Estamos viviendo durante el verano de 2021 un aumento espectacular de los precios en el mercado mayorista de electricidad, con un record alcanzado (hasta el momento de la redacción de este artículo) el día 10 de septiembre de 152,32 €/MWh.
Se trata de un máximo histórico, nunca el precio de la electricidad en el mercado OMIE, en el que se negocia el precio de la electricidad para España y Portugal, había alcanzado antes este valor.
Las causas hay que buscarlas principalmente en la estacionalidad, el aumento del precio del gas natural, y en el aumento espectacular del precio del CO2, y sobre todo en la composición del mix de generación en España y en la participación de cada tecnología en el mercado de electricidad. Paso a continuación a desarrollar cada uno de estos factores que influyen en la subida.

El mercado de electricidad y la formación del precio.

El OMIE es el operador de mercado eléctrico designado (NEMO, según la terminología europea) para la gestión del mercado diario e intradiario de electricidad en la Península Ibérica, el mercado diario también llamado acoplamiento único diario (SDAC, por sus siglas en ingles). Como parte integrante del mercado de producción de energía eléctrica, tiene por objeto llevar a cabo las transacciones de energía eléctrica mediante la presentación de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica por parte de los agentes del mercado para las veinticuatro horas del día siguiente. Este mercado está acoplado con Europa desde el año 2014.
Todos los días del año a las 12:00 CET, se lleva a cabo la sesión del mercado diario en la que se fijan los precios y energías de la electricidad en toda Europa para las veinticuatro horas del día siguiente. El precio y el volumen de energía en una hora determinada se establecen por el cruce entre la oferta y la demanda, siguiendo el modelo acordado y aprobado por todos los mercados europeos que actualmente es de aplicación en España, Portugal, Alemania, Austria, Bélgica, Bulgaria, Croacia, Eslovaquia, Eslovenia, Estonia, Francia, Holanda, Hungría, Irlanda, Italia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Finlandia, Suecia, Dinamarca, Noruega, Polonia, Reino Unido, República Checa y Rumania.
Por tanto, los agentes compradores y vendedores que se encuentren en España o en Portugal presentarán sus ofertas al mercado diario a través de OMIE.
Europa ha establecido un marco regulatorio para el sector eléctrico europeo hasta 2030 basado en mercados transfronterizos de energía marginalistas. Pero ¿Qué es un mercado marginalista y como se produce la formación del precio en este mercado? Un mercado marginalista es aquel en el que la última unidad de demanda satisfecha al precio de la última unidad de oferta, marca el precio para el volumen total de electricidad subastado.
Así la subasta del mercado eléctrico, dividida en veinticuatro casaciones de precio horario, se compone de 24 precios que pueden ser diferentes entre sí. La formación de estos 24 precios se produce de la siguiente manera: oferta y demanda van casando bloques subastados de menor a mayor precio, primero entran las tecnología de generación con un coste variable inferior o bien aquellas con poca flexibilidad de funcionamiento, como son nuclear, hidráulica, fotovoltaica, eólica. A continuación las siguientes tecnologías con costes variables crecientes hasta casar la última unidad de demanda.
En función de los volúmenes de oferta y de demanda, la última tecnología en entrar en el mercado puede ser renovable, hidráulica o ciclo combinado por citar a las mayoritarias y más frecuentes.
Teóricamente si la última tecnología que accede es renovable o hidráulica, el precio del mercado para ese día o franja horaria debería ser más bajo que si fuese un ciclo combinado o térmica convencional, dado que el coste variable de esas tecnologías es inferior a las segundas.
En el caso de la térmica convencional y de los ciclos combinados, el coste variable depende entre otros factores del precio el petróleo / gas natural y del coste de las emisiones de CO2. Por este motivo el precio puede variar de un mes a otro y sobre todo de un año a otro.
Eólica, fotovoltaica e hidráulica en principio no tiene coste variables relacionados con el combustible y el CO2, dado que el combustible – aire, sol y agua – es gratis, y al no generar CO2 en su producción no están penalizadas. Digo en principio porque a la vista de los resultados del mercado no parece que esta premisa se cumpla.
Si nos fijamos en el precio horario del mercado diario del día 18 de agosto y lo comparamos con la tecnología que fijó el precio en cada franja horaria a partir de la información de oso siguientes gráficos observamos lo siguiente:

