El precio de la energía es un tema recurrente en los últimos meses y, es que a pesar de todas las lluvias y las condiciones favorables para que el precio de la energía en el mercado bajara esta situación no se ha dado. Pero, ¿esto será siempre ya así?
Visto el régimen de lluvias que hemos tenido en la península este invierno-primavera y el régimen históricamente alto de generación eólica que se alcanzó en el mes de marzo, cualquiera hubiera pensado que el precio medio de la electricidad en lo que llevamos de 2018 habría estado en niveles mucho más bajos de los realmente producidos. El segundo trimestre del año ha tenido una media de unos 52 €/MWh, nivel impensable en otros años de demanda moderada y gran recurso renovable.
Gráfico. Precio medio mensual del mercado diario de electricidad
Fuente: OMIE
Pero este año no ha sido como los demás, casi nunca lo son. A principios de año partíamos de unos niveles de reservas hidráulicas para generación de electricidad extremadamente bajos, por lo que las lluvias caídas, a pesar de su abundancia, no han sido suficientes para hacer que los embalses hidroeléctricos alcanzasen cotas que les obligasen a desembalsar agua y generar electricidad en modo “fluyente”, es decir vendiendo su energía a precio cero en el mercado para ser precio-aceptante. La generación eólica por sí sola no es capaz de bajar el precio de manera sostenida a medio plazo y es imprescindible que exista otra generación fluyente que la acompañe, la hidráulica.
La subida del precio internacional de la energía, empezando por el petróleo, siguiendo por el gas y terminando por el carbón ha hecho que los costes variables de la generación de origen término convencional hayan subido considerablemente. Todo ello acompañado por la subida del precio de los derechos de emisión de CO2 (EUA), que han aumentado un 90% su precio en lo que llevamos de 2018, negociándose por encima de los 17 €/tCO2. El coste de los EUA se traslada casi por completo a los costes variables de la generación de las plantas de carbón, es decir supone casi 17 €/MWh más de coste en el caso del carbón y, aproximadamente, en una tercera parte en el caso de los costes de generación de las centrales de ciclo combinado de gas.
Gráfico. Evolución del precio de los derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX
Fuente: EEX
A todo lo anterior hay que sumarle los euros de coste que supone la aplicación del impuesto a la generación: un 7% que Hacienda carga a los ingresos por la venta de la electricidad, y que las compañías con centrales con costes de generación variable trasladan a sus precios de venta. A mayor precio de la electricidad, mayor coste del impuesto.
Cuando un consumidor tenga que elegir, en el entorno actual, entre un suministro a precio fijo o uno a precio variable y mire la evolución del precio en los últimos meses, su aversión al riesgo le hará decantarse por un precio fijo. Pero si comparamos de verdad los precios fijos que nos ofrecen hoy en día, nos daremos cuenta de que ya están descontando precios muy altos de la energía para los próximos 12 meses. No porque el precio de la energía se vaya a mantener alto, sino porque el precio de los contratos de futuros de la electricidad, donde las comercializadoras adquieren la energía para el suministro a precio fijo, es muy alto como consecuencia de los precios de la electricidad en los últimos meses y las previsiones hasta final de año.
Pero todo lo anterior, excepto el impuesto a la generación, es coyuntural. No sabemos qué va a pasar con el régimen de lluvias la próxima temporada invierno-primavera, ni qué va a hacer el precio internacional de los combustibles. Solo sabemos que en el pasado, en media, ha sido más barato el suministro indexado que el de precio fijo, porque este último incorpora un “prima” (precio extra) para cubrir la volatilidad del precio.
A largo plazo, en dos o tres años, es posible que veamos cambios estructurales, principalmente derivados en los cambios del parque de generación de electricidad. Es previsible una instalación considerable de parques de generación renovables y la desaparición de parte del parque de generación de carbón, que pueden afectar no solo a la formación del precio medio sino también a cómo sean los precios a lo largo del día y en los días festivos. En lo primero, tenemos el ejemplo de Alemania, con precios de generación mucho más baratos que en España debido, en parte, a la gran cantidad de generación renovable. Con relación a la distribución de los precios a lo largo de los días, una generación fotovoltaica mayoritaria podría hacer que el precio diurno de la electricidad fuera menor que el de las noches y que eso tuviera un efecto más pronunciado en días no laborables, con una demanda menor, pero con la misma cantidad de generación renovable.
En resumen, a corto plazo, lo más probable es que quién sabe… A largo plazo, los compromisos de reducción de emisiones europeos disminuirán el precio medio de la electricidad y aumentará la volatilidad horaria y diaria de la electricidad, creo.
¡Buenas vacaciones de verano a todos!
