El precio de la electricidad ya va cuesta abajo. Por un lado, las lluvias aumentan la barata generación hidroeléctrica y desplaza otras tecnologías más caras, y, por otro, el incremento de las temperaturas reduce la necesidad de calefacción, relajando la demanda. Ambos factores han provocado que el precio del mercado mayorista, también conocido como pool, experimente un descenso del 33% desde los máximos del miércoles. No obstante, el conjunto del año será más caro que el pasado.
Para la semana que viene, de acuerdo con OMIP, la bolsa de futuros del mercado ibérico de la electricidad, el precio de la luz en el pool marcará una media de 60 euros por MWh -56,7 euros por MWh de mínima y 63,3 euros por MWh de máxima-, lo que supone un 25% de minoración desde los 80 euros por MWh de media de los últimos siete días.
Para todo el mes de febrero, las expectativas de los agentes reflejadas en los índices de OMIP arrojan una media de 57,9 euros por MWh; para el mes de marzo auguran que los precios bajen aún más, hasta los 50,9 euros por MWh; y para el próximo trimestre, ya en la suave primavera, que se sitúen en los 45,6 euros por MWh, un nivel mucho más normal.
Ahora bien, a la vista de lo sucedidos en las últimas semanas, conviene modificar lo que se entiende por «normal», puesto que varios factores indican que los episodios de precios altos van a ser mucho más habituales de lo deseable. Varios factores apuntan a ello.
Subida de las materias primas
El primero de ellos es el incremento de las cotizaciones de las materias primas energéticas en los mercados internacionales, empezando por el petróleo y siguiendo por los otros dos combustibles fósiles, el gas y el carbón.
Atendiendo al último año, el precio del crudo tipo Brent, de referencia en Europa, ha crecido un 90%. Aunque su peso en la matriz de generación eléctrica es nulo, sí está detrás de los precios de todos los demás productos, e incide con fuerza en el del gas, puesto que muchos de los contratos de abastecimiento de este segundo hidrocarburo están indexados a su precio.
Y en el caso del gas, el incremento experimentado en el último año por el TTF -también la referencia en Europa- ha sido del 48%. Durante los últimos años la aportación del gas a la generación ha sido muy pequeña -alrededor del 10%-, pero es la tecnología que acostumbra a marcar el precio diario de casación.
Finalmente, en el caso del carbón, el índice API2 -nuevamente la referencia europea- ha subido un 104%. Aún así, la gran mayoría del mineral que queman nuestras centrales térmicas es importado porque sigue siendo más barato que el nacional.
Volatilidad de la generación
El segundo elemento que apunta a una mayor frecuencia de puntas y desplomes de precios -el pool marcó cero durante más de 100 horas en la primavera de 2010- es la cesta de tecnologías de generación.
Las eólica aporta ya el 20% de la energía, pero no suele soplar el viento cuando hace mucho frío, por lo que es necesario que otras tecnologías más caras -gas o carbón- generen en su lugar en ese momento, aumentando los precios finales.
La hidroeléctrica, lamentablemente, no puede ejercer de colchón. Aunque parezca increíble, hoy en día hay menos capacidad de generación con los saltos de agua -técnicamente se llama producible hidroeléctrico- que en la década de 1920, a pesar de que las grandes presas se construyeron en las décadas de 1950 y 1960. La razón hay que buscarla en la demanda de agua de la agricultura de regadío y en el cambio climático: la reciente Planificación Hidrológica contempla una reducción de los aportes naturales de agua del tres al 12% en los próximos años.
Una mayor interconexión con el resto de Europa ayudaría a reducir las puntas -se suele importar barata energía nuclear de Francia-, pero durante estos días ha tenido el efecto contrario.
Elementos extraordinarios
En la última y reciente escalada de precios altos, además de los elementos indicados, han confluido varios extraordinarios.
El primero de ellos ha sido la parada de seis centrales nucleares en Francia para revisar su seguridad, porque hace unos meses se descubrió que Areva falsificó los datos relativos a la composición de las vasijas de una cuarta parte de las 58 plantas atómicas galas y que en realidad no cumplen con las especificaciones técnicas, razón por la que el Gobierno ha decidido analizarlos uno a uno.
El resultado ha sido que España en vez de comprar la electricidad a Francia se la hemos vendido -el país ha estado en serio riesgo de sufrir un apagón en lo más crudo de la ola de frío- y ese cambio de relación comercial, equivalente a la generación de 10 centrales de gas, en el pool se registra como un incremento de la demanda interna.
Con esta coyuntura imprevista, llega la ola de frío y con ella se dispara la demanda de energía para calefacción, provocando a su vez que la demanda global suba alrededor de un 10%. Y hay que acudir al carbón y al gas para satisfacerla.
La producción de los molinos no ha tenido un comportamiento malo, puesto que durante enero ha generado sólo un 8% menos que la media de los últimos seis años, pero en los momentos de mayor frío su peso era casi testimonial. Y respecto a la hidroeléctrica, los pantanos están al 38% de su capacidad, el nivel más bajo desde 2012 -en la húmeda Galicia hay prealerta por sequía- y su aportación ha sido la mitad que durante enero del año pasado, aunque haya marcado el precio de casación del pool un número insólito de horas, lo que indica que las empresas han maximizado beneficios.
Problemas con el gas
Con esa situación, el carbón y gas han disparado su peso: el primero ha duplicado su cuota en relación al mes anterior y al mes de enero de 2016; el segundo ha subido un tercio en relación a enero de 2016 y dos tercios en relación al mes anterior. Este incremento de peso del gas ha venido acompañado de varías anomalías, que han contribuido a incremento su precio y el precio final del mercado.
La primera anomalía ha sido la reducción del suministro de Argelia a los países mediterráneos. El Estado magrebí -aporta el 60% del hidrocarburo consumido por España- tiene problemas en dos plantas de licuación, las de Béthiouda y Skikda, lo que reduce el volumen de gas natural licuado que puede cargar en buques metaneros. Esta escasez se ha agravado por la demanda de Japón y Corea: dos de estos barcos con destino a España cambiaron de rumbo y pusieron proa a Asia, por lo que nosotros tuvimos que contratar otros fletes más caros.
Y si el abastecimiento salió más caro de lo previsto, las previsiones de demanda de Enagás se vieron desbordadas en la segunda quincena del mes y las reservas del hidrocarburo, a las que hubo que acudir, estaban al nivel más bajo de los últimos cuatro años. Este imprevisto cóctel de escasez de gas impactó en el coste de generación de los ciclos combinados que lo aprovechan para generar electricidad y que marcan los precios finales del pool. También se reflejó en el precio de MibGas, el mercado al contado, el cual registró una escalada súbita del 66%.
El resultado de esta confluencia de elementos estructurales y coyunturales es que el recibo de la luz de un hogar medio durante este mes de enero supeará los 90 euros, según las estimaciones de Facua, y será el más caro de la historia.
El Gobierno ha intentado maniobrar para que baje la luz actuando indirectamente sobre MibGas y obligando a Endesa y Gas Natural Fenosa -en tanto que operadores dominantes- a ejercer de creadores de mercado, una medida de nulo impacto a corto plazo y con escaso recorrido, habida cuenta de que es un mercado marginal, todavía dedicado al ajuste de las posiciones diarias de los agentes.
Así las cosas, llegará otra crisis de precios, el próximo invierno o el siguiente; lo único que podría evitarlas es un cambio del pool, algo que afecta a 22 países europeos que no están por la labor de abandonar su sistema marginalista.
Fuente: El Economista