercado eléctrico español, como el europeo, ha funcionado bien durante más de 20 años. En estos momentos, desde hace unos meses, se ha roto el equilibrio”, resume.

Bruselas, por su parte, ha sido contundente: el actual sistema de fijación de precios es el más eficiente y no va a cambiar las reglas del juego. Este funciona a través de un algoritmo diseñado a escala europea por el cual las ofertas de venta de energía se ordenan de las más baratas (energías que usan recursos naturales, como las renovables, y la nuclear) a las más caras (las que emplean combustibles fósiles como el gas). El cruce con las ofertas de compra fija un precio distinto de la electricidad cada hora del día, al cual se retribuyen todas las centrales que participan en la puja. Es decir: marca el precio la última tecnología que entra, la más cara. Si renovables y nuclear logran cubrir toda la demanda, el precio será bajo; al contrario, será alto si se necesita tirar de combustibles fósiles, más aún ahora que los precios del gas y del CO₂ están disparados. “La electricidad tan cara es por el mix que tenemos, por los precios del gas, la política europea de los derechos de emisión y la fiscalidad española. Esto no se arregla con parches, el problema es a largo plazo”, resume Giráldez.

Medidas

El Gobierno tiene dos medidas estructurales sobre la mesa con las cuales pretende abaratar la factura en un 15% en los próximos años. La primera es una fórmula para reducir los llamados windfall profits ―beneficios caídos del cielo― que reciben las centrales no contaminantes, principalmente nuclear e hidráulica, por el encarecimiento del CO₂. La segunda es la creación de un fondo (Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico o FNSSE) para sacar del recibo en un plazo de cinco años el coste de las primas a las renovables, y repartirlo entre todos los comercializadores energéticos, incluidos los de gas e hidrocarburos. La fórmula elegida para impulsar ambas medidas, el proyecto de ley, retrasará sin embargo su entrada en vigor, y ha hecho que salten chispas entre los socios del Gobierno: Unidas Podemos ha reclamado al PSOE que acelere su tramitación vía decreto.

Carlos Martín, responsable de operaciones en la empresa de consultoría energética Enerjoin, considera “justa” la creación de un fondo para repartir los costes de las primas a las renovables, aunque alerta de que las empresas podrán repercutirlos sobre los consumidores y que los plazos establecidos son demasiado amplios. “Cinco años es mucho tiempo. Habría que hacerlo en dos, porque en 2022 los precios de la electricidad seguirán altos”, zanja. El proyecto para minorar los dividendos del CO₂, al contrario, le causa recelos: “Puede dar pavor a los inversores en cuanto a seguridad jurídica”.

Los récords marcados en el pool ―como se conoce el mercado mayorista― también han llevado a la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, a considerar una vieja propuesta de Unidas Podemos: la creación de una empresa pública que gestione las plantas hidroeléctricas, actualmente operadas por compañías privadas bajo concesión. Estas centrales llegan a marcar en el mercado precios estelares, pese a emplear un recurso natural y tener instalaciones amortizadas.

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“El agua marca precios altos porque las empresas intentan maximizar beneficios. Toma el mismo precio que el gas por el famoso coste de oportunidad: desembalsar cuando los precios son altos”, resume Francisco Valverde, analista y responsable de renovables en Menta Energía. “Las futuras concesiones podrían ser solo por el mantenimiento, y no por la gestión. Que la decisión sobre cuándo y cuánta agua hay que soltar sea en beneficio del sistema y no para una empresa”. Según sus cálculos, en el mes de agosto, hasta ahora el más caro de la historia, la hidroeléctrica ha fijado el precio en más de un 55% de las horas. Pero también en este caso habrá que esperar: el grueso de las concesiones no expira hasta dentro de 10 años, y el Gobierno ha descartado romper contratos antes de tiempo.

Mientras tanto, los precios disparados se han comido ya cerca de dos tercios de la rebaja del IVA, impactando en todos los consumidores con tarifa regulada ―un 40% del total― o del mercado libre pero igualmente con tarifa indexada al mercado. A la larga, también se verán afectados los demás clientes del mercado libre ―que cuentan con un precio para el kilovatio-hora pactado de antemano―, ya que las comercializadoras renegocian los contratos en función de las previsiones de mercado, que están por las nubes hasta al menos finales de año.

Martín, de Enerjoin, insiste en que ahora no se puede hacer nada en el ámbito de mercado. “Solo se puede actuar fuera de ello: mantener la bajada del IVA y la suspensión del impuesto de generación, ver qué hacer con el impuesto eléctrico y los tramos horarios de la nueva tarifa, acelerar la creación del fondo de sostenibilidad. No hay muchas vías”, resume. Pero añade que la nueva instalación de capacidad renovable y el avance en la transición ecológica pueden brindar en el futuro una bajada drástica en los precios. “Si cumplimos con los compromisos, en el medio plazo vamos a ser como los nórdicos, con precios por debajo de los 40 euros e incluso en el largo de plazo por debajo de los 30. Pero toda transición tiene su coste”.