Sara Ledo
Una cosa es la teoría y otra la práctica. Algo así pasa con el precio de la luz. Este lunes, el precio de la electricidad en el mercado mayorista fue de cero euros durante diez horas y durante otras tres llegó a ser negativo por primera vez en la historia de España. Esa es la teoría. Pero la realidad es que el megavatio-hora costó entre 10 y 18 euros en cada una de esas horas y los consumidores domésticos pagaron por él entre 55 y 118 euros.
El primer escalón de subida se explica porque igual que las renovables deprimen el precio en un primer momento, aumentan el coste del 'seguro antiapagones' del sistema; mientras que en el segundo caso se explica por los innumerables costes incluidos en el recibo de la luz.
El mercado diario de electricidad –que organiza OMIE-- se rige por la conocida subasta ('pool') entre comercializadores de electricidad y generadores, en la que se acuerda un intercambio de ofertas para cada hora del día siguiente, en función de estimaciones de demanda y de generación. Ahí es dónde se acuerdan esos cero euros en muchas de las horas del día, pero ese pacto se reduce a un intercambio económico sobre papel, que luego hay que 'adaptar' a la realidad para evitar desequilibrios.
"El coste del mercado no es realista porque no tiene en cuenta la red. Cuando pones en su sitio la demanda y la generación del mercado te encuentras con que hay líneas sobrecargadas o alguna zona de España tiene alguna insuficiencia", explica el profesor de la Universidad de Comillas ICADE, José Luis Sancha. Para socorrer ese tipo de imprevistos, existe un segundo mercado que se conoce como servicios de ajuste y dentro de este se encuentran los servicios de 'restricciones técnicas', que buscan evitar que haya problemas de seguridad de suministro.
El mercado de restricciones se basa en que Red Eléctrica pide a las centrales eléctricas que dejen de producir, si se prevén sobreofertas, o que aumenten su producción, si hay un pico de consumo. Hasta hace dos años, el coste de estos servicios era casi imperceptible para el usuario, como ocurre con otros servicios como el de respuesta activa de la demanda (que obliga a 'parar' algunas fábricas si hay mucha demanda), pero ahora supone más del 10% del precio total de la energía de media, según el operador del sistema.
El aumento de las renovables "hace que la energía programada por seguridad sea más elevada", reconoce Red Eléctrica. Este tipo de tecnologías no son gestionables y están descentralizadas, de forma que su imprevisibilidad es mucho mayor que la de otras centrales convencionales. El problema de fondo es que "la producción renovable evoluciona más rápido que la infraestructura", según el consultor de Aurora Energy Research, Alexandre Danphine.
Esta consultora especializada en energía estima que el coste del mercado de restricciones técnicas fue de 2.100 millones en 2023, casi el doble de los 1.200 millones del año anterior y casi el triple que en 2021. Este mercado es principalmente utilizado por las centrales de gas porque pueden gestionar su producción, es decir, apagarse y encenderse en función de las necesidades. De hecho, el verano pasado la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) multó a Naturgy porque consideró que había elevado de forma "excesiva" los precios de una de sus centrales de ciclo combinado en este mercado para "incrementar sus ingresos".
Entre las soluciones: mejorar planificación de la red, desarrollar el almacenamiento o crear mercados de capacidad, en los que se retribuya a las centrales eléctricas por estar disponibles cuando se necesiten. El Ministerio para la Transición Ecológica lo incluyó en la orden que dio inicio a la planificación de red de cara a 2030, publicada a finales de diciembre. "La nueva planificación debe incorporar entre sus fines la eliminación de las restricciones técnicas estructurales de la red de transporte que causan ineficiencias económicas en el sistema y un sobrecoste en el precio de la energía que pagan los consumidores, así como la minimización de las pérdidas provocadas por la existencia de flujos de energía a la larga distancia para abastecer a los grandes centros de consumo", dice el texto.
Pero el consumidor final paga mucho más que esos sobrecostes del 'seguro antiapagones' en su recibo de la luz. Por un lado, a principios de este año se puso en marcha una nueva metodología de cálculo de la tarifa regulada (PVPC), en la que el precio del mercado diario representan el 75% del coste de la energía que se utiliza para calcular la tarifa, mientras que el 25% restante está formado por una cesta de energía a plazo (el 10% corresponderá al producto mensual, el 36% al producto trimestral y el 54% al producto anual) comprada seis meses antes. Esa cesta, el día del ejemplo tuvo un precio de 16,30 euros.
Esta nueva fórmula de calcular el precio de la luz se diseñó en medio de la crisis energética para reducir la volatilidad, no el precio. Cierto es que en época de subida de precios, este nuevo método supondría precios más bajos; mientras que cuando la tendencia es a la baja, los incrementa. La tarifa PVPC afecta directamente a 8 millones de usuarios, mientras que el resto tienen un precio en el mercado libre –pactado entre la comercializadora el cliente-- pero que tiene como referencia los niveles del PVPC.
El coste de las restricciones técnicas y de la cesta de energía a plazo son los dos grandes conceptos que inflan el recibo. Pero a todos ellos hay que sumar una serie de costes fijos, destinados a financiar la deuda del sistema o el despliegue de las redes eléctricas, entre otras cosas. Es lo que se conoce como peajes y varían en función del momento del consumo: si es valle (de 0 horas a 8 de la mañana y todas las horas del sábado y el domingo), llana (de 8 a 10 horas, de 2 a 6 de la tarde y de 10 a 12 de la noche) o punta (de 10 de la mañana a 2 de la tarde y de 6 de la tarde a 10 de la noche), suman 2,75 euros, 27,96 euros o 76,97 euros, respectivamente.
Y es por la suma de estos tres grandes conceptos (restricciones técnicas, energía a plazo y peajes) como los cero euros del lunes se pagaron a 56,38 euros a las 2 de la tarde, a 68,72 a las 5 de la tarde y a 118,72 a las 10 de la mañana. Esto explicaría también una paradoja que se produjo durante el día: pese a que el megavatio-hora fue un céntimo más barato a las cuatro de la tarde que a las cinco, en el recibo fue un céntimo más caro (68,73 euros).
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