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La “excepción ibérica” ya es una realidad, al menos hasta que Europa diga se la aprueba o no. El RD para limitar el precio del gas y rebajar el precio de la electricidad en la Península Ibérica no lleva grandes sorpresas, tal y como se analizó en el webinar que realizamos recientemente. Con una duración de 12 meses, se espera que beneficie a todos los consumidores, especialmente a los hogares acogidos a la tarifa regulada (PVPC) y a la industria indexada a OMIE. El resto, con tarifas fijas, lo notarán según vayan renovando sus contratos según indica el Ministerio. Así, la medida ejercerá de cortafuegos ante la volatilidad de los precios del gas.

Límite e impacto esperado

La medida emplea una fórmula matemática para limitar el precio del gas consumido por las centrales térmicas que es repercutido en las ofertas que fijan el precio del mercado mayorista de la electricidad, también conocido como pool. Establece un precio de referencia del gas de 40 €/MWh durante seis meses, que se incrementa en 5 €/MWh al mes a partir de entonces, terminando en 70 €/MWh para que haya una convergencia a la normalidad.

El precio de la electricidad resultante tras aplicar el mecanismo dependerá, principalmente, del precio del gas en el Mercado Ibérico del Gas (MibGas) y del precio del CO2. Considerando 96 €/MWh para el gas y 80 €/t para el CO2, el mecanismo dejará el precio medio del pool en menos de 130 €/MWh durante los 12 meses, frente a los más de 210 €/MWh que se registrarían en su ausencia. De este modo, la única electricidad que los consumidores pagarán a coste de gas será la producida con centrales de gas.

Esta reducción beneficiará a todos los consumidores de electricidad, tanto a los que tengan contratos con precios variables, indexados al pool -como el PVPC-, que lo notarán inmediatamente, como a los que tengan contratos con precios fijos, que lo percibirán si los renuevan o los cambian durante el año de vigencia del mecanismo. Únicamente los consumidores con contratos a precios fijos a largo plazo que venzan después del año de aplicación de la medida no se verán afectados por la medida.

Así, el 37% de los hogares, acogidos al PVPC, experimentarán una reducción inmediata en las facturas. En el caso de la industria, la rebaja dependerá del grado de indexación al pool de sus suministros energéticos, normalmente mayoritarios. Para los demás consumidores, con contratos de precio fijo, la rebaja final dependerá de las condiciones pactadas con la compañía eléctrica, pero obtendrá precios más bajos porque la medida reduce los precios mayoristas que sirven de referencia. Este efecto reductor en cascada también ayudará a contener el IPC, afectado por las tensiones en los costes energéticos, afirma el MITECO.

El impacto en los ciclos combinados

Las centrales térmicas de gas, los ciclos combinados, seguirán cobrando lo necesario para garantizar el suministro eléctrico. Este coste se repercutirá únicamente sobre los consumidores beneficiados por la medida en cada momento y siempre será menor que el ahorro final proporcionado por ella.

Adicionalmente, la rebaja de los precios del pool recortará los beneficios extraordinarios que están obteniendo las empresas generadoras de electricidad con la coyuntura actual. La medida es complementaria con la minoración de gas, para frenar la escalada de precios y revertir parte de esos beneficios extraordinarios a los consumidores.

Lo que se esperaba de las renovables se va cumpliendo, una vez más. La producción fotovoltaica y eólica en España amortigua durante las primeras semanas de la primavera el precio de la electricidad, y en consecuencia el de los futuros en el mercado OMIP.

España, a partir de la consecución junto a Portugal de la llamada “excepción ibérica” con el tope al precio del gas aprobado por la UE, ha logrado que los futuros bajen un 20% según las últimas cifras publicadas por el Grupo ASE.

Más capacidad “verde” que da sus frutos

Los primeros 4 meses de 2022 tuvieron una media en Europa por encima de los 200 €/MWh con valores récord en mercados como el francés (también ocasionado por el parón nuclear), el alemán y/o el italiano, entre otros. Ahora, entrada la primavera, la fotovoltaica brilla más que en los meses anteriores y la constancia de buenos vientos hace que la eólica también logre que los mercados eléctricos disfruten de un “respiro”.

En España la producción solar creció un 33%. Un incremento que se debe al aumento de 661 MW de nueva capacidad instalada de fotovoltaica en el país, que empezó el año con 14.888 MW y que ya supera la barrera de los 15 GW, concretamente, 15.549 MW conectados al sistema eléctrico.

La eólica también aumentó su potencia instalada en 223 MW, aunque su producción fue un 5% menor a la del mismo periodo del año pasado, algo que evidencia la aleatoriedad de los vientos. Un año con más potencia instalada que produce menos electricidad, aunque con una diferencia casi insignificante.

Con los objetivos del PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) de alcanzar los 50 GW de eólica y 30 GW de fotovoltaica para 2030, las previsiones auguran que el precio de la electricidad vaya cayendo a medida que ambas tecnologías se vayan implantando más y más en el sistema eléctrico nacional.

Otro motor para bajar el precio

La menor demanda energética es otro factor que reduce el precio de la electricidad. De ahí la importancia de la eficiencia energética; menor consumo implica contaminar menos y también reducir el precio de la luz.

Las temperaturas registradas en los primeros cuatro meses del año fueron menos frías que las del año pasado y que las de principios de 2022, lo que hizo que la demanda energética se redujera.

Precios ahora y en el futuro

Evidentemente, los precios actuales comparados con los del mismo periodo del año pasado son mucho mayores. En el mercado MIBEL, de España y Portugal, el incremento se traduce en un 338%.

Durante este primer cuatrimestre los valores futuros han variado mucho en todos los mercados europeos, pero es en el español en el que menos fluctuación han sufrido. Este hecho se debe gracias, en parte, al anuncio de la aceptación por parte de la Comisión Europea de la aplicación de un tope en los precios del gas en el mercado ibérico de electricidad, que entrará pronto en vigor, por el cual el precio del recurso se limitará a 50 €/MWh durante los próximos 12 meses (pese a que España y Portugal habían solicitado que fuera a 30 €/MWh).

Próximamente conoceremos cómo se aplicará dicho tope, aunque las primeras estimaciones indican que la diferencia de precios entre las ofertas y al que compran el gas los productores deberá ser compensado por los usuarios. De todos modos, la medida podría ahorrar hasta un 30% de la factura eléctrica de los usuarios residenciales acogidos a PVPC, así como beneficiar a las industrias con contratos indexados. El precio de la electricidad podría caer hasta los 130 €/MWh, aproximadamente.

Que todo vuelva a la normalidad es lo que la gran mayoría de comercializadoras eléctricas anhela ante la situación, desgraciadamente prolongada, de crisis en el mercado eléctrico.

Mientras que los futuros de países como Alemania o Francia, que históricamente han disfrutado de un precio de la electricidad más económico, marcan valores para los años 2023 y 2024 por encima de los 200 €/MWh, OMIP (a fecha de 11 de Abril), estipula que la luz costará 138 €/MWh en 2023 y 92,5 €/MWh en 2024, precios muy bajos comparados con los reflejados hace semanas, ¿por qué?

Por el impacto de las renovables…

Con la fotovoltaica produciendo más al tener días más largos y la cada vez mayor cantidad de capacidad eólica instalada, queda evidente que la transición energética beneficiará más a España que al resto de países europeos, y no sólo a la hora de reducir las emisiones de gases de efecto contaminantes (también sumamente importante), sino también en bajar el precio de la electricidad.

Y es que en todos los escenarios analizados, la incorporación masiva de renovables en España a través de las subastas y con la evolución de los PPA, entre otros mecanismos, parece indicar que serán las principales bazas para defender la operativa del mercado marginalista.

Tabla 1. Evolución de la capacidad ERNC en España según el PNIEC. Fuente: MITECO

Durante el primer trimestre de 2022, la solar fotovoltaica en España aumentó 340 MW superando la cifra de los 15.183 MW según datos de UNEF – Unión Española Fotovoltaica, mientras que la capacidad eólica, por su parte, creció en el mismo periodo de tiempo con 290 MW nuevos, llevando a la tecnología a continuar siendo la fuente con más potencia instalada con 28.063 MW, según cifras de AEE – Asociación Empresarial Eólica. Y aunque su producción sea más variable y tenga periodos donde mengua como en invierno, el incremento de capacidad anual asegura que la producción eléctrica en valores totales sea mayor cada año.

…y por la menor dependencia del gas

Impulsar renovables conlleva necesitar menos tecnologías convencionales y, hasta la incorporación masiva del almacenamiento energético, habrá que mantener la capacidad nuclear y parte de los ciclos combinados. No obstante, a medida que la generación “verde” aumente, ésta desplazará la necesidad de aporte de los ciclos combinados, haciendo que los precios finales de la electricidad acaben siendo fijados por la hidráulica, una tecnología más que amortizada en España y que según diversos estudios tiene una rentabilidad garantizada en valores próximos a los 10 €/MWh (incluso menores).

Hasta entonces, se seguirá quemando gas, aunque estos próximos meses será (seguramente) con la medida propuesta de los Gobiernos de España y Portugal a la Unión Europea para fijar el precio del combustible en 30 €/MWh.

Esta propuesta de precio fijo significa que el límite máximo de las ofertas de las centrales de gas se estipularía en 30 €/MWh, pero únicamente a la hora de casar el precio de la electricidad para España, dado que para la interconexión con Francia la medida no afectaría en alas de no perturbar el mercado eléctrico europeo.

La duda que surge en esta propuesta es cómo se les va a abonar a las centrales de ciclo combinado el sobrecoste que tiene la compra del gas, que para nada se aproxima a 30 €/MWh. Según la propuesta, este sobrecoste quedará repartido entre todas las ofertas y lo pagarán los consumidores.

Un primer trimestre muy negativo

Los primeros 3 meses del año han marcado precios por encima de los 200 €/MWh en todos los sistemas de Europa. Italia fue el país con una media más alta, con cerca de 250 €/MWh según los datos del IPEX, le siguió el Reino Unido con 238 €/MWh y Francia con 230 €/MWh.

El mercado MIBEL, por su parte, correspondiente a España y Portugal, registró un aumento de casi un 9% respecto al anterior trimestre, finales de 2021, logrando nuevamente el triste récord de tener los 3 meses con la electricidad más cara de la historia.

Es cuestión de tiempo que el mercado recupere la normalidad, por lo que no hay que perder de vista los futuros de OMIP para aprovechar cualquier oportunidad. De momento ya hay señales.

Solemos usar la expresión “perder el norte” cuando alguien se vuelve completamente loco. En 2021, el mercado eléctrico ha perdido los cuatro puntos cardinales y, además del daño irreparable en las arcas de las empresas que pagan la electricidad a precio de oro y en las de las eléctricas, el futuro se antoja complicado, ya que una de las únicas directrices que teníamos para prever los precios de los futuros se ha desvanecido. Me refiero a los históricos.

Figura 1. Evolución del precio medio del mercado en 2021. Fuente: OMIE

Si 2020 no pudo considerarse un año normal para contemplarlo en las medias del pool y de las cotizaciones a futuros, a causa de una demanda anormalmente baja por el confinamiento del covid-19, desde luego 2021 ha roto demasiados registros como para incluirlo también en la ecuación. Si ni 2020 ni este año pueden resultar referencias, ¿cómo puede una empresa garantizarse optimizar sus contratos eléctricos para reducir su factura?

Definitivamente, contar con una herramienta de apoyo para gestionar contratos, ejecutar cierres a futuro y prever la evolución de los diferentes mercados, se antoja ya de vida o muerte (financiera, claro) para cualquier empresa que se aproxima o supere el GWh de consumo anual. 

Figura 2. Evolución de las cotizaciones a futuro (YR 22) desde 2018. Fuente: OMIP

2021 deja un reguero de hitos históricos que lo convertirá en el año en el que el mercado eléctrico se rompió. Todo comenzó en un muy frío mes de Enero.

1. Enero – El récord efímero de Filomena

Poco duró en la cima el récord de 114 €/MWh en el pool, alcanzado en plena borrasca de Filomena, aquel 8 de Enero a las 20h, cuando un frío extremo, una alta demanda eléctrica, un precio del gas elevado y una poca participación renovable, coronaron al mercado con el precio más alto que jamás se había alcanzado hasta la fecha.

Figura 3. Máximo de Enero durante el fenómeno Filomena. Fuente: OMIE

En ese momento ya todos los medios se hicieron eco de un precio muy duro que, a la larga, iba a resultar anecdótico a finales de año, cuando ya llevamos más de 15 días superando los 200 €/MWh.

Enero terminó con un precio medio de 60,17 €/MWh, un 46% superior al de 2020, pero no lejos de la media de los últimos 5 años, cuando en 2019 llegó a los 61,98 €/MWh y en 2017, por ejemplo, a los 71,49 €/MWh.

2. Febrero – Optimismo

Históricamente un año relativamente bueno para los contratos indexados, puesto que el hueco térmico que suelen llenar los ciclos combinados se puede complementar más con la hidráulica, y ello suele conducir al precio del mercado hacia abajo tras la cuesta de Enero.

28,49 €/MWh fue el segundo precio más bajo en un Febrero de los últimos 7 años, solo por encima de los 27,50 €/MWh de 2016. Nada hacía presagiar lo que estaba por llegar solo unos meses después.

3. Marzo – La calma que precede a la tempestad

Marzo, entrada de primavera, está subrayado en las guías para contratación eléctrica de responsables como ese mes en el que estar indexado al 100%, o con cierres parciales, suele ser una garantía de éxito.

Y el de este año no fue una excepción, con 45,45 €/MWh tuvimos un Marzo parecido a la media de los 5 anteriores.

4. Abril – Se aproximan nubarrones

Seguíamos en primavera, y una mayor cantidad de horas de luz y temperaturas más cálidas suelen ir acompañadas de menos demanda y más producción fotovoltaica, que reducen el precio de la electricidad.

Pero, aunque la fotovoltaica continúe siendo la gran apuesta de la transición energética, su impacto en el precio aún es casi simbólico, y la necesidad de los ciclos combinados ese mes (15,22% de participación en el mix) hizo que Abril’21 fuera el más caro, con diferencia, de los últimos 7 años, con 65,02 €/MWh de media.

5. Mayo – Se avecina tormenta

67,12 €/MWh de media, casi 13 euros por encima de la mayor media en Mayo de los últimos 10 años, los 54,92 €/MWh de 2018, un año “negro” para el indexado.

Lo peor estaba por llegar, pero ya se podían atisbar los graves problemas que podría acarrear el mercado por la vuelta a la actividad “a toda máquina” de China y otras potencias mundiales, que iban a empezar a demandar combustibles para volver a poner en marcha su industria.

6. Junio – Comienza el diluvio

Junio siempre ha sido ese mes extraño, en el que empieza el calor, pero muchas empresas comienzan vacaciones a finales del mes, con lo que la demanda es difícil de prever. Si alguien esperaba que la tormenta amainara, Junio terminó con 83,30 €/MWh de media. Si, superior a la media de los últimos 10 años nuevamente, por hasta 25 €/MWh más que el máximo anterior, 2018.

La nuclear, amiga de los buenos precios del pool, bajó del 20% de media que aporta al mix eléctrico español generalmente y registró un 19,63%, contribuyendo junto a los precios de los derechos de emisión de CO2 (52,78 €/t cuando en Enero eran de 33,43 €/t) y al alza del precio del gas natural a tener el Junio más caro de la historia. A partir de aquí, empezamos a interesarnos por el mercado del CO2, ese gran desconocido.

7. Julio – Tormenta que no cesa

En Julio la cosa se torció aún más. Los nuevos periodos tarifarios establecidos por el Gobierno desde el 1 de Junio fueron un nuevo ingrediente al cóctel explosivo del mercado. La incertidumbre de su impacto y el traslado de las comercializadoras a los consumidores resultó un nuevo quebradero de cabeza para las eléctricas, mientras iban capeando el temporal de precios que en Julio llegó a los 92,42 €/MWh. A estas alturas, las comparaciones con años anteriores estaban de más, ese valor era 30 €/MWh superior al de Julio de 2018.

8. Agosto – No hay paraguas que proteja

Superamos la cifra de los 100 €/MWh de media, concretamente 105,94 €/MWh. El gas en 44 €/MWh y el CO2 en 56,53 €/t, con los ciclos combinados aportando un 16,40% de la electricidad, por un 17,54% de la eólica y un notable 25% de nuclear, que nada pudieron hacer por equilibrar el pool, hicieron saltar todas las alarmas y el Gobierno tuvo que anunciar que tomaría medidas para frenar la escalada de precios.

Sombras de manipulación por parte de las hidráulicas planeaban sobre el mercado, con embalses sospechosamente vacíos. La CNMC lo comenzó a investigar.

9. Septiembre – El Gobierno achica agua donde puede

El gas alcanza los 64,78 €/MWh, el CO2 los 61,02 €/MWh, y mientras que la nuclear opera a pleno rendimiento con un 25,24% de participación, la eólica nos deja “tirados” con un 15,82% de participación, su mínimo de los últimos 15 meses, y la luz llega a los 156,14 €/MWh. Un 272% más que en 2020, una locura.

El Gobierno aplica medidas allí donde puede (reducción de impuestos, recorte de los beneficios caídos del cielo, a los cargos del sistema…), con el objetivo de que la media de 2021 sea similar a la de 2018, pero esas medidas nada podían hacer frente a la tormenta perfecta que estábamos viviendo.

Figura 4. Evolución de futuro YR-22 y de los derechos de emisión del CO2. Fuente: Easyner

10. Octubre – Sálvese quien pueda

Las previsiones de MIBEL no cambian, el gas sube hasta los 88,74 €/MWh y los derechos de emisión siguen la misma senda. El problema es tan serio que grandes consumidores anuncian paradas en su producción para dejar de consumir y, en consecuencia, ahorrar en su factura, las grandes eléctricas ni participan en la subasta de renovables por la incertidumbre del mercado y sacan ofertas totalmente fuera de él, están verticalmente integradas y pueden hacerlo, maravillas de los bilaterales.

Las comercializadoras pequeñas empiezan a ahogarse, comprar en OMIE y no tener producción es casi inviable, el pago de las garantías es inasumible y comienzan a caer las primeras. Las que aguantan, esperan ser absorbidas por otras mayores o que el mercado vuelva a la cordura.

Nuevo máximo diario el día 7 en 288,5 €/MWh. El precio medio de Octubre llega a los 199,90 €/MWh, un 446% más que en 2020. El mes más caro de la historia.

11. Noviembre – Un halo de esperanza fugaz

Aunque el gas sigue su escalada y el CO2 también (66,04 €/t), el coste medio del MWh se situó en Noviembre en 193,4 €/MWh, siendo el segundo mes más caro de la historia, justo después de Octubre.

Los resultados de la subasta de renovables son desesperanzadores. El Gobierno esperaba adjudicar potencia a proyectos en fase avanzada de construcción para su entrada temprana a mercado y con ello amortiguar el golpe, pero los resultados no fueron buenos y se adjudicó mucha menos de la esperada.

No obstante, Rusia anunció más suministro de gas y el mercado tuvo unos días de respiro, aunque duró poco. Se acaba el año y los números hablan por sí solos.

12. Diciembre – Se ahogó el mercado

Se supera el récord, 289 €/MWh en una hora de principios de mes. La media, a la fecha de realización de este artículo (10/12) está en los 180 €/MWh, con el gas rondando los 100 €/MWh y el CO2 los 81,58 €. La eólica supera a la nuclear como fuente con más participación del año por primera vez en la historia, pero no es capaz de hacer frente al gas para abaratar el precio de la electricidad. La media del año se sitúa un 200% por encima de 2020, lejos del objetivo del Gobierno; estar cerca de los valores de 2018.

A falta de unas semanas para terminar el año, nada de lo que se pueda decir a estas alturas puede explicar lo que hemos vivido. Las comercializadoras hacen lo que pueden por no ahogarse, solo las verticalmente integradas, aquellas con capacidad de diversificar su modelo de negocio, abastecerse con PPA’s y tener músculo financiero, pueden sobrevivir.

Los consumidores, especialmente del sector industrial y gran consumo, se aferran a sus contratos para no sufrir un varapalo económico y se acentúa la necesidad de disponer de una herramienta que permita gestionar cuándo ejecutar o no cierres a futuro. El indexado volverá a la normalidad, se espera, pasado el invierno, y será momento de minimizar costes en la factura eléctrica. Algo que sin un apoyo de gestión es imposible.

El mercado se volvió loco y, cuando amaine la tormenta, el que no haya aprendido la lección estará condenado a cometer los mismos errores. Sin gestión no se puede ser eficiente a nivel contractual. En 2021 el mercado se ahogó, pero hay que salir a flote y esperar tiempos mejores.

En los momentos en los que los precios del gas y la electricidad son muy elevados durante mucho tiempo, como está ocurriendo en Europa desde hace unos meses, ciertas cuestiones propias del mercado mayorista, como los costes financieros, la liquidez o la volatilidad del mercado, se vuelven extremadamente críticas para los proveedores y repercuten aguas abajo, hasta el punto de afectar al cliente final del suministro.

Para entender esta dinámica, es necesario analizar qué actividades y costes relacionados con el suministro de gas o electricidad suele tener una comercializadora cuando tiene una cartera de clientes a los que vende estos bienes.

Mayores costes financieros "básicos"

Para comprar físicamente gas o electricidad a una contraparte o en el mercado spot, independientemente de la fórmula de precios elegida por los clientes, una comercializadora debe ofrecer garantías financieras para cubrir sus compras. Suelen estar dimensionados en relación con los volúmenes comprados y el valor correspondiente en euros (llamado nocional).

Si el precio del gas ha aumentado de 20 €/MWh a 80 €/MWh, para los mismos volúmenes comprados, una garantía financiera de una cantidad fija será hoy suficiente para cubrir (mucho) menos de la mitad de las cantidades cubiertas el año pasado. En la práctica, esto se traduce en un aumento de las necesidades financieras (triplicadas o cuadruplicadas) para los mismos volúmenes de gas o electricidad comprados.

La consecuencia directa es que una comercializadora se enfrenta ahora a unos costes financieros mucho más elevados que hace unos meses sólo para poder adquirir físicamente el gas o la electricidad necesarios para satisfacer a sus clientes, independientemente de la fórmula de precios exigida por éstos.

El aumento de los costes financieros también se debe a los mayores desequilibrios de tesorería de los proveedores, típicos del negocio de ventas. Si un cliente que compra electricidad o gas paga su suministro 30-60-90 días después del mes de consumo (según las condiciones del contrato), la comercializadora suele pagar mucho antes la electricidad o el gas que ha comprado. Los plazos de pago varían desde una/dos semanas después de la retirada -términos típicos en los mercados al contado- hasta 15/20 días después del final del mes de consumo, según las normas contractuales entre las contrapartes. Si los precios del gas y la electricidad suben, el desequilibrio de tesorería resultante tiende a amplificarse y esto puede provocar un aumento de los costes financieros de la comercializadora.

Mayores costes financieros para coberturarse

Además de los costes financieros mencionados, que son comunes a todas las fórmulas de fijación de precios (fijos o variables), surge otro coste financiero cuando se trata de coberturarse. Cuando un cliente desea fijar una parte de su consumo, la comercializadora, a su vez, tiene que realizar una cobertura financiera para fijar el precio ofrecido al cliente y no quedar expuesto a la variabilidad de los precios.

Así pues, la comercializadora tendrá que recurrir a una contraparte o al mercado directamente para suscribir un contrato financiero y, huelga decir, que para hacerlo necesita una garantía financiera o un depósito en efectivo, de nuevo dimensionado en relación con el nocional (precio x cantidad). Una vez más, los precios más altos significan mayores garantías o depósitos que hace unos meses y, por tanto, mayores costes para el proveedor y, en consecuencia, mayores costes para el cliente.

Entre los costes financieros en los que incurren las comercializadoras por la actividad de venta de gas y electricidad a una cartera de clientes finales, los mencionados anteriormente son los más relevantes como impacto directo en el cliente en la situación actual del mercado. Por tanto, los aumentos de precios obligan a las comercializadoras a incurrir en costes mucho más elevados que el año anterior, lo que normalmente se incorpora a las ofertas que se hacen a los clientes. Por lo tanto, el suministro no sólo es más caro por el nivel absoluto de los precios, sino también, indirectamente, por cómo estos aumentos afectan a los costes financieros de toda la cadena energética.

El miedo se propaga más rápido que cualquier virus. Esa frase hecha ha cobrado mucha relevancia en estos últimos meses a raíz de una noticia que ha comenzado a correr como la pólvora. La alerta de Austria a su población aconsejando qué necesitaría para hacer frente a un apagón masivo de electricidad en el país, y en todo el continente, ha desatado toda una locura de especulaciones e informes que apoyan dicho aviso. Sin embargo, la posibilidad de que España sufra un apagón de esas características es muy remota en la actualidad.

El ejército austríaco, tras conocer lo que estaba sucediendo en China y ver que las reservas de gas de Europa estaban a bajos niveles, se apresuró a analizar la posibilidad de quedarse sin suministro eléctrico durante varias semanas y sus efectos en la sociedad y en la economía. El gigante asiático, que ha tenido que racionalizar su producción eléctrica estableciendo horarios de consumo, cuenta con un sector eléctrico muy dependiente aún de combustibles fósiles y con una demanda eléctrica que supera su capacidad de producción, especialmente ahora en una época de recuperación económica tras la pandemia del covid-19.

Respecto al aviso de Austria, su ministra no habló de él como una posibilidad, sino como una certeza de la cual había que averiguar el “cuándo” iba a suceder. De este modo, el pánico se empezó a apoderar de buena parte del continente y cada país comenzó a analizar las posibilidades de sufrir ese apagón también en su territorio.

No obstante, el sector español cuenta con 3 claves que desmienten la posibilidad de sufrir en nuestro país un apagón masivo a corto plazo.

1· Un sector robusto

Comencemos diferenciando por qué se puede dar un gran apagón. El primer motivo es un fallo técnico en el sistema. Una tormenta que afecta a una torre de alta tensión o un árbol que cae sobre el tendido eléctrico pueden generar un cortocircuito en la red. Pero en España, donde estos casos lógicamente se dan de manera común, contamos con un sistema muy robusto gestionado por Red Eléctrica que permite que, si una zona cae, se pueda “conectar” otra para llevar la electricidad a la zona afectada.

Imagen 1: Mapa de conexiones eléctricas en España. Fuente Red Eléctrica

Viendo el mapa de la imagen uno se entiende más fácilmente como la generación tan distribuida a nivel nacional es una solución a posibles problemas de producción en uno u otro lugar. De ese modo, en España aprovechamos el recurso eólico de las zonas de la meseta castellana y Galicia, el recurso solar en el sur y la hidráulica de grandes ríos, por ejemplo, todos ellos apoyados por tecnologías térmicas que garantizan suministro eléctrico 24/7 y que están repartidas por prácticamente todo el territorio nacional.

