El verano con la electricidad más cara en 10 años

El verano de 2018 dejará a final de mes en el buzón de millones de españoles un irritante recuerdo. Hace una década que no se registraba un coste de la electricidad tan alto durante estos meses estivales, una situación que ya ha encendido las alarmas del Gobierno por el impacto que tendrá para hogares y empresas en el inicio del nuevo curso laboral.

Los expertos vinculan esta situación a la falta de lluvia y viento tradicional de esta época y a otros factores ajenos a la climatología, como por ejemplo que el coste del petróleo no baje de los 70 dólares por los amaños de la OPEP y que los derechos de emisión de CO2 que pagan las centrales eléctricas más contaminantes cotizan a su nivel máximo desde 2010.

El resultado es la tormenta eléctrica perfecta. El coste del megavatio hora (mwh) cotiza a una media de 61,3 euros desde hace dos meses, un 40% superior al precio de marzo. Al tratarse de un precio variable que oscila según una multitud de variables -entre ellas las condiciones climatológicas-, es normal que el mwh se comporte como una montaña rusa a lo largo de un mismo ejercicio. Lo preocupante en este caso es que no se registraba un verano tan caro desde 2008.

Mercado mayorista

El Gobierno ha reaccionado solicitando esta misma semana a los reguladores de competencia (CNMC) y financiero (CNMV) que dediquen «mayores esfuerzos» a investigar el comportamiento del mercado mayorista eléctrico en vista de «los precios atípicos que se vienen produciendo en los últimos días». El objetivo es conocer si la variación tan brusca de los precios responde a factores de mercado o si se están produciendo abusos por parte de algunos agentes, como ya ha ocurrido en otras ocasiones donde la investigación ha acabado con sanciones a algunas de la grandes compañías eléctricas.

El mercado ibérico de electricidad (Mibel) preocupa al Gobierno porque constituye uno de los grandes componentes del recibo eléctrico que pagan millones de hogares y empresas. De su variación depende un 40% del recibo, mientras que otro 40% está regulado y en manos del Ministerio de Transición Ecológica -que lo mantiene congelado desde hace cuatro años- y el 20% restante está compuesto por impuestos sobre los que decide el Ministerio de Hacienda. Es decir, que si el coste mayorista del mwh es un 27% superior al del último verano, el recibo final que llegará a su buzón será alrededor de un 11% más caro.

Los expertos no ven de momento evidencias claras de manipulación y justifican su precio en factores de mercado. El primero es puramente climatológico: los meses de verano sopla poco el viento y la participación de los aerogeneradores en el mercado -con un coste variable mucho menor- se reduce. Algo similar pasa con las centrales hidráulicas.

Apagones

Su hueco lo están cubriendo, para evitar apagones, las centrales térmicas. Éstas son, principalmente, las instalaciones que utilizan carbón y gas para generar electricidad. Y aquí vienen otros dos factores que están detrás de la subida de la luz: el coste de los hidrocarburos ha aumentado -el barril de petróleo se mantiene por encima de los 70 dólares, su nivel máximo desde 2014- y el carbón también cotiza al alza tras la brusca subida que están registrando los derechos de emisión de CO2 que necesitan pagar las compañías que más contaminan. Hoy en día una tonelada de CO2 cuesta 18 euros, mientras que hace un año se situaba en torno a los cinco.

La gran cuestión ahora es: ¿hasta cuándo se mantendrán los precios altos? «En septiembre seguirán altos, y sólo lluvia en abundancia y mucho viento harán que abandonemos esta tendencia», explica Mario Berná, socio de la consultora eléctrica Ingebau. El mercado de futuros, que anticipa el comportamiento del mercado mayorista sitúa el coste medio de la electricidad en 65 euros por megavatio hora en septiembre y en 67 euros para el conjunto del cuarto trimestre del ejercicio. Es decir, que la luz seguirá encareciéndose con respecto al verano.

En este escenario, los secretarios de Estado de Energía español, José Domínguez Abascal, y portugués, Jorge Seguro Sánchez, se reunieron el pasado martes en Lisboa para abordar de forma conjunta una solución a esta crisis eléctrica. Ambos países también anunciaron que estudiarán medidas para reformar el mercado ibérico de la luz, una aspiración que siempre han tenido en mente sus predecesores en el cargo sin que de momento se hayan abordado cambios sustanciales en su actual funcionamiento.

Los expertos están divididos en torno a estos cambios. Jorge Sanz, de la consultora Nera, considera que el problema en torno al precio de la electricidad no está en el mercado mayorista, sino en la fiscalidad y en el mal diseño de algunos peajes. «Antes de 2012 el precio del megavatio hora en España era inferior a la media de países europeos comparables y, a partir de ese año, se puso por encima tras aprobar el Gobierno una batería de impuestos a la producción eléctrica», explica. Según sus cálculos, los tributos a la nuclear, hidráulica y gas aprobados en 2012 se acaban interiorizando y elevan el coste del mwh en 10 euros adicionales.

El consultor energético Francisco Valverde apoya la idea de que el problema de los altos precios de la luz en España no está en el mercado, que actúa de forma «transparente y con abundante información». No obstante, propone algunas recetas para intentar reducir el coste mayorista del megavatio hora como reducir la enorme cuota de las tres grandes eléctricas con la entrada de empresas de generación alternativas en renovables y reducir el periodo de concesión de las grandes hidráulicas a menos de 50 años, ya que según este experto se trata de activos amortizados que otorgan a las grandes eléctricas una gran influencia en el precio del mercado. «El mercado necesita básicamente simplificarse y europeízarse», aporta el ex director de Operaciones de Red Eléctrica, Andrés Seco.

El sector eléctrico se encuentra en plena transición hacia un modelo menos contaminante y más independiente de los recursos fósiles. España está volviendo a crecer en potencia instalada renovable, lo que en un contexto de sobrecapacidad abre la puerta de salida del mercado a otras tecnologías como el carbón o la nuclear.

Carbón y energía nuclear

El futuro más negro corresponde al carbón. Las eléctricas son conscientes de que el papel de estas centrales en el nuevo escenario de descarbonización será residual. Iberdrola ya ha solicitado al Gobierno permiso para cerrar sus dos instalaciones en España, mientras que Endesa también ve poco futuro a las centrales que utilizan carbón nacional ante las restricciones medioambientales impuestas por Bruselas para el año 2020.

Distinto es el caso de la nuclear. El Ejecutivo socialista impulsa en su programa el cierre de todos los reactores cuando cumplan 40 años de vida, un escenario que comenzará a cumplirse a partir de 2020. No obstante, las compañías han pedido a la ministra Teresa Ribera un debate con números para conocer si España podría permitirse perder una de sus principales fuentes de generación sin que el precio del recibo se dