Los futuros de la luz no dan tregua y anticipan un fin de año con precios récord de la electricidad

Torres de alta tensión del sistema eléctrico.

Los futuros energéticos anticipan un final de año muy complicado en el mercado mayorista eléctrico español, que amenaza con seguir pulverizando los sucesivos récords alcanzados este mes. Los futuros de la electricidad para el último trimestre de 2021 en España se han disparado esta semana hasta un nuevo récord de 175,13 euros por megavatio hora (MWh), según datos de Omip, por encima del anterior récord de 173,1 euros del 15 de septiembre.

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Ese día el precio medio diario del denominado pool marcó el que hasta ahora es su máximo histórico, los 188,18 euros/MWh del pasado jueves. Este miércoles, el mercado mayorista va a volver a subir con fuerza y el precio medio diario va a encarecerse de golpe 25 euros en un día hasta 175,87 euros, el segundo más alto de la historia.



La escalada se explica sobre todo por las continuas subidas en los mercados europeos de la cotización del gas natural, en un contexto de gran preocupación de cara al invierno por el bajo nivel de los almacenamientos (por debajo del 80%), fuerte demanda de Asia e incertidumbre sobre el suministro desde Rusia. En Reino Unido esta situación está poniendo en serias dificultades a la industria, con parada de factorías e implicaciones para el sector alimentario por la escasez de CO2 que utiliza este sector.

En el caso del mercado ibérico de gas Mibgas, el gas para entrega en octubre se disparaba el lunes más de un 16%, hasta 77,4 euros/MWh. Un repunte compensado en parte por cierta estabilidad en los precios del CO2 en los últimos días, con la tonelada en el entorno de los 60 euros. Por cada euro que sube el gas (en febrero cotizaba en 15 euros/MWh), el precio mayorista de la luz se incrementa en unos dos euros, dado que esas plantas tienen una eficiencia de alrededor del 50%. Este combustible alimenta a las centrales de combinado y determina lo que cobra el resto de tecnologías del mix de generación eléctrica, dado que la subasta horaria funciona bajo un modelo marginalista, en el que la última central que casa oferta y demanda fija el precio que cobran todas.

Un sistema que la industria española ha pedido eliminar y que el Gobierno, que pide una acción conjunta a nivel europeo, ha propuesto modificar en Bruselas mediante una nueva carta enviada esta semana a la Comisión Europea por las vicepresidentas Teresa Ribera y Nadia Calviño. El presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, llevará a la cumbre de líderes de la UE del próximo octubre la subida del precio de la luz para que se analicen "las causas del actual repunte de los precios".

Este martes, la Agencia Internacional de la Energía (AIE), dependiente del club de países ricos de la OCDE, afirmaba que "Rusia puede hacer más para incrementar la disponibilidad de gas para Europa" de cara a la temporada invernal. Ejecutivos de la industria gasista reunidos esta semana en Dubai aseguraban a la agencia Bloomberg que a corto plazo "poco puede hacerse" para mitigar esta crisis energética: "Esperamos que el inicio del invierno no sea muy frío en el hemisferio Norte. De lo contrario, estaremos en problemas", en palabras del vicepresidente ejecutivo de la francesa Engie, Didier Holleaux.



Los 175,13 euros de media para los tres últimos meses de 2021 que pronostican los futuros de la luz para España son muy superiores a los algo más de 114 de euros en los que ha cotizado de media el pool desde junio, cuando arrancó esta escalada sin precedentes. Se supone que para el primer trimestre de 2022 los precios bajarán algo en España, pero poco. Los futuros de Omip apuntan a un precio medio de 162,5 euros, frente a los 176,66 euros/MWh de Francia y los 158,6 euros/MWh de Alemania.

Para el conjunto del próximo ejercicio, los futuros apuntan a un precio medio de 107 euros en España, frente a los 75 de lo que llevamos de 2021. En septiembre, el pool español ha estado siempre por encima de los 130 euros/MWh y de media roza ya los 150 euros. Esto da idea del nivel de precios que anticipan los futuros para lo que queda de 2021.

Esta situación ha llevado al Gobierno a aprobar un Real Decreto-Ley para, entre otras medidas, recortar temporalmente unos 2.600 millones a las eléctricas por los denominados beneficios caídos del cielo que reciben las centrales no emisoras (principalmente hidroeléctricas y nucleares, pero también las renovables que ya no cobran primas) por la subida del gas y rebajar los llamados cargos, la parte regulada del recibo que fija el Ejecutivo, que son mayores para los pequeños consumidores.

Además de poner un tope a las subidas de la tarifa regulada de gas natural (tarifa de último recurso o TUR) que tienen 1,5 millones de clientes y lanzar unas subastas específicas para grandes consumidores, el Gobierno ha suspendido el impuesto a la generación eléctrica, ha rebajado un 90% el Impuesto a la Electricidad y ha bajado el IVA al 10%, entre otras medidas, que se traducirán en una rebaja de cuatro décimas en la inflación, según señaló este martes la vicepresidenta económica, Nadia Calviño. El objetivo es que este año se pague, como mucho, la misma cantidad que se pagaba en 2018. La duda es si será suficiente con esas medidas ante los precios que anticipan los futuros.

"Habrá que ver el impacto"

Preguntada en el Senado sobre si extenderá esa bajada del IVA más allá de diciembre, la ministra de Hacienda, María Jesús Montero, afirmó este martes que "habrá que ver el impacto que tienen esas medidas en el recibo de la luz para tomar las siguientes decisiones". Montero reprochó al PP que haya salido "en tromba" a defender a las eléctricas por el recorte a sus beneficios y que base sus propuestas para abaratar el recibo en "que lo paguen los ciudadanos a través de los impuestos" y no las empresas.

El recorte, según la patronal Aelec, "se basa en la suposición de que estas centrales de generación están vendiendo su energía al precio del mercado diario, por lo que se estarían beneficiando de la escalada de precios actual", pero "hará que numerosas centrales de generación incurran en pérdidas económicas significativas" porque ya tienen vendida su energía a "clientes que han contratado a un precio fijo, por lo que este precio –inferior al que marca el mercado mayorista diario en la actualidad– es el que reciben las centrales".

"Estos contratos se han venido formalizando a precios sustancialmente inferiores a los precios actuales del mercado diario, por lo que no tiene sentido aplicarles una minoración justificada por unos ingresos supuestos que no reciben", argumenta la patronal.

Según Aelec, las eléctricas tienen vendida a plazo el 100% de su producción de base (nuclear y renovable) de 2021 y un porcentaje superior al 75% de la de 2022 desde hace meses, a unos precios muy inferiores a los actuales. Tomando el récord de 188,18 €/MWh del jueves, "de acuerdo con la fórmula de minoración propuesta, cada central verá reducidos sus ingresos en 81,1 €/MWh por cada megavatio producido. Pero, si esas centrales tienen su producción vendida, por ejemplo, a un precio de 60 €/MWh, incurrirán en unas pérdidas de -21,1 €/MWh, una situación económicamente absurda e insostenible", asegura.

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21 de septiembre de 2021 - 22:01 h

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