Energía
La situación del mercado eléctrico Ampliar foto

Esos locos precios eléctricos

La escasez de agua y viento y la mayor demanda por el frío explican el repunte de precios, que sufrirán los usuarios en el recibo de la luz. El mercado vuelve a estar bajo sospecha

El año que acaba de comenzar ha venido acompañado de un fuerte repunte de los precios de la electricidad en el mercado mayorista (pool) hasta el punto de que, en dos jornadas, se ha llegado a batir el récord de los últimos tres años: 72,89 euros MWh el día 11 y 75,26 euros MWh, ayer día 12. Para hoy (las subastas que fijan los precios se realizan el día anterior para cada una de las horas del día siguiente), el mercado ha dado un respiro, al bajar a 68 euros MWh.

 Aunque el fantasma de lo ocurrido en diciembre de 2013, cuando el Gobierno intervino los precios tras el fracaso del mecanismo de las subasta Cesur que los fijaba trimestralmente para los domésticos, vuelve a planear en el ambiente, la explicación con mayor consenso es que la subida responde a razones meteorológicas, que se acentúan en un mix con un peso importante de renovables como es el español. La falta de lluvias (un problema que se arrastra desde hace varios meses y que sitúa las reservas en un 39%, frente al 55% de hace un año) y, sobre todo de viento, está obligando al sistema a recurrir a las tecnologías más caras, el carbón y el gas, que marcan precio para todas en un mercado marginalista como el eléctrico.

En los días transcurridos de enero, la producción con carbón ha representado un 22,4% del total y la de gas en las centrales de ciclo combinado, un 12%. Según se conoció ayer, el abastecimiento de gas desde Argelia (principal suministrador de España, con más de un 50%)se ha visto afectado por problemas “técnicos” en sus terminales de licuación de Bethioua y Skikda, lo que ha llevado a la cancelación de varios buques. Esto ha tenido, a su vez, un efecto sobre los precios en el sur de Europa. Fuentes del sector indica que, aunque los incidentes no han sido muy relevantes, “ha hecho daño al mercado al haberse producido en pleno invierno”.

Este descenso del suministro ha tenido un efecto directo en el Mibgas (el nuevo mercado organizado de gas en la península ibérica), que sirve para fijar precios, y cuyas cotizaciones se han incrementado en un 66% desde comienzos de diciembre, hasta los 40 euros MWh de ayer. También el precio del carbón se ha duplicado en un año, hasta 100 euros la tonelada. Este combustible fue la primera fuente de energía en noviembre y diciembre y la segunda en septiembre y octubre.

Todo un cóctel que, unido a un incremento de la demanda, y al efecto (cada vez más residual) de la paralización de algunas centrales nucleares en Francia, explicaría el repunte del mercado eléctrico que se traslada de forma automática a la factura de los usuarios domésticos y pymes acogidos al precio de venta al pequeño consumidor (PVPC), unos 13 millones. Un mecanismo instaurado por el anterior Gobierno de Mariano Rajoy instauró en abril de 2014, para sustituir a la antigua Cesur.

Montaña rusa

Lo que está ocurriendo estos días ha puesto sobre la mesa la volatilidad a la que está sometido el PVPC (un mecanismo único en Europa), un precio libre -regulado al que tienen derecho los pequeños usuarios (los que tienen una potencia contratad inferior a los 10 kW). Bien es cierto que el año pasado, los clientes pagaron la electricidad más barata que el año anterior (en enero se registró un mínimo de precios histórico), pero entre abril y finales de año el incremento había sido del 60%. Pese al menor precio, la volatilidad vivida en los últimos meses y, especialmente, en los días de enero, es la mayor desde la implantación del PVPC.

Según fuentes del sector, “cuando baja el precio nadie dice nada o no se da cuenta y cuando sube se encienden las alarmas”. Como las que se han desatado estos días y que no se logran aplacar, pese que las empresas eléctricas y muchos expertos insisten en que la situación se sitúa “dentro de la normalidad” y de que los precios bajarán de forma considerable en cuanto sople el viento.

Pero el futuro que se augura es mucho más volátil: “A medida que se vayan introduciendo más energías renovables en el sistema y vaya desapareciendo el carbón o reduciéndose el peso del gas, la volatilidad será aún mayor, especialmente, cuando se incremente la fotovoltaica”, añaden. Se trata de los inconvenientes de un mix con un mayor peso de energías verdes, que tienen a su vez una gran ventaja: hacen bajar los precios cuando su producción aumenta: el efecto montaña rusa.