Es más, el sistema eléctrico español (a diferencia del austríaco, por ejemplo), no depende en tan gran medida como otros de estar interconectado. Somos lo que se conoce como una “isla energética”. Por tanto, nuestra capacidad de producción es suficiente y garantizaría vivir “desconectados” de Europa, algo que no se puede decir de países del centro del viejo continente, mucho más dependientes de la producción nuclear de Francia o del gas natural de Alemania, por ejemplo.

2· Capacidad de producción

El segundo motivo es la falta de producción eléctrica. Y ese motivo es el más sencillo de desmentir, dado que ahí radica una de las grandes bazas para derribar el mito del gran apagón en España. La capacidad de generación está en torno a los 105 GW, mientras que la máxima demanda eléctrica jamás registrada alcanzó los 45 GW. Es decir, con todo en funcionamiento (aunque sea evidentemente imposible), podríamos abastecer a más del doble de la mayor demanda eléctrica nunca registrada en España. Por tanto, esa sobrecapacidad es garantía del “no apagón”. Incluso durante el fenómeno meteorológico de Filomena, en Enero de 2021, la demanda estuvo garantizada en todo momento a pesar del frío extremo y las condiciones climáticas tan adversas.

Aquí hay que detenerse para reforzar este argumento. Existen varios países que sí han sufrido estas faltas de electricidad por culpa de tener o bien poca cantidad, o bien poca variedad en la producción de su electricidad. Por ejemplo, un país con un 80% de hidro en su matriz, en un año sin lluvias sufrirá una crisis eléctrica. Así ha sucedido en países como Ecuador o Brasil, este último en este mismo año. EE. UU. o Sudáfrica, por ejemplo, también han sufrido apagones por falta de combustible. La dependencia de un recurso sí es un riesgo real de apagón masivo.

España tiene una matriz diversificada, con un 20% anual aproximado de electricidad procedente de la eólica, otro tanto de la nuclear, un 15% de la hidro, un 15% del gas natural, aproximadamente, y así hasta cumplir un 100% con prácticamente todas las tecnologías que, a día de hoy, pueden generar electricidad. Esto quiere decir que, si no llueve no hay que alarmarse, si no sopla el viento tampoco y, especialmente ahora, si hay poco gas, tampoco. Los precios de la electricidad suben, claro, pero eso no tiene una relación directa con la posibilidad de desabastecimiento.

Imagen 2: Mix energético de España. Fuente Red Eléctrica

Red Eléctrica, además, lo dejó claro. “El sistema eléctrico peninsular español cuenta con más de 107 GW de potencia instalada que duplica cualquier pico de demanda que se haya producido hasta el momento. Por ejemplo, el máximo histórico alcanzó una potencia instantánea de 45.450 MW (17 de diciembre de 2007 – 18:53h); y el máximo registrado este año 2021 (hasta el momento) llegó a una potencia instantánea de 42.225 MW (8 de enero -14:05h)”. Y además, añadió que “España dispone de los recursos suficientes para recuperar el servicio y el suministro en muy pocas horas. La resiliencia de nuestro sistema eléctrico ha quedado demostrada en numerosas ocasiones. Por ejemplo, durante la tormenta Filomena, que tuvo lugar a principios de año, el sistema eléctrico español no se vio comprometido y garantizó el suministro eléctrico”.

3· Isla energética

Como hemos explicado en anteriores artículos, los elevados precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 son causantes del alto precio de la electricidad. Sin embargo, los efectos de estos altos precios no deben repercutir en una falta de suministro, sino en un problema de liquidez del mercado ya que muchas comercializadoras no pueden abordar los pagos de garantías o de compra de electricidad. Ello está haciendo que muchas comiencen a quebrar.

Por tanto, la ausencia de gas es un problema económico sin repercusión directa en la capacidad de suministro eléctrico, que se puede compensar con más producción de otras tecnologías en caso de necesidad. Por mucho gas que falte, algo que ya ha ocurrido, no va a dejar de haber electricidad porque el mix energético del país no depende de los ciclos combinados. Además, los últimos anuncios del presidente de Rusia, Vladimir Putin, y los comunicados de Enagás, el operador de gas de España, han dejado claro que el suministro del combustible está garantizado para el invierno, en principio.

Posibilidad real

Aunque es cierto que jamás se puede asegurar algo al 100% y que las cosas pueden siempre torcerse, el riesgo de apagón eléctrico masivo en España no existe en las condiciones que se han planteado en la actualidad, dado que tenemos un sistema robusto, bastante independiente del sistema eléctrico europeo y con una gran capacidad de producción con varias tecnologías independientes entre ellas.

Cada sistema tiene sus características de generación y de interconexión, por tanto, cada país tendrá un riesgo asociado diferente al de su vecino. Lo que se debe hacer siempre es analizar cómo es cada uno y evaluar si puede haber un gran apagón por unas u otras circunstancias.

Hay un gran damnificado por la escalada de los precios del mercado eléctrico en España que parece quedar relegado a un segundo plano tras los consumidores finales. 

Las pequeñas y medianas comercializadoras eléctricas deben competir por ofrecer modalidades de contratación con márgenes económicos muy reducidos si quieren captar nuevos clientes. La ferocidad y competitividad del mercado obliga a ello. Además, el riesgo de firmar contratos con clientes a largo plazo sin tener una compra de energía asegurada a un precio inferior al de venta está llevando a numerosas compañías a una tensión extrema en sus cuentas de tesorería, incluso a la desaparición o quiebra por banca rota. 

Octubre de 2021, el peor de la historia 

La escalada de precios parece haber tocado su techo este pasado mes de Octubre, con un valor medio de 135 €/MWh en casi todos los mercados de Europa. Si ya Septiembre estableció numerosos récords, en Octubre los precios se alzaron en prácticamente todo el continente, siendo Italia el que registró el más alto con 217,63 €/MWh, y la mayor subida respecto al mes anterior, un 37%.  

Pero en lo que a este artículo concierne, sobre el precio en España y su efecto en las comercializadoras pequeñas, el MIBEL de la península ibérica subió un 447% para España, y un 449% para Portugal respecto al mismo periodo del año pasado. Y esto repercute en las cotizaciones a futuro, dado que, aunque se prevea que los precios se estabilizarán gracias a tener más reservas de gas o la inyección económica a los derechos de CO2 para bajar sus costes, el descenso esperado no es suficiente y los productos en OMIP (mercado de cotizaciones a futuro) de Q1 o de YR+1 siguen disparados, inasumibles para las pequeñas y medianas comercializadoras. ¿Cómo van a competir con las grandes? 

