El precio del ‘pool’ eléctrico subió un 19%, pese a la caída del crudo

El mercado eléctrico está marcado por el viento y el agua La menor producción de eólica e hidráulicqa lo encarece

Que el precio del mercado mayorista de la electricidad (pool) funciona al margen de la evolución de los precios del petróleo lo demuestra el comportamiento de ambos en 2015. Así, mientras el barril de Brent cayó casi un 35% en ese ejercicio, al pasar de 57,33 dólares a 31 de diciembre de 2014 a 37,28 dólares en igual fecha de 2015, el precio medio del mercado eléctrico español en el último año aumentó un 19,4%, de 42,13 euros MWh a 50,32 euros MWh, según datos de REE.

La suposición de que el precio del petróleo y el de comodities como el gas y el carbón, con los que se produce electricidad, tienen una influencia indirecta sobre el pool carece de fundamento. Esto se debe al funcionamiento marginalista de un mercado en el que tienen cada vez más peso tecnologías con costes variables reducidos (o casi cero) como son las renovables (otra cuestión es el incentivo que estas reciben, que se factura en los peajes de acceso a las redes no como coste de la energía).

Por tanto, las bajadas de los precios de la electricidad en España dependen más del viento y la lluvia que de la evolución del barril. Por contra, la falta de generación eólica o hidráulica debido a los anticiclones obliga a la producción térmica con carbón o gas, lo que encarece el precio del pool. Este lo marca la tecnología más cara que resulta casada en las subastas diarias (los combustibles fósiles cuando no hay agua y viento) y la mayor demanda que no puede cubrirse con renovables.

En el caso de los domésticos con la tarifa más habitual (la 2..0), la electricidad subió un 6% el año pasado

Así, si el precio medio del mercado mayorista en 2015 subió más del 19%, pese a la gran bajada internacional de los combustibles, se debió a la elevada producción con energías verdes en 2014 (año respecto al cual se comparan los datos). En cambio, la situación meteorológica del año pasado, con poca lluvia y viento, provocó un incremento de la generación eléctrica con carbón y gas que, pese a su menor precio internacional, encareció el pool.

En el caso de la producción térmica, esta se incrementó casi un 25% (la de carbón) y un 18,4% (la de gas), el año pasado. Por el contrario, la generación eólica e hidráulica, descendieron un 6% y un 25%, respectivamente. Otra explicación de la subida de los precios eléctricos el año pasado fue el incremento de la demanda eléctrica en un 1,8%.

También hay factores derivados de la reforma eléctrica del Gobierno del PP. Por un lado, el impuesto que soporta la generación desde 2012 (un 7% de los ingresos por la venta de electricidad), que se repercute en el precio final. Y, por otro, la decisión de dejar sin incentivo a 8.000 MW de potencia eólica (todos los parques anteriores a 2004), que suponen un tercio de la potencia eólica instalada.

Con el anterior sistema de primas, estas instalaciones han dejado de ofertar a cero euros como ocurría antes, pues al verse obligados a competir en el mercado intentan recuperar al menos sus costes de operación y mantenimiento. Esto ha hecho que los precios suban en la banda mínima (antes no era raro que muchas horas casaran a cero, ahora, como mucho las más bajas se sitúan en 4 o 5 euros MWh). En definitiva, “más horas de precios altos y menos horas de precios mínimos”, señalan fuentes de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).

En enero, precios más bajos y subasta de renovables

De la influencia del viento y el agua en el mercado mayorista de la electricidad da cuenta la fuerte bajada de los precios en los días transcurridos en lo que va de enero. Así, la fuerte producción hidráulica y eólica (que ya fue la tecnología más barata en 2015, con precios por debajo de los 50 euros MWh) debido a los temporales que han inaugurado el año, han hecho descender el precio del pool (casi un 30% la primera semana). La eólica registró el lunes un récord de producción instantánea: 17.499 MW, un 76% de la potencia total instalada.

Aunque en este caso, la evolución va pareja a la del crudo, no existe ninguna relación. Por el contrario, la producción con combustibles fósiles lo encarece, aunque el precio de estos baje.

Además de esta situación climática beneficiosa, el mes de enero viene marcado por la subasta de 700 MW de capacidad renovable con incentivo (500 MW eólicos y 200 MW de biomasa), que pondrá fin a la moratoria al cobro de primas por parte de las energías verdes, que decretó el Gobierno en enero de 2012.

La subasta, organizada por Omie y que debe ser validada por la CNMC, se celebrará hoy entre las 9 y las 11 horas. En las dos horas siguientes, los adjudicatarios conocerán el resultado, que posteriormente publicará el Ministerio de Industria. Aunque se desconocen el nombre de los participantes, en el sector se prevé una gran afluencia y que concurran todas las grandes empresas del sector, como Gas Natural, Iberdrola y Acciona.