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El tope al gas se estrena con una caída menor que la estimada por el Gobierno

Torres de alta tensión, electricidad, luz

El estreno de la excepción ibérica para limitar el precio de la generación eléctrica con gas natural se ha saldado con una caída del precio inferior a la estimada por el Gobierno para los principales beneficiarios de esa medida, los clientes acogidos a la tarifa regulada del precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC).

Bruselas cuestiona por primera vez la "estructura del mercado eléctrico"

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El precio medio de la electricidad en el mercado mayorista va a caer este miércoles un 22,6% con respecto al del martes, hasta 165,59 euros/MWh, según datos del Operador del Mercado Ibérico de la Energía (OMIE). Aunque el precio está 48,46 euros por debajo de este martes y es el más bajo para un día laborable desde el 21 de abril, es superior a los 130-140 euros/MWh en los que estimó el Gobierno que se situaría esta medida cuando se anunció. Y a esa medida hay que sumar la compensación a las eléctricas por el coste del gas.

En la ola de calor más dura en un mes de junio en dos décadas (lo que dispara el uso de equipos de aire acondicionado), para este miércoles se espera un crecimiento de la demanda del 5% en el mercado ibérico de electricidad que comparten España y Portugal, con un 19% menos de producción eólica, un 22% menos de térmica solar, una caída del 6% en la producción hidráulica y un 6% menos de fotovoltaica; mientras, la generación con gas se va a disparar un 21% y la de carbón, un 33%. Y al precio del mercado mayorista hay que sumar el citado ajuste que desde ahora se aplica para compensar a las eléctricas por la cotización real del gas natural, denominada “precio horario de ajuste a los consumidores en el mercado OMIE”.

Ese ajuste se va a situar, de media, en 59,27 euros/MWh. Y ese es el precio adicional al del pool que van a tener que pagar los consumidores que se van a beneficiar del tope para compensar a las centrales de gas. Esto eleva el coste total para esos consumidores a 225 euros/MWh. El Ministerio para la Transición Ecológica defiende que este precio está todavía “por debajo del que habría sin el mecanismo, del orden de 240 €/MWh”.

“El resultado es, por lo tanto, claramente favorable para los consumidores y garantiza su protección frente a los elevados precios de la energía durante los próximos meses, sobre todo en invierno”, defiende el departamento de Teresa Ribera.

Este miércoles, la hora más cara en el mercado mayorista será entre las 12 de la noche y la una de la madrugada, cuando superará los 194 euros/MWh. La más barata será entre las tres y las cuatro de la tarde, cuando rondará los 144 euros.

Según datos del operador del mercado ibérico Mibgas, el precio del gas se va a situar el miércoles en 80 euros/MWh. Cotiza justo en el doble que el tope fijado por el Gobierno con este mecanismo. Cada euro de subida del gas se traduce en unos dos euros en el precio del mercado mayorista eléctrico.

En rueda de prensa tras el Consejo de Ministros, la portavoz del Gobierno, Isabel Rodríguez, ha destacado este martes que “desde mañana mismo empieza a imputarse” el mecanismo en las facturas, “beneficiando a casi 11 millones de hogares, pequeñas y medianas empresas que se van a acoger o están acogidos a la tarifa regulada”, con una rebaja que ha cifrado en el 20%, de forma que alguien que ahora pague una factura de 100 euros pasará a pagar “85-83 euros”.

Fuentes de Transición Ecológica subrayan que la ola de calor ha elevado la demanda casi 80 GWh, hay poca producción eólica (ha caído a 78 GWh) y las plantas de gas alcanzarán mañana su máxima producción en el último año, 373 GWh. “Como resultado de estas circunstancias excepcionales, el coste del ajuste ha ascendido a 59 €/MWh, lo que eleva el precio total a 225 €/MWh”, señalan esas fuentes

En el primer día de aplicación del mecanismo ibérico, el precio medio de casación del mercado mayorista de la electricidad se ha reducido el citado 22,6%, “en un contexto de precios eléctricos al alza en la UE: en Francia se han registrado 233 €/MWh, en Alemania 212 €/MWh y en Italia 250 €/MWh”, destaca el ministerio. 

Transición Ecológica insiste en que “en ausencia del mecanismo, cuya correcta aplicación está supervisando la CNMC, los precios en España habrían subido hasta el entorno de los 240 €/MWh, lo que pone de manifiesto su eficacia para reducir el precio de la electricidad, limitar los beneficios extraordinarios de las empresas eléctricas y funcionar como un ”cortafuegos“ ante los elevados precios del gas”.

Un año de vigencia

El mecanismo del tope ibérico fue autorizado el pasado miércoles por la Comisión Europea y convalidado un día después por el Congreso de los Diputados. Va a estar vigente hasta el 31 de mayo de 2023. El Real Decreto-Ley establece que ese límite al precio del gas para la generación eléctrica se va a situar en una media de 48,8 euros/MWh hasta entonces. El límite será más bajo en los primeros seis meses de aplicación: de 40 euros/MWh. Luego subirá a razón de 5 euros/MWh cada mes.

La medida, calificada de “histórica” por el Gobierno, tras una larga negociación con Bruselas, pretende ser una suerte de escudo para proteger a los consumidores de lo que pueda ocurrir en los próximos meses con la cotización del gas natural, como consecuencia de la guerra en Ucrania. Su objetivo es evitar que el precio de esta materia prima siga contaminando los precios del mercado mayorista de electricidad, como ha ocurrido hasta ahora.

Por imperativo de la UE (que ya reconoce abiertamente las carencias de este diseño que data de finales del siglo pasado), el denominado pool funciona en base al modelo denominado marginalista: la última tecnología es la que marca el precio cada hora. Y este suele estar determinado por la cotización del gas natural, que se ha disparado en el último año, contaminando al resto de tecnologías.

Con el tope al gas, que el Gobierno defiende que va a reducir los denominados beneficios caídos del cielo de las eléctricas (las empresas niegan que estos existan), se limita el precio al que pueden ofertar las centrales de ciclo combinado, cogeneración y carbón (ya muy residual en España). Esto permitirá que en los próximos meses el precio del mercado mayorista vaya a situarse en niveles muy inferiores a los más de 200 euros/MWh de las últimas semanas o los 700 euros que puntualmente llegó a alcanzar en marzo.

El tope no significa que las centrales de gas tengan que operar a pérdidas: la diferencia entre el precio real de la materia prima y el tope ibérico se cargará contra el sistema eléctrico. La compensación la pagarán los consumidores, que sin embargo notarán un ahorro neto en su factura. Bruselas calcula que la medida tendrá un coste de 8.400 millones de euros. 6.300 millones corresponderán a España y 2.100 millones, a Portugal.

El ahorro en la factura dependerá de cuál sea la cotización del gas natural en los próximos meses y de otros factores como la aportación de las renovables, que abaratan el mercado mayorista. Pero el Gobierno afirma que la rebaja para los consumidores españoles será de entre un 15% y un 20% con respecto a los precios actuales, inferior al 30% calculado inicialmente.

El motivo es que, en la negociación con Portugal y con Bruselas, se acordó que los contratos no vinculados al mercado mayorista no tuvieran que financiar en un primer momento la compensación a las eléctricas por el coste del gas, y que lo hagan según vayan venciendo esos contratos.

Reflejo en julio

El mecanismo ha empezado a tener efecto este martes en el pool y se reflejará en las facturas que reciban en julio los consumidores acogidos a la tarifa regulada, el denominado PVPC, en la que el precio de la energía está directamente vinculado al mercado mayorista. A esa modalidad, la que más ha sufrido las subidas del último año, había acogidos en diciembre algo menos de 10 millones de suministros.

Y también se beneficiarán de manera directa desde el primer momento del tope al gas los clientes industriales, que cubren el 70% de su demanda de electricidad acudiendo directamente al pool, y que han aplaudido esta medida. Posteriormente, la compensación se irá extendiendo a los clientes en el mercado libre, que tienen contratos con una vigencia de un año, a medida que estos venzan, y tendrán que financiarla también.

Como contrapartida para lograr la autorización de esta medida, España ha prometido a Bruselas cambiar la tarifa regulada de electricidad y hacerla menos volátil, una vieja petición de las compañías eléctricas. Previsiblemente, el mecanismo va a espolear las exportaciones al norte de los Pirineos, aunque el Gobierno ha negado que suponga una “subvención” para los consumidores franceses.

Los consultores Jorge Sanz (ex director de Política Energética) y Óscar Arnedillo, de la firma Nera, calculan, en un artículo publicado en El Periódico de la Energía, que “se va a traducir en transferencias de rentas a nuestros países vecinos, principalmente a Francia y a Portugal, por un importe de unos 1.000 millones de euros a lo largo de los próximos 12 meses”, si bien el mecanismo prevé utilizar las denominadas rentas de congestión en las exportaciones de electricidad a Francia para pagar parte de la compensación a las eléctricas por el gas.

“Lo que vamos a exportar a Francia (por debajo de coste) equivale a un 10% de la demanda nacional de electricidad”, explica Arnedillo por correo electrónico. “Y eso va a ocurrir con independencia de lo que ocurra con el parque nuclear francés, porque vamos a subvencionar la producción con centrales de gas y carbón”. 

“¿Cómo es posible que con un 3% de interconexión con Francia vayamos a exportar una cantidad de electricidad equivalente a un 10% de la demanda de electricidad?” La respuesta es que el 3% de interconexión con Francia “es engañoso”, porque ese dato se calcula dividiendo la capacidad de interconexión por la potencia total instalada. “Pero en España tenemos un importante exceso de potencia instalada (más de 100.000 MW para una demanda punta de menos de 50.000 MW). Eso hace que al dividir cualquier número por la potencia instalada salga un porcentaje muy bajo (el 3%). Es un indicador que no tiene sentido cuando hay mucha potencia renovable o mucho exceso de capacidad”, indica Arnedillo.

Así, es previsible que las exportaciones de electricidad al norte de los Pirineos se disparen, dados los problemas técnicos que arrastra cerca de la mitad del potente parque nuclear francés. No obstante, hay que recordar la limitada interconexión de la Península con Francia, que no llega al 3%. Este es el principal argumento que han puesto sobre la mesa Madrid y Lisboa para que la Comisión Europea diera su brazo a torcer y aceptara este mecanismo excepcional.

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