A pesar de que en 23 de las 24 horas del día el precio lo fijaron o bien tecnologías renovables o bien tecnología hidráulica, el precio permaneció todo el día por encima de 80 €/MWh con un pico de 127 €/MWh que ni siquiera coincidió con la tecnología más cara del día, el ciclo combinado.
Podíamos pensar que la demanda hubiera aumentado en ese día de manera espectacular y que hubiera sido necesaria la entrada de plantas de generación poco rentables aun con tecnologías baratas, pero tampoco parece que sea este el caso dado que la punta de demanda horaria en este día fueron 29 GWh a las 15h, mientras que en 2020 fueron prácticamente 30 GWh a las 14h.
Cuál es la causa de que tecnologías de bajo coste como hidráulica, solar y fotovoltaica, que son rentables con costes de energía en el entorno e 30 €/MWh oferten precios de hasta 127 €/MWh?
La causa hay que buscarla en la estacionalidad y en los ciclos combinados. Históricamente el verano ha sido una época en la que el precio marginal lo marca la producción térmica convencional (carbón y fuelóleo) y ciclos combinados (Gas Natural), los pantanos se encuentran con baja capacidad por el estiaje, las renovables en general no están en su mejor momento y en este entorno donde encuentra su momento el hueco térmico como puede verse en el gráfico siguiente.

He elegido el año 2019 en lugar del 2020, dado que este último debido al efecto Covid19 no fue muy representativo.
Es decir en los meses de junio a octubre el precio lo marcan los ciclos combinados y las térmicas convencionales (carbón, casi en franca retirada), y estas tecnologías sí que han visto encarecidos sus costes variables por el incremente del precio del Gas Natural y del CO2 como posteriormente veremos.
Lo que ocurre es por tanto que se oferta electricidad producida por fuentes renovables a precio del producido a por los ciclos combinados, aprovechando la estacionalidad, lo que genera una anomalía del mercado.
Esta anomalía no es única, dado que la subasta marginalista entre tecnologías con costes de producción tan dispares genera unas ventajas competitivas enormes a las tecnologías de menor coste frente a las de mayor coste al percibir el precio único de la tecnología más cara adjudicada.
A la vista de lo anterior da la sensación que urge cambiar el diseño de la subasta, o al menos sacar de la misma y asignar un precio máximo a estas tecnologías que al no depender del precio variable del combustible y CO2 tiene costes bien definidos y prácticamente invariables.

El precio del Gas Natural y el CO2.

Es cierto que GN y CO2 han subido, pero ¿es proporcional la subida de estos dos parámetros a la del precio de la electricidad? Para analizarlo he construido la siguiente tabla.

Para el periodo entre 2016 y 2021, y para el mes de julio en la primera columna he recogido el precio medio ménsula del OMIE, y en la segunda el precio medio mensual del gas natural y del CO2. A partir de estos dos últimos datos he obtenido el coste variable debido al combustible de la generación e electricidad mediante la tecnología de ciclo combinado.
Este valor me sirve para establecer un spread entre el precio OMIE y el coste variable para cada año. Vemos que en todos los caos se encuentra en el rango 24-33 €/MWh salvo en el 2020. Dado que en este año la demanda era anormalmente reducida como consecuencia de la paralización causada por el Covid19, voy a dar por bueno el rango anterior.
Por tanto diremos que el precio marcado por el OMIE está en consonancia con el precio del gas natural y CO2, siempre que la tecnología que marcara el precio fuera el ciclo combinado. Así parece que ocurre en los años 2016, 2017, 2019 y 2020, la tecnología que marca el precio de manera mayoritaria es el ciclo combinado. Sin embargo en 2018 y 2021, los años con precio OMIE más elevado de la serie, la tecnología mayoritaria ha sido la generación hidráulica. Es decir da la sensación que la generación hidráulica se oferta al precio el ciclo combinado.
La ventaja de la generación hidráulica, además de su bajo coste de generación, es que se trata de una fuente de energía almacenable, gestionable dado que el agua permanece embalsada y en principio puede ser liberada cuando más interese.
Así en julio de 2019 se produjeron 1.595 GWh con generación hidráulica, mientras que en 2021 se han producido 2.728 GWh a pesar de que la demanda ha sido un 6% menor. Las reservas hidráulicas estaban en ambos casos por encima de 8.000 GWh muy igualadas.
Por tanto da la sensación que lo que realmente encarece el precio e la electricidad es el precio de mercado del gas natural y del CO2 independientemente del mix de tecnologías que entren en juego en la generación. Si estos dos recursos están caros, dado que condicionan el coste de la generación en los ciclos combinados suponen también un encarecimiento gratuito del resto de tecnologías.

