El ahorro medio en el coste de la energía para los consumidores de electricidad que se benefician del tope al gas se ha quedado en algo más del 10% en su primera semana en vigor, según una estimación provisional que en cualquier caso está lejos por ahora del recorte de entre el 15% y el 20% anunciado por el Gobierno.
La esperada solución ibérica tuvo un arranque marcado por las circunstancias excepcionales de la ola de calor de la semana pasada, la más tempranera de la historia. Las elevadísimas temperaturas, la menor producción renovable y la mayor demanda para equipos de aire acondicionado dispararon la producción de electricidad con gas, lo que diluyó el efecto de la medida porque encarece la compensación que hay que pagar a las generadoras por el precio real de esa materia prima.
Además, la puesta en marcha del mecanismo ha coincidido con un momento de precios del gas muy altos mientras el número de consumidores que tienen que financiarlo (al ser los beneficiarios de la medida) es todavía relativamente bajo: por ahora suponen alrededor del 41% de la demanda de electricidad, la que representan los contratos indexados al denominado pool eléctrico, como los hogares con el precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC) y cerca del 70% del consumo de la industria.
El ahorro en los primeros siete días del mecanismo que inició su aplicación el 15 de junio se ha quedado así en una media del 10,1% y solo superó el 15% durante el fin de semana, coincidiendo con la menor demanda de esos dos días no laborables.
Se trata de una estimación del ahorro obtenido a partir del precio del mercado mayorista que habría resultado si no se hubiera puesto esa medida.
Ese cálculo puede realizarse mediante una fórmula matemática basada en los datos publicados por el Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE) y la cotización diaria del mercado ibérico del gas (Mibgas): consiste en restar al precio diario de referencia de Mibgas los 40 euros en los que está fijado actualmente el tope al gas y dividir el resultado por 0,55, que es el rendimiento medio estimado de las centrales de ciclo combinado que establece el Real Decreto que aprobó la solución ibérica.
Así lo explicó este lunes en un encuentro con la prensa Pedro González, director de regulación de aelÄ“c, que señaló que los ahorros en los cuatro primeros días en los que la medida ha entrado en vigor han sido “menores de lo que cabría esperar”. La patronal eléctrica los cifra en el 11%, basándose en datos provisionales de OMIE. Con los definitivos, publicados este lunes, el recorte es menor, del 9%. En cualquier caso, es un ahorro medio: no tiene en cuenta que, hasta ahora, el coste de la compensación a las centrales de gas por el tope está siendo superior por lo general en las horas de madrugada, cuando la demanda de los domésticos es inferior.
En su análisis diario del funcionamiento del tope al gas, el Gobierno destaca que, con los precios de este martes, que arrojan un incremento del precio para los consumidores en PVPC del 4,4%, hasta 270,17 euros, “el valor real pagado por los consumidores expuestos al mecanismo” continúa “siendo inferior” al registrado en los mercados mayoristas de Italia (342,5 €/MWh), Francia (354 €/MWh) o Alemania (288,6 €/MWh).
Ese precio es el resultado de un aumento del cotización de referencia del gas en el mercado ibérico del 6%, hasta 116 euros/MWh, el más elevado desde la entrada en vigor del mecanismo, con una demanda un 2% superior a la del lunes, hasta 849 gigavatios hora (GWh), mientras la generación con ciclo combinado se incrementa un 22% (hasta 334 GWh) y la eólica se recorta un 18%, hasta 104 GWh.
El Ejecutivo destaca que el mercado de futuros mensuales de la electricidad para 2022 arroja para España precios inferiores a los 200 euros/MWh: de entre 152 y 177 euros/MWh. Es un nivel “muy inferior a los precios de Alemania y Francia”, pero superior a los 130-140 euros en los que en principio se calculó caería el pool español con la solución ibérica.
“Difícilmente predecible”
El director de regulación de la patronal eléctrica dejó claro este lunes que es pronto todavía para sacar conclusiones y es “difícilmente predecible” cómo van a evolucionar los precios en los próximos meses, porque es “muy complicado” saber cómo el tope ibérico afectará a los futuros de la electricidad, ya que “la liquidez a largo plazo ha quedado dañada” y “el escenario es tremendamente complejo”.
“Todo depende de cuál es el precio del Mibgas”, que ha pasado de los 70 euros de finales de mayo a los 116 euros de este martes, en un contexto de creciente preocupación sobre el futuro de los suministros del gas ruso a Europa.
Pero en opinión de González será “complicado” llegar a ese objetivo de reducir entre un 15% y un 20% la factura. Esto requeriría un abaratamiento de entre un 30% y un 40% de la energía, que se ha convertido en la principal partida del recibo final, aunque hay que sumar los impuestos y el costes de las redes, entre otras: “Va a depender mucho de las condiciones meteorológicas y de la disponibilidad de los recursos renovables”.
El directivo de aelÄ“c señaló que el mecanismo, que ha permitido que los precios del mercado mayorista español ahora estén prácticamente alineados con los de Alemania y muy por debajo de los de Francia, ha despertado una “lógica expectativa en el resto de mercados europeos” y un “notable interés en el resto de asociaciones europeas”, respecto a “cómo se produce la bajada y quién paga esa compensación” a los ciclos.
La patronal que agrupa a empresas como Iberdrola o Endesa advierte de que uno de los efectos colaterales de la medida ha sido disparar “desde el primer día” las exportaciones de electricidad a Francia, lo que también diluye en parte el efecto de la solución ibérica, porque esa demanda extra de los consumidores franceses (que no pagan la compensación a los ciclos) se tiene que cubrir recurriendo a centrales de gas. Y a mayor producción de esta fuente, más necesidad de recurrir a ciclos combinados con menor eficiencia y mayores costes.
aelÄ“c, que advierte de que las rentas de congestión que paga la parte francesa por esas importaciones no van a bastar para financiar la medida, asegura que las exportaciones al mercado francés pueden llegar a quintuplicarse en el próximo año hasta alcanzar, como máximo, los 25 teravatios/hora anuales, aproximadamente el 10% de la demanda de España, frente a los 5-6 TWh que Francia venía importando antes del tope al gas.
No obstante, ese es un cálculo de máximos, que no tiene en cuenta las actuales restricciones que desde hace meses sufre la interconexión con Francia.
Por otro lado, conforme pasen los meses va a aumentar el número de contratos que van a tener que financiar la compensación al gas. Eso disminuirá el coste unitario de ese pago a los ciclos. Todos los contratos que se renueven o firmen a partir del 26 de abril empezarán a pagar la compensación según vayan venciendo hasta el 31 de mayo de 2023, cuando expirará este mecanismo excepcional. Para entonces casi toda la demanda acabará pagando la compensación. Solo se librarán contratos plurianuales que entonces no hayan vencido.
Según aelÄ“c, existe una gran incertidumbre sobre cuál va a ser el ritmo de vencimiento de esos contratos. González no quiso adelantar si se va a producir un trasvase al PVPC, como ya ha vaticinado un reciente estudio de Fedea. “La complejidad de la medida y la extensión de distintos tipos de contratos, plazos y condiciones va a llevar al consumidor a tener que buscar y decidir”, explicó el directivo de la patronal.
Y si bien por un lado el coste de esa compensación a los ciclos irá cayendo a medida que la financien más clientes, el efecto de la solución ibérica también se irá diluyendo a partir del séptimo mes. Entonces, el tope máximo al gas irá subiendo al pasar de los actuales 40 euros/MWh a 45 euros, cifra que irá aumentando 5 euros al mes hasta mayo del año que viene.