El precio de la electricidad baja este s¨¢bado por segundo d¨ªa consecutivo, hasta los 134,89 euros por megavatio hora

El precio de la energ¨ªa para el mercado mayorista ser¨¢ ma?ana de 134,89 euros el megavatio hora de media. No obstante, el pico m¨¢ximo, que se producir¨¢ a las 22.00, se eleva a 152,27 euros, una cota hist¨®rica. El m¨ªnimo se sit¨²a en 106,30 euros MWh para las 17.00, por lo que se produce una horquilla muy abierta entre ambas cotas. Este precio supone cierto alivio frente a los de los d¨ªas anteriores. El precio del viernes fue de 137,7 euros MWh de media, con un m¨¢ximo de 147,57 euros a las 22.00 y un m¨ªnimo de 119,42 a las 17.00. Pero no deja de ser un espejismo, ya que los fines de semana el mercado se da un respiro porque todas las horas son valle (las m¨¢s baratas). Por eso, hay que esperar al lunes para evaluar el comportamiento.

Seg¨²n datos obtenidos del simulador de la Comisi¨®n Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), el precio de la energ¨ªa ha pasado de representar aproximadamente el 25% del total del coste de la factura de la luz al 51,5%, dejando un 35% a los peajes (el coste de las redes de transporte y distribuci¨®n) y cargos (costes asociados al fomento de las renovables, a las extrapeninsulares y las anualidades del d¨¦ficit de tarifa) y un 13,5% al IVA (el de electricidad, un 7,06% sobre la generaci¨®n que luego las empresas repercuten en la factura, se ha suprimido temporalmente y el IVA se redujo tambi¨¦n de forma temporal del 21% al 10%).

Las oscilaciones en el precio diario afectan a los consumidores acogidos a la tarifa regulada (PVPC), unos 10,5 millones, mientras que est¨¢n exentos los que est¨¢n en el mercado libre (unos 17 millones) y que negocian el precio con las comercializadoras. No obstante, los consumidores de este segmento tambi¨¦n ver¨¢n la repercusi¨®n en sus contratos, normalmente referenciados a una serie de cl¨¢usulas.

El aumento, que se ha producido de forma casi diaria desde el pasado mes de junio y ha ido marcando m¨¢ximos hist¨®ricos, se debe al alto precio del gas y de los derechos de emisi¨®n de CO?, que son los que marcan el alza en el pool el¨¦ctrico (el mercado mayorista). A ello se sumaron durante el verano la menor contribuci¨®n de las renovables en el mix energ¨¦tico (al haber poco viento, han entrado en funcionamiento los ciclos combinados que consumen gas, m¨¢s caro, y fijan el precio marginal) y las altas temperaturas, que en algunos lugares del pa¨ªs superaron los 40 grados. Ahora, sin las altas temperaturas, han seguido en aumento, mientras los precios del mercado de futuros del gas natural auguran que la energ¨ªa va a seguir en cotas m¨¢ximas hasta bien entrado 2022. En el caso del CO?, el precio ha superado los 60 euros la tonelada.

Esto afecta a todos los pa¨ªses, aunque Francia, Alemania y los pa¨ªses de Europa central marcan precio mucho m¨¢s bajos que Espa?a, Portugal, Italia o Grecia. En Francia, ma?ana ser¨¢ de 107,35 euros MWh; en Alemania, 106,88, y en Polonia, 98,22. En Italia, por el contrario, ser¨¢ 136,36 y Grecia, 129,35.

El Ejecutivo decidi¨® por real decreto esa bajada impositiva hasta fin de a?o para todos los consumidores con potencia contratada hasta 10 kilovatios (kW), siempre que el precio medio mensual del mercado mayorista de la electricidad est¨¦ por encima de los 45 euros por megavatio hora (MWh). La suspensi¨®n del 7% del impuesto sobre el valor de producci¨®n de energ¨ªa el¨¦ctrica, que ya en 2018 se decidi¨® durante seis meses para contener otra ola alcista, estar¨¢ vigente durante el tercer trimestre de este a?o.

Crece la demanda

La demanda el¨¦ctrica nacional de agosto se estima en 22.250,4 GWh, un 0,9% superior a la registrada en agosto de 2020, seg¨²n datos de Red El¨¦ctrica. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la cifra es un 1,3% mayor respecto a agosto del a?o anterior. Comparada con un periodo previo a la pandemia (agosto de 2019) y corregidos los efectos de la laboralidad y las temperaturas, la demanda de energ¨ªa el¨¦ctrica nacional desciende un 2,4%. En los primeros ocho meses de 2021, la demanda se estima en 171.679,6 GWh, un 3,6% m¨¢s que en el mismo periodo de 2020. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda es un 3,7% superior.

En agosto, la generaci¨®n procedente de fuentes de energ¨ªa renovable represent¨® el 42,5% del mix. Durante este mes, la producci¨®n de energ¨ªa verde fue de 9.231 GWh, un 7,7% m¨¢s que en el mismo periodo de 2020. En este mes de agosto, el 67% de la producci¨®n el¨¦ctrica procedi¨® de tecnolog¨ªas que no emiten CO? equivalente (gases de efecto invernadero).

En el sistema el¨¦ctrico peninsular, la demanda de este mes se estima en 20.836,6 GWh, un 0,5% superior a la registrada en agosto de 2020. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda es un 0,9% superior a la del mismo mes del a?o anterior. Comparada con un periodo previo a la pandemia (agosto de 2019) y corregidos los efectos de la jornada laboral y las temperaturas, la demanda de energ¨ªa el¨¦ctrica peninsular desciende un 2%.

De enero a agosto de 2021, la demanda de energ¨ªa el¨¦ctrica en la Pen¨ªnsula se estima en 162.526 GWh, un 3,7% m¨¢s que en el mismo periodo de 2020. En este caso, una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda es un 3,8% superior.

Durante el mes de agosto y seg¨²n datos estimados a d¨ªa de hoy, el 44,3% de la generaci¨®n peninsular fue de origen renovable y el 70,5% procedi¨® de tecnolog¨ªas que no emiten CO? equivalente. Por su parte, la e¨®lica registr¨® 3.565 GWh, un 1,6% m¨¢s que la producci¨®n de agosto del a?o pasado, y la solar fotovoltaica 2.343 GWh, un 31,7% m¨¢s que el mismo mes de 2020.