Fig. 1: Cotizaciones Q1 y YR1 en los mercados europeos. Fuente: Aleasoft 

Las que más lo sufren 

El segmento de eléctricas con menos de 100.000 clientes, aproximadamente, y que no cuentan con generación energética, lo que se conoce como empresas verticalmente integradas, y que además no hayan firmado acuerdos de abastecimiento fuera del mercado, son las que más riesgo están asumiendo al vender a sus clientes a unos precios que no pueden mantener.  

El número de comercializadoras en España se ha multiplicado por 3 en la última década. ¿El motivo? entrar al negocio es atractivo cuando se pueden depositar las garantías necesarias en REE y en OMIE, se tiene ya una cartera de clientes y la capacidad de operar en el mercado. Comprar y vender con un margen, sin necesidad de infraestructura ni logística, es un negocio apetecible. Sin embargo, muchas de ellas no disponen de la capacidad financiera que se necesita para, ahora, soportar la enorme volatilidad del mercado, y es que además de pagar la electricidad a precios desorbitados, las garantías que deben depositar suben de la misma manera, lo que asfixia la capacidad financiera ya de por sí afectada de ese segmento de comercializadoras. 

Aunque la CNMC pretenda limitar la necesidad de presentar esas garantías, ¿cómo puede competir una comercializadora sin generación con una verticalmente integrada? La respuesta, aunque sencilla, no es fácil de llevar a cabo; abastecerse con contratos bilaterales y PPA’s, aparte de diversificar el negocio hacia el autoconsumo, mediante el cuál las comercializadoras pueden obtener excedentes a precios libremente pactados con el propietario del proyecto.  

Ese es el caso de instalaciones grandes con muchos excedentes de energía o periodos de inactividad. Para ellos, es interesante la venta de electricidad y, para la comercializadora, también para abastecerse a precios más competitivos. El propietario del proyecto, no obstante, también puede darse de alta como productor para vender al mercado (más de 100 kW), pero en ocasiones la burocracia hace que sea más sencillo la venta a terceros. Por ejemplo, si una comercializadora ofrece un precio para excedentes de 0,07 €/KWh, estará comprando esa energía a 65 €/MWh menos que si lo hiciera en OMIE (135 €/MWh de media en Octubre). Bueno para el productor, mejor para el comprador. El problema radica en que no hay todavía suficientes instalaciones de este tipo para poder asegurarse una cantidad de energía grande, aunque es una opción que no se puede obviar, y más considerando el crecimiento de este tipo de proyectos. 

Fig. 2: Opciones de venta de excedentes de autoconsumo. Fuente: IDAE 

La firma de PPA’s con productores de renovables es una necesidad para este segmento de empresas del que estamos hablando. Y aunque el creciente número de proyectos y de empresas que desarrollan energías renovables garantiza una buena cantidad de MWh, la dificultad para encontrar financiación con las entidades bancarias puede ser una barrera para muchas comercializadoras. En esos casos, conviene contar con una consultora o asesora especializada en estos temas para ayudar a lograr esa financiación. 

Qué supone la caída de estas empresas para el mercado 

Si la comercializadora no encuentra financiación ni modos de comprar energía fuera del mercado MIBEL y entra en quiebra al no poder asumir los contratos firmados, todos sus clientes pasarán automáticamente a las llamadas comercializadoras de referencia, Iberdrola, Endesa, Naturgy, EDP o Repsol (antes Viesgo), según su ubicación. Ese paso, para consumidores pequeños de menos de 10 kW, se daría al esquema de tarifas reguladas o PVPC, aunque podrían pasar a mercado libre en cualquier momento.  

Cómo sobrevivir 

Mientras las comercializadoras pequeñas y/o medianas buscan nuevas líneas de financiación, ya sea para el pago de garantías como para poder firmar contratos PPA, hay que considerar que la situación atípica no se mantendrá más allá de la próxima primavera, en principio. Por tanto, puede ser el momento de diversificar el modelo de negocio, buscar nuevas adquisiciones y, por supuesto, apostar por la mejor gestión posible de los contratos de los clientes, especialmente aquellos con modalidades indexadas y cierres a futuro, de modo que se pueda maximizar el beneficio o minimizar las pérdidas. 

Si antes el control de contratos era clave, ahora se hace indispensable. La gestión de la mejor compra posible se basa en ser eficiente en todas las etapas de la comercialización. Y eso incluye los contratos de los consumidores.  

Las estrategias de clicks/coberturas personalizadas permite esa gestión óptima, por lo que una herramienta que prediga y comprenda las fluctuaciones del precio de la energía a medio y largo plazo es la mejor inversión en esta coyuntura de crisis energética. 

Nos encontramos en medio de una crisis mundial de productos energéticos. Los precios del gas, del carbón y de la electricidad han alcanzado niveles sin precedentes.

Aunque los precios han retrocedido ligeramente desde los máximos alcanzados el 5 de octubre, la situación sigue siendo extremadamente crítica. Crítico tanto por el aumento de los costes energéticos que tendrán que afrontar los hogares como, sobre todo, por el impacto que tienen y tendrán en el tejido industrial europeo, que ya vivió un 2020 difícil por culpa del covid. La recuperación de la industria parece estar fuertemente en riesgo y muchas empresas están empezando a reducir, o incluso a detener, sus procesos de producción debido a los costes energéticos excesivamente altos.

Aunque hay un importante componente de especulación en el aumento de los precios, la situación es en realidad el resultado de una serie de factores, tanto contingentes como estructurales, que han tenido -y tendrán- un fuerte impacto en la evolución de los precios.

¿Cómo afectan las temperaturas de 2020 y 2021 al precio del gas? 

El pasado invierno se caracterizó por un frío intenso y persistente en todo el hemisferio norte. Por tanto, la demanda de gas aumentó, tanto en Europa como, sobre todo, en Asia, que depende en gran medida de las importaciones de GNL. La subida de los precios asiáticos (referencia del precio JKM) ha atraído, por tanto, una gran proporción de buques de GNL con destino a Europa, que se ha visto privada de una importante fuente de flexibilidad. Por ello, Europa recurrió a un uso masivo del gas almacenado, terminando el invierno con niveles de gas almacenado inferiores a los de años anteriores.

La temporada de verano en Europa comenzó con retraso en todos los frentes, tanto por las temperaturas, que se mantuvieron por debajo de la media durante el mes de abril, como por el hecho de que el inicio de las inyecciones de almacenamiento se retrasó entre 3 y 4 semanas de lo habitual.

¿Cómo ha afectado la demanda asiática a los precios del gas? 

La demanda asiática, y la china en particular, aumentó considerablemente durante el año en comparación con los años anteriores. La razón del crecimiento de la demanda china hay que buscarla tanto en factores contingentes, concretamente la recuperación económica post-Covid, como en factores estructurales, como el progresivo cambio del carbón al gas, que continuará de forma masiva en los próximos años.

La consecuencia en el mercado europeo es evidente en la disminución de las importaciones de GNL que se produjo a lo largo del verano. El mayor atractivo del mercado asiático no sólo desvió los buques de GNL al contado de Europa, sino que también apoyó el aumento gradual de los precios durante el verano.

¿Cómo ha afectado el almacenamiento a los precios del gas? 

El retraso en el inicio de la temporada de inyección, la mayor brecha con la que comenzó el verano y el desincentivo a la inyección debido a los precios más altos del verano, que estaban casi alineados con los del invierno (backwardation), repercutieron fuertemente en los niveles de almacenamiento a lo largo del verano. El resultado es una situación bastante crítica para la flexibilidad invernal del sistema gasista europeo, que comenzó el invierno térmico (periodo octubre-marzo) con los niveles de gas almacenado más bajos de los últimos 5 años.

¿Cómo han afectado las importaciones de gasoductos y el problema de Rusia a los precios del gas? 

Otro elemento que ha influido mucho en la dinámica de los precios del gas en 2021 es la importación de gasoductos europeos. De hecho, el flujo de gas por gasoducto en Europa ha sido menor que en años anteriores, en particular debido a la disminución de las importaciones procedentes de Rusia.

De hecho, Gazprom redujo sus importaciones de gas durante el año, sobre todo de Ucrania y Polonia, limitándose a satisfacer sus propios contratos a largo plazo y absteniéndose de aumentar las importaciones para aprovechar los precios decididamente altos. La falta de reserva de capacidad adicional en las subastas mensuales, repetida varias veces en los últimos meses (la última el 18 de octubre), desató la preocupación en el mercado por no poder contar con un mayor suministro ruso para afrontar el invierno, lo que desencadenó un repunte de los precios a partir de agosto que llevó al TTF de 40 euros/MWh a más de 160 (valor que se tocó intradía el 5 de octubre).

Las motivaciones de esta estrategia de Gazprom son fuente de varias hipótesis

Lo primero y más importante es la cuestión del Nord Stream II. La opinión generalizada es que el tira y afloja entre Rusia y Europa (/Estados Unidos) por la cuestión del Nord Stream II es la razón de la política estricta de Gazprom, con la esperanza de inducir a las instituciones europeas a acelerar la puesta en marcha del gasoducto, que a estas alturas, a pesar de las sanciones, se ha completado y está técnicamente preparado para empezar a importar 55 bcm/año de gas a Europa.

A pesar de que Putin y Gazprom han negado repetidamente que utilicen el gas como arma de chantaje y a pesar de las diversas garantías de que están dispuestos a aumentar el flujo de gas hacia Europa, la reducción del tránsito por las rutas rusas sigue siendo crítica.

La cuestión de Ucrania es otro tema que puede haber condicionado la política de Gazprom. Las relaciones entre Rusia y Ucrania están ahora en un punto de ruptura, tanto por razones comerciales, relacionadas con el gas natural, como por razones políticas. La intención, tantas veces declarada, de Gazprom de eludir a Ucrania en el tránsito hacia Europa, en favor de otras rutas, puede haber pesado en las decisiones tomadas por el gigante ruso este año.

Los movimientos de Gazprom también podrían haberse basado en la maximización del volumen de negocio, que siempre ha sido el principal motor de las estrategias rusas. La decisión de no aprovechar la subida de precios mediante el aumento de los flujos, bien mirado, permitió a Gazprom conseguir un mayor volumen de negocio con menores exportaciones, mientras que el aumento de los flujos hacia Europa habría favorecido la bajada de precios.

Renovables, carbón y CO2: el nuevo mix energético europeo y su impacto en el precio del gas

Otros elementos de impacto en el mercado del gas se derivan del vínculo que tiene el gas natural con la electricidad.

La demanda de gas para uso termoeléctrico, a pesar de la subida de los precios del gas, se mantuvo fuerte durante el año. El importante aumento del precio del CO2 ha favorecido al gas como combustible para la generación de energía frente al carbón, cuyo precio, entre otras cosas, ha seguido una pauta alcista similar a la del gas natural. Esto ha sido impulsado por la demanda de China, que desde hace un año insiste en la misma cuenca de suministro que Europa, es decir, Sudáfrica, en lugar de importar de Australia, con la que se rompieron las relaciones a finales del año pasado.

La escasa producción de energías renovables (sobre todo la eólica) en algunas zonas europeas también ha favorecido la demanda de gas para uso termoeléctrico. De hecho, el gas permite compensar con rapidez y flexibilidad la variabilidad de las energías renovables no programables.

Aunque no es posible atribuir el aumento del precio del gas a la menor producción de las renovables, conviene tener en cuenta que el papel del gas como herramienta para equilibrar la producción renovable será cada vez más importante en el futuro, sobre todo tras los planes realizados por la Unión Europea con el Green Deal. En el mix energético europeo, de hecho, tanto la cuota de renovables como la de gas tendrán que aumentar, en favor de una disminución neta del carbón (el desmantelamiento de muchas centrales de carbón, especialmente en Alemania, ya está en marcha).

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2021 

Francia es el país europeo que más recurre a la energía nuclear para la generación de electricidad (más de la mitad de las centrales nucleares de Europa se encuentran allí), y su mix se caracteriza por una cuota de energía nuclear superior al 70% (sólo en 2020 esta cuota fue ligeramente inferior al 70% debido al mantenimiento prolongado de las centrales).

Acostumbrados, lamentablemente, a leer casi cada día el mismo titular sobre cómo sigue subiendo el coste de la luz en España, toca analizar si este 2021 el precio de la factura eléctrica de un hogar medio quedará como el de 2018, otro año históricamente muy caro, pero no tanto.

Para frenar el impacto de esta escalada del precio de la electricidad, el Consejo de Ministros de España aprobó una batería de medidas para su entrada inmediata en vigor, de modo que sus efectos se pudieran percibir lo antes posible.

Medidas aprobadas sobre la factura eléctrica

1. Reducción del Impuesto Especial de la Electricidad (IEE), que se aplica antes de la base imponible, al 0,5% (mínimo establecido por normativa europea).
2. Suspensión del Impuesto sobre el Valor de Producción de Energía Eléctrica, que gravaba la actividad de generación eléctrica con un 7%, hasta final de año.
3. Inyección extra hasta los 900 millones de euros en la aportación para la recaudación de las subastas de CO2, principal causante del elevado precio de la electricidad como hemos analizado en anteriores artículos, destinada a cubrir costes del sistema eléctrico hasta los 2.000 millones.
4. Minoración temporal de los ingresos extraordinarios que han percibido tecnologías no relacionadas con el gas natural provocado por su elevada cotización.
5. Creación de un nuevo mecanismo para fomentar la contratación de electricidad a largo plazo.
6. Modificación de la Ley de Aguas, con el objetivo de controlar el ritmo de desembalsado y los volúmenes mínimos de reserva.

A estas medidas hay que sumarle la reducción del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) del 21% al 10%, aprobada en Junio, hasta finales de año.

Impacto aproximado en una factura media

Entradas en vigor, según la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) supondrán una reducción de entre 24,8 y 28,05 € en la factura eléctrica de un hogar medio, de 4,6 kW de potencia contratada y 3.500 kWh de consumo. Esto equivale, en porcentaje, a una reducción de entre el 28% y el 33% si los precios de la electricidad en el mercado mayorista se mantienen en valores similares a los registrados entre Junio y Septiembre, cerca de los 100 €/MWh.

Tabla 1. Ahorro aproximado y evolución de la factura. Fuente: OCU.

La batería de medidas aprobadas pretende ser una solución temporal a un problema que tiene perspectivas de continuar a medio plazo. Por tanto, si los precios del gas continúan subiendo, algo lógico considerando que aumentará la demanda energética en Europa por las bajadas de temperatura, y los de los derechos de emisión de CO2 también, probablemente estas medidas queden cortas.

Hay que ser conscientes de que esto es un problema a nivel europeo, pero que cada país tiene herramientas para hacerle frente o, al menos, intentarlo. Por tanto, cada nación puede tomar medidas adecuadas a su propio mercado para atenuar su impacto. Reducir y adaptar el consumo energético son aliados del autoconsumo solar, ahora mismo más que nunca. Pero si esto no es suficiente, ¿existen otras medidas a considerar a medio plazo?

1. ¿Y si la bajada de impuestos fuera mayor?

En la actualidad, el impuesto eléctrico, que ha bajado al 0,5%, está casi exento en ciertas industrias con el objetivo de mantener la competitividad de las empresas industriales con un alto consumo eléctrico. Sin embargo, la coyuntura actual obliga a revisar si este impuesto es prescindible a medio o largo plazo, puesto que grava tanto la potencia como el consumo de una factura antes de la base imponible y, aunque se haya reducido al mínimo según normativa, su impacto es aún considerable en empresas de tamaño medio-grande que lo pagan.

Otra de las opciones que se pueden analizar es una rebaja fiscal a partir de sacar peajes fuera de la factura e introducirlos en los Presupuestos del Estado, que a su vez pueden ser costeados por la recaudación que el Gobierno está recibiendo por los elevados precios de los derechos de emisión de CO2.

2. ¿Se puede modificar la tarifa regulada?

El PVPC (Precio Voluntario al Pequeño Consumidor) es, a pesar de las variaciones del mercado, la tarifa más económica para consumidores que se pueden acoger, con un precio de hasta un 20% menos de media que los contratos fijos con comercializadoras libres.

Aun así, podría existir la posibilidad de cambiar el diseño del PVPC, actualmente indexado al precio del mercado mayorista OMIE que, como consecuencia, sufre su volatilidad y se repercute, directamente, a consumidores de menos de 10 kW, residenciales.

Una opción estudiada es cambiar su indexación a indicadores estables para reducir su exposición a la volatilidad de los precios del mercado mayorista. Incluso algunas eléctricas de referencia, las que ofrecen el PVPC, han propuesto eliminar la tarifa como tal y buscar otra vía de suministro que proteja al consumidor, tal vez con contratos PPA o bilaterales especiales.

3. ¿Sigue siendo el mercado marginalista buena opción?

Aunque en épocas de abundantes recursos naturales el mercado se ha encargado de otorgar a las renovables el poder de reducir considerablemente el precio de la electricidad, se ha generado el debate de si el actual modelo de mercado de fijación de precios, en el que todos los generadores que han conseguido vender su energía reciben un mismo precio, es adecuado. La última tecnología que haya entrado, la más cara, fija el precio.

En el sistema actual, con menos tecnologías convencionales y más renovables, mantiene a las primeras como las prioritarias por su garantía de suministro y no da beneficio a la energía limpia complementaria (cuando no hay sol, puede haber viento y viceversa).

4. ¿Beneficios caídos del cielo?

Las centrales nucleares y las hidroeléctricas se favorecen con lo que se conoce como "beneficios caídos del cielo" o "dividendos del CO2", dado que su aporte al mix energético es gestionable (en cierta medida de las nucleares), y se benefician de los altos precios del ciclo combinado.

Tabla 2. Evolución de los impuestos a las nucleares. Fuente: Energía y Sociedad.

Según datos del Foro Nuclear de España, los costes actuales de la generación nuclear se estiman en torno a 57 € por MWh de electricidad generado. La principal diferencia entre estos niveles de coste radica en la enorme carga impositiva que soportan las centrales nucleares en España, y que supone alrededor de 23 €/MWh. Por tanto, con precios de mercado de 80 €/MWh, son tecnologías rentables.

La comparativa con el modelo de Francia ha sido también muy común. Nuestro vecino tiene un 60% de su producción nuclear contratada con el estado a un precio concreto que protege a los usuarios residenciales y que asegura la rentabilidad de las centrales.

5. ¿Qué pasará con los derechos de CO2?

Con el precio del CO2 en niveles históricos que superan los 55 €/Tn y que siguen empujando al alto precio eléctrico, el principal beneficiario es la Hacienda Pública.

En 2020 se recaudó la cifra de 1.700 millones de euros, y la tonelada se movía en la horquilla de 20 a 30 euros. Por tanto, se puede prever que en 2021 los ingresos en las arcas públicas serán mucho mayores. De ahí la reflexión de si no se puede devolver a los consumidores parte de lo que han pagado de más por una electricidad que internaliza ese coste del CO2.

Sin temor a equivocarnos, podemos sospechar de que existe, en el mercado de los derechos de emisión de CO2, una especulación financiera. La Autoridad Europea de Valores y Mercados (ESMA), de hecho, está estudiando una denuncia de abuso de mercado en el esquema europeo de comercio de emisiones que vincula el aumento en los precios del CO2 de este año con la manipulación de inversores financieros.

6. ¿Y si se compra la electricidad a largo plazo?

La firma de PPA’s renovables o contratos bilaterales con tecnologías limpias puedes ser también una garantía de tarifa económica. Sin embargo, aún no se dispone en España de la suficiente capacidad como para poder realizar este tipo de contratos para la cantidad de consumidores a nivel residencial que existe y, evidentemente, sería una medida discriminatoria en caso de poder facilitarse a unos sí y a otros no.

Aún así, facilitar con incentivos y o beneficios en otro tipo de impuestos a consumidores que quieran asegurarse un contrato a largo plazo con energía renovable podría trasladarse en una reducción de otros impuestos como, por ejemplo, el actual al CO2 de los vehículos.

Si las medidas aprobadas para la actualidad del sector son o no suficientes, lo veremos con el tiempo. El mismo que determinará si el mercado necesita una reforma estructural o no.