Por qu¨¦ hay que vigilar el precio de la energ¨ªa el¨¦ctrica en Espa?a
La electricidad es un bien b¨¢sico por lo que deber¨ªa analizarse su precio y evitar la volatilidad actual
Los precios de la energ¨ªa el¨¦ctrica en Espa?a se han incrementado notablemente durante el mes de enero, provocando la l¨®gica preocupaci¨®n de los consumidores, ya que de forma directa o indirecta esos mayores precios se traducen en facturas de la luz m¨¢s caras.
La realidad es que enero ha sido el punto ¨¢lgido de una trayectoria de precios de la electricidad altos cuyo origen habr¨ªa que situar en abril de 2016. Desde entonces, el precio medio mensual del kWh (kilovatio hora) para el consumidor dom¨¦stico del PVPC (Precio Voluntario al Peque?o Consumidor, la antigua Tarifa de ?ltimo recurso, al que est¨¢n 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 relaci¨®n a los de diciembre), aunque en febrero se est¨¢n moderando de nuevo. As¨ª pues, resulta interesante analizar la estructura de formaci¨®n del precio de la energ¨ªa el¨¦ctrica en el ¨²ltimo mes y, singularmente, en el mi¨¦rcoles 25 a las nueve de la noche, momento en que se dio el precio m¨¢ximo de 0,181 euros por kWh.
Mercado el¨¦ctrico
El punto de partida lo constituye el precio del punto de corte de las ofertas de demanda y de generaci¨®n 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 p¨¦rdidas en las redes, estimadas en un 19,6% por Red El¨¦ctrica Espa?ola (REE), el precio efectivo para el consumidor se convierte en 0,122 euros por kWh.
La demanda del sistema peninsular espa?ol fue de 39.630 MWh (megavatio hora), un valor alto condicionado por la ola de fr¨ªo que afectaba a toda Europa, pero lejos todav¨ªa del m¨¢ximo hist¨®rico de 45.450 MWh que se dio en diciembre 2007. El intercambio neto del sistema espa?ol era exportador de 1.100 MWh (con Francia, Andorra, Portugal y Marruecos) debido fundamentalmente a la utilizaci¨®n al m¨¢ximo de la capacidad de exportaci¨®n a Francia de 2.200 MWh, con problemas en sus centrales nucleares.
En cuanto a la generaci¨®n, la mayor aportaci¨®n correspondi¨® a los ciclos combinados (29%), seguidos por carb¨®n (21%), nuclear (18%), hidr¨¢ulica (13%), cogeneraci¨®n y residuos (11%) y e¨®lica (8%). Es de destacar la poca aportaci¨®n solar, e¨®lica e hidr¨¢ulica: por tratarse de hora nocturna, la aportaci¨®n solar fue de ¨²nicamente 46 MWh; la situaci¨®n de anticicl¨®n limit¨® la producci¨®n e¨®lica a 3.250 MWh (sobre un m¨¢ximo de 23.000 MW instalados) y las reservas hidr¨¢ulicas estaban a un nivel del 40%.
La cobertura de la demanda estaba suficientemente garantizada ya que la generaci¨®n 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 (relaci¨®n entre la potencia disponible y la demanda), bastante superior a 1,10 que se considera debe ser el adecuado en un sistema el¨¦ctrico.
La oferta de generaci¨®n que marc¨® precio fue una doble, de ciclo combinado e hidr¨¢ulica de agua almacenada. A falta de mayores precisiones, la explicaci¨®n 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 Ib¨¦rico de Gas (MIBGAS), un 50% superiores al del resto de mercados gas¨ªsticos europeos. En cuanto a las centrales hidr¨¢ulicas, no ofertan a su coste marginal (que es pr¨¢cticamente nulo) sino al coste de oportunidad, que toma como referencia la situaci¨®n 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 generaci¨®n que marc¨® el precio marginal fue hidr¨¢ulica de bombeo, mientras que en las tres horas siguientes lo hicieron hidr¨¢ulica de agua almacenada, hidr¨¢ulica 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 ¨²nicamente 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 comercializaci¨®n regulado (28%), el servicio de interrumpibilidad (20%) y la financiaci¨®n del Operador del Mercado (OMIE) y del OS (2%).
Hay que se?alar que el margen variable de comercializaci¨®n se ha incorporado recientemente, tras la sentencia del Tribunal Supremo de 3 noviembre de 2015 exigiendo una metodolog¨ªa de c¨¢lculo del margen regulado que cubra la actividad de los comercializadores de referencia. Est¨¢ a¨²n pendiente la metodolog¨ªa correspondiente a la financiaci¨®n de los operadores.
El cuarto y ¨²ltimo componente es el t¨¦rmino variable del peaje, 0,044 euros por kWh. De nuevo, est¨¢ pendiente la metodolog¨ªa de c¨¢lculo y asignaci¨®n de los peajes destinados a la financiaci¨®n de los costes de las redes, as¨ª como de otros costes actualmente incluidos (retribuci¨®n a renovables, cogeneraci¨®n y residuos, retribuci¨®n a la generaci¨®n extrapeninsular, anualidad del d¨¦ficit y financiaci¨®n de la CNMC, entre otros).
Evitar la volatilidad de precios
La electricidad es un bien b¨¢sico, por lo que deber¨ªa vigilarse estrechamente su precio y evitar, en la medida de lo posible, que los peque?os consumidores sufran la volatilidad de precios que se est¨¢ dando en la actualidad. Resulta sorprendente las escasas, por no decir nulas, explicaciones dadas por OMIE, OS y CNMC en el ¨¢mbito de sus responsabilidades; adem¨¢s los consumidores agradecer¨ªan sin duda un poco de pedagog¨ªa en momentos de mar agitada.
La situaci¨®n de precios altos de la energ¨ªa el¨¦ctrica de enero puede volver a darse. La demanda no presenta valores inusualmente altos y es la oferta de generaci¨®n, condicionada por los costes marginales del gas, la producci¨®n e¨®lica y la utilizaci¨®n de las centrales hidr¨¢ulicas, la que va a determinar los precios del mercado el¨¦ctrico en los pr¨®ximos meses.
El precio de la energ¨ªa el¨¦ctrica no solo depende del mercado el¨¦ctrico. Ser¨ªa importante que el resto de componentes (servicios de ajuste, otros costes y peaje) incidiese lo m¨ªnimo imprescindible y que su aplicaci¨®n estuviese sustentada en metodolog¨ªas precisas y transparentes.
Jos¨¦ Luis Sancha. Autor del libro ¡°Presume de entender (a fondo) las facturas de la luz y del gas¡±.
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