El mercado mayorista de electricidad -pool-, en el que se casa diariamente la oferta y la demanda de energía para fijar el precio de la luz, está bajo presión y está bajo la lupa. Los precios han marcado récords, tanto en media diaria como por horas en plena ola de frío, por tres factores principales: más demanda, menos producción renovable y más necesidad de recurrir al gas para generar electricidad en una coyuntura de relativa escasez. Los números reflejan muy bien la situación: el precio del MWh en el mercado ibérico (Mibel) cerró el día 8 en 94,99 euros, con un máximo horario 114,89 euros. Suponen un incremento del 123% respecto a la semana anterior. En el año 2020, el precio medio del MWh fue de 33,98 euros, según datos del Ministerio de Transición Ecológica.
La situación se repite. Hubo episodios similares en 2010 y 2013; se abrieron investigaciones de Competencia sobre las grandes compañías que operan a un tiempo como vendedoras y compradoras; se aprobaron expedientes por manipulación de los precios y creció la presión para modificar las reglas de un mercado que sigue bajo sospecha, pero que no cambia. Según el Gobierno, porque el derecho europeo lo impide; según el sector de las renovables, que ha puesto patas arriba parte del statu quo, porque los grandes grupos energéticos lo controlan.
El mercado mayorista, que determina el precio del kW, marca un 35% del recibo de la luz que pagan 11 millones de usuarios acogidos a la tarifa regulada (PVPC). Fija el precio por horas y para cada día, con un reflejo rápido en el recibo. Los clientes del mercado liberalizado -el 60% de los usuarios- no lo notan de forma tan inmediata. Subidas rápidas provocan alarmas rápidas. En situaciones como la actual, con aumentos importantes de la demanda y escasez de materia prima cara -el precio del gas también ha marcado un récord de 51,55 euros MWh- el impacto en el recibo puede ser espectacular. Sobre todo si el mal tiempo se mantiene y la demanda se dispara.
Un precio para todos
El mercado mayorista funciona de forma de que la última tecnología llamada para cubrir la demanda -la más cara- marca el precio que cobra todo el resto. Empresas como Iberdrola, con una alta capacidad de producir electricidad a coste prácticamente cero con centrales hidroeléctricas pueden obtener buenos beneficios, lo que no deja de provocar recelos. Durante una década, teóricos como el exconsejero de la antigua Comisión Nacional de la Energía (CNE) Jorge Fabra; Javier García Breva, que en su día dirigió el IDAE; el exministro y expresidente de REE, Luis Atienza, y organizaciones como la Fundación Renovables han abogado por modificar las reglas del mercado mayorista, que se han mantenido con Gobiernos de distinto signo.
La Fundación Renovables, hace una década, apuntó al pool eléctrico como una de las principales causas del déficit de tarifa que llegó a superar los 25.000 millones de euros. García Breva, actual presidente de la consultora N2E, elaboró un informe que cuestiona el modelo energético convencional, basado en la oferta de generación centralizada con combustibles fósiles y energía nuclear. En su opinión, se ha sostenido mediante una regulación que ha protegido a las empresas los ingresos suficientes para garantizar su viabilidad, cerrando el mercado a la competencia y derivando sus costes a los consumidores. Resultado: una de las facturas domésticas más caras de Europa.
El Ministerio de Transición Ecológica prefiere ver la botella medio llena. "Los españoles", aseguran fuentes del departamento que dirige Teresa Ribera, "pagamos mucho menos en nuestro recibo. En dos años casi un 40% menos. Sin embargo, el modo en que el derecho europeo establece la forma de fijar precio en los mercados eléctricos hace que en ocasiones puntuales de mucha demanda y poca renovable el precio se dispare". Por si acaso, el ministerio adelanta también que "pedirá a la CNMC que en circunstancias extraordinarias como esta vigile y acredite de forma transparente si todo ha funcionado bien". No es nuevo. Así ha sucedido -sin grandes consecuencias- en cada episodio de precios disparados.
En un mercado energético en el que los barcos gaseros cambian de rumbo en alta mar para poner proa al puerto del mercado que mejor pague la mercancía, mantener las reglas significa mantener los problemas. Fuentes ministeriales admiten que la actual "es una situación coyuntural, que se mantendrá mientras dure la situación de demanda alta y relativa escasez de gas en los mercados internacionales por el incremento de compras en Asia".
Lo más a mano
A corto plazo, sólo se puede acudir a lo que hay más a mano. El gestor del sistema gasista, Enagás, según confirman fuentes al tanto de las operaciones, ha liberado ya parte de las reservas establecidas en el Plan Invernal y está extrayendo al máximo de capacidad gas de los almacenamientos subterráneos que se encuentran al 80% del nivel de llenado.
A más largo plazo -220-2025- lo más cercano a un plan para contener el recibo de la luz es la constitución del Fondo Nacional de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico. Sacará del recibo de la luz 7.000 millones anuales destinados a las renovables, la cogeneración y el reciclado y rebajará la factura en un 13% en cinco años. "La transformación del sistema energético está siendo muy positiva en evolución de precios", sostienen las fuentes ministeriales, "pero hasta tanto no se haya completado, es difícil evitar que en un mercado marginalista no haya algún episodio puntual como este".
El optimismo se refugia en el mercado de futuros de la energía, en el que España se acerca a los precios de Alemania y de Francia. El área de Energía del Gobierno sostiene que en 2022 o 2023, los precios de la electricidad en España estarán por debajo de esos mercados de referencia. En 2030, culminados los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), España, según sus impulsores, estará más protegida frente a los picos puntuales de precios. De momento, lo cierto es que no lo está.
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