Cuatrocientas ochenta horas (480) caben en los 20 días de agosto que ya se han subastado. Y el agua ha fijado el precio (hidráulica y bombeo) en 324 ocasiones. O sea, que a dos de cada tres horas le fija el precio el agua. El gas solo ha fijado precio en 64 horas. Ya lo hemos contado (lo que vamos a contar a continuación), pero quizá conviene repetirlo para que no se le escape nada a nadie. Vamos a explicarlo siquiera sea grosso modo: en el mercado mayorista (donde se celebra la subasta) pujan todas las tecnologías (sean limpias, sucias, modernas o antiguas). Imaginemos -hipótesis de trabajo- que la demanda estimada (la electricidad que va a necesitar ese día el país) es 100, por ejemplo. Pues bien, la nuclear y las renovables pujan en ese mercado (coloquialmente conocido como pool) a cero. ¿Por qué a cero? Pues porque las renovables tienen que vender lo que producen cuando lo producen (no se puede almacenar el viento) y porque a la nuclear, dadas sus características técnicas, le resulta más barato operar en modo fijo, y no andar parando y arrancando, parando y arrancando en función de la demanda. Así las cosas -y dicho sea grosso modo-, nuclear y renovables (entendidas estas por fotovoltaica y eólica) pujan siempre a cero para que siempre entre en el mercado la electricidad que producen.
Si entre todas ellas no suman 100 (suman 80, por ejemplo), entra a continuación (pongamos por caso) la termosolar, que sí puede almacenarse, dado que tiene tanques de sales térmicas que acumulan el calor del Sol diurno y liberan ese calor por ejemplo por la noche para producir electricidad con él entonces. La termosolar, que solo tiene en España 800 megavatios con almacenamiento, puede así ofertar un precio de, por ejemplo, 20 (veinte en vez de cero). Si con la termosolar no hay suficiente tampoco para llegar a 100 (si con la termosolar suman 90 ó 95, por ejemplo), entra cualquier fuente de energía que se pueda almacenar (residuos que podemos almacenar en vertederos, agua que podemos almacenar en pantanos, gas que podemos almacenar en tanques). Todas esas fuentes de energía pueden esperar a que la subasta vaya encareciéndose para entrar en el último minuto (a diferencia de lo que ocurre con la eólica y la fotovoltaica -no almacenables- o la nuclear -condicionada técnico/económicamente-, como se ha dicho).
¿Y qué está ocurriendo? Pues que el gas y el CO2 se han encarecido en los mercados internacionales. Y las centrales térmicas de ciclo combinado que queman gas natural para producir electricidad tienen que vender su electricidad más cara para cubrir costes y obtener su margen de beneficio. Eso encarece. Sí. Pero el agua está encareciéndolo todo aún más.
Los señores del agua estiman “a cuánto puede ofertar el gas para cubrir costes y obtener un margen de beneficio” y, una vez hecha esa estimación, los señores del agua ofertan en la subasta un ápice por debajo y se adjudican el megavatio. Por ejemplo, la hidráulica estima que el gas podría ofertar a 117,5 (el gas -estima la hidráulica- puede generar un megavatio hora a 117,5 euros cubriendo costes y obteniendo un margen de beneficio). Bien, pues los señores del agua van y dicen: pues yo puedo generar ese megavatio hora a 117,4… y se lo adjudican. Cobran 117,4 por ese megavatio aunque la hidráulica está produciendo ese megavatio hora a 3 euros. Es decir, que la hidráulica aprovecha la subida en los mercados internacionales del combustible que utiliza su competidor (el gas) para hacer el agosto.
Porque la hidráulica puede mantener el grifo cerrado y no soltar el agua que mueve la turbina hasta que el precio de la subasta sea lo suficientemente atractivo, o elevado. Es lo que algunos llaman coste de oportunidad y otros denominan especulación.
Entra la hidráulica, gana el último megavatio y establece como precio por ejemplo 126 euros.
Hasta aquí, los actores; ahora, el escenario: el mercado marginalista
El legislador ha ideado un mercado eléctrico, y ha establecido unas reglas determinadas, según las cuales el precio 117,14 que cierra la subasta de hoy, el precio último, el precio que casa la demanda con la oferta (el precio del megavatio 100, si se me permite), es el precio que cobrarán todos los megavatios, los 99 megavatios anteriores: o sea, los que pujaron a cero, los que pujaron a 20 y los que pujaron a 40. Todos, todos, todos los megavatios van a cobrar a razón de 117,14. ¿Resultado? Como bien apuntan por ahí algunos analistas, estamos pagando panga a precio de caviar. ¿Otro resultado? Todos los generadores están contentos: el gas (que repercute en ese precio sus costes crecientes: combustible y CO2), las renovables (las que participan en ese mercado, porque hay muchas renovables que tienen un precio previo tasado y no participan ahí) y, por fin, la nuclear (que produce aproximadamente el 20% de la electricidad que usa cada año este país) y la gran hidráulica (que produce aproximadamente el 15%).
¿Y el resultado concreto para el día de hoy?
Pues el resultado concreto es que el precio medio diario de la electricidad en el mercado mayorista (coloquialmente denominado pool) encadenará este viernes su tercera subida, con un repunte del 3,3% con respecto al nivel marcado hoy, y se quedará a las puertas de un nuevo máximo histórico con 117,14 euros por megavatio hora (MWh). Así, el precio de este viernes supondrá el segundo más alto en la serie histórica del mercado mayorista eléctrico, tan sólo superado por el del pasado viernes 13 de agosto, cuando alcanzó los 117,29 euros/MWh. El pool eléctrico registrará para mañana un mínimo de 104,07 euros/MWh (entre las 17.00 y las 18.00 horas), mientras que el máximo horario será entre las 21.00 y las 22.00 horas, con 126,14 euros/MWh, según datos de OMIE (operador del mercado ibérico de electricidad) recogidos por Europa Press.
Evidentemente la escalada del precio de la electricidad tiene su raíz más profunda en el propio mecanismo de formación de precio que ha ideado el legislador, un mecanismo que propicia que el megavatio más caro sea el que fije el precio de todos los demás megavatios del día... todas las horas de todos los días. Pero es cierto también que determinados factores exógenos influyen así mismo en la formación del precio. Entre ellos hay que mencionar la subida del precio del gas (la materia prima que queman las centrales térmicas de ciclo combinado para producir electricidad) y la subida del precio del CO2 (quien contamina paga -clama la Unión Europea-, y por eso ha ideado una serie de medidas que se sustancian grosso modo en que si una central emite CO2 tiene que pagar por ello). Como el gas emite CO2 tiene que ofertar electricidad a un precio que internalice los dos costes: materia prima y emisiones.
En concreto, los derechos de emisión de CO2 se han encarecido hasta superar en lo que va de agosto los 55 euros por tonelada, cuando a principios de año cotizaban en torno a los 33 euros. Mientras, el precio del gas natural se sitúa en torno a los 45 euros por MWh, según datos de Mibgas.
El precio de la energía tiene un peso cercano en la factura de en torno al 24%, mientras que alrededor del 50-55% corresponde a los peajes -el coste de las redes de transporte y distribución- y cargos -los costes asociados al fomento de las renovables, a las extrapeninsulares y las anualidades del déficit de tarifa- y el resto, a impuestos.
Las oscilaciones en el precio diario afectan a los consumidores acogidos a la tarifa regulada (la denominada Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor), algo más de 10 millones, mientras que estarían exentos los que están en el mercado libre (unos 17 millones), ya que cuentan con un precio "pactado" con su compañía. En todo caso, en los clientes con contrato no PVPC (o sea, en clientes con contrato con comercializadoras del mercado libre), la repercusión de la subida del precio de la luz en el mercado mayorista llega siempre a medio plazo, porque las comercializadoras acaban siempre repercutiendo las subidas del mercado mayorista a sus ofertas. Según la agencia Europa Press -que cita como fuente primera a "expertos del sector"-, el 88% del consumo eléctrico de España tiene contrato con precios fijos.
La factura más cara de la historia
Según el análisis quincenal (de la evolución del PVPC) que ha publicado esta semana la asociación de consumidores Facua -que recuerda que en agosto de 2020, el precio del kilovatio hora se situó en una media de 12,18 céntimos-, en la primera quincena de agosto de este año, el precio medio ha sido de 15,28 céntimos en horario valle, 19,85 céntimos en horario llano y 30,96 céntimos en horario punta. La media aritmética entre los tres tramos ha sido de 22,03 céntimos, un 80,9% más que hace un año. La media ponderada tomando como referencia el consumo del usuario medio en cada tramo ha sido de 21,01 céntimos, un 72,5% más elevada que en agosto de 2020 (los datos, quincenales, no tienen pues en cuenta las últimas subidas).