Impacto real en la factura y medidas correctivas. El bono social eléctrico.

¿Cuál es el impacto real en la factura de electricidad de la subida del precio de mercado? Para un consumidor doméstico medio, 290 kWh de consumo mensual medio, el incremento en la factura puede estar en torno a los 25 € incluyendo impuestos respecto al 2020, y de 18 € respecto a 2019.
Es probable que para un sector de la población, más o menos amplio, un sobrecoste mensual en el entorno de 20 € sea una cantidad asumible. Pero hay otro sector que tiene que mirar cada gasto con lupa para poder llegar a fin de mes, y es hacia este sector donde hay que dirigir los esfuerzos para mitigar el impacto del sobrecoste de la factura de la luz.
Cualquier modificación del modelo de asignación de precios en el mercado mayorista, las nuevas subastas de renovables que asignan precios fijos a las nuevas instalaciones renovables, empresas públicas en la generación eléctrica, reducción de la demanda mediante medidas de eficiencia energética o autoconsumo, podría dar resultado a medio o largo plazo, pero no tendrán repercusión inmediata.
El bono social eléctrico es una reducción en la factura de la electricidad para aquellos consumidores denominados vulnerables, que encontrándose en una situación económica complicada no puedan hacer frente a sus facturas de electricidad y se encuentren en riesgo de pobreza energética. El descuento varía en función de la situación familiar y renta anual, del 25% o 40% tanto en el término de potencia como el término de consumo de su factura eléctrica.
Se distinguen tres tipos de consumidores que pueden optar a esta ayuda: consumidor vulnerable, consumidor vulnerable severo y consumidor en riesgo de exclusión social.
Consumidores vulnerables son las familia numerosa, pensionista con pensión mínima. Para estos el descuento es del 25%.
Consumidores vulnerables severos son familias con una renta anual inferior al 50% de la renta establecida para el consumidor el vulnerable, familias numerosas cuya renta no supere los 15.039€ anuales, pensionistas con una prestación que no supere los 7.520€ anuales. Para estos el descuento es del 40%.
Los usuarios en riesgo de exclusión social son todos aquellos que cumplen los requisitos para ser vulnerables severos y que además, están recibiendo ayuda de los Servicios Sociales de su Comunidad Autónoma para poder abonar el importe de sus recibos de luz. En este caso el descuento es también del 40%, pero el pago de la factura corre a cargo de los servicios sociales de la comunidad autónoma al menos en parte, y en caso de impago temporal no se les podrá cortar el suministro.
Por tanto, este bono social al menos en teoría ya contempla la figura del consumidor vulnerable con sus diferentes grados de severidad. Sería preciso verificar que todos los consumidores vulnerables ya son beneficiarios del mismo, y en todo caso fortalecer las ayudas en el tramo intermedio y en el de mayor vulnerabilidad.
Otras posibles medidas como la anulación del impuesto sobre la generación de electricidad, la aplicación de IVA reducido al consumo de electricidad o la eliminación del impuesto sobre la electricidad, también contribuyen a abaratar el coste de la electricidad, aunque desde mi punto de vista las medidas fiscales más efectivas son las progresivas. Es decir aquellas medidas que desgravan más a aquellos con rentas más reducidas.

Alvaro Bengoa Legorburu

13 de septiembre de 2021