Estos son también los momentos que las empresas aprovechan para vender las bondades del mercado libre, pues los que han contratado un precio cerrado para todo el año están libre de estos vaivenes. Lo cual no significa que el precio que paguen sea inferior al del PVPC que, a su vez, ligado a los precios horarios del pool, pues, salvo excepciones (las empresas compran a plazo la energía que ofrecen a estos clientes) o descuento mínimo, este es el que sirve de referencia al mercado libre. Además, en muchos casos, se ofrecen servicios que encarecen el recibo.

Polémico mercado

En un punto hay también coincidencia entre quienes lo ven normal y los que se muestran críticos con la actual estructura del mercado:que los precios del crudo ya apenas inciden en los de la electricidad, pues el único combustible para producir electricidad que está indexado al barril de petróleo es el gas y esta referencia “es cada vez más débil”. El hecho de que en enero de 2016 se registraran precios eléctricos mínimos y que el barril también tocara fondo (hasta alcanzar los 27 dólares), “es pura coincidencia”, y se apunta más a la suavidad del invierno.

La influencia más decisiva es la del gas, con contratos cada vez más caros. Las compañías, con un parque de centrales de ciclo combinado infrautilizado, no tienen reservas de gas y en momentos de demanda “tiran de contratos de gas spot, más caros”.

Sin embargo, los más críticos siguen apuntando a la estructura de un mercado marginalista como responsable de los altos precios. Frente a quienes insisten en que en Europa todos los mercados son marginalistas y funcionan con un único algoritmo (lo que llevó hace unos días al ministro de Energía, Álvaro Nadal, a asegurar que tiene “poco margen” legal para reformarlo), están los que recuerdan que frente al pool español, por el que pasa toda la energía contrada en el mercado, en otros países, como Francia apenas se negocia un 20%.

También a esta respuesta le sigue otra: que, aunque le volumen negociado sea menor, la referencia del precio es la de estos mercados marginalistas”.

En el debate no falta quien considera que, aunque efectivamente todos los mercados son marginalistas, el de la electricidad en España “es un mercadillo”, en el que “unas cuantas compañías ejercen un poder de mercado”, asegura un analista. Y es en estos momentos de “río revuelto”, cuando lo pueden ejercer: “¿cómo si no en muchos días ha macado precio la hidráulica?”, añaden las mismas fuentes.

Estas consideran que las compañías deben resarcirse de lo perdido en un año malo para ellas como fue el año pasado. En este punto, empresas como Endesa, que compran más que venden, insisten en que les benefician los precios baratos. En cualquier caso, a todos les viene bien, pues, energías como la eólica, que en estos días de repunte ha supuesto un 17% de la producción, la han cobrado por encima de los 70 euros.

Sea como fuere, pocos confían en que de una posible investigación de la CNMC (que aún no ha hecho ningún requerimiento a las compañías) pueda derivarse ningún acto contrario a la regulación. No obstante, el organismo regulador, que en principio se lo tomó con calma, pues sus investigaciones -dijo- son permanentes, ha empezado a tomarse en serio un repunte que no considera tan

 

Y el gas natural se dispara

En la primera semana de enero, el diferencial de precios del nuevo mercado secundario de gas (hub) de España y Portugal (Mibgas) fue de 10 euros MWh respecto al resto de Europa: 30 euros MWh frente a 20 euros MWh. Ayer, según alertaba la asociación de grandes consumidores GasIndustria, que aglutina a medio centenar de grandes compañías de distintos sectores), esta diferencia se había ampliado, pues el precio cerró 40€euros MWh.

Este repunte de las cotizaciones se ha producido especialmente en el sur Francia, Italia y España, lo cual se explica, según la citada asociación, por las tensiones del mercado; la fuerte ola de frío y la escasez de gas natural licuado (GNL) por los problemas de abastecimiento en el sur de Europa (incidentes técnicos en las terminales de licuación en Argelia, que ha reducido ligeramente el suministro a España e Italia). Otros factores han sido, según Gas Industrial, los altos precios e GNL en los mercados y los elevados peajes de España.

¿Por qué se han disparado los precios en los países del sur de Europa? Porque, según señala, a estos países no llega el gas ruso con el que se abastece el norte del continente y que en estos momentos está por debajo de 20 euros MWh. Por otro lado, recuerda la asociación de consumidores de gas, la situación anticiclónica de la península (sin apenas viento ni producción hidráulica).

Estas son las razones que explican “en parte”, que se hayan disparado los precios del gas en España, Italia y Sur de Francia, “pero es fundamental -añade GasIndustrial-, un mayor desarrollo del hub ibérico Mibgas”, que comenzó a funcionar plenamente el pasado otoño. “El Ministerio de Energía debe apoyar con todos los medios posibles la liquidez de este hub y las interconexiones energéticas internacionales”, racalca.

El mercado organizado del gas fue creado en 2015 y su operador es la sociedad Mibgas, en la que participan Enagás y un buen número de agentes del sector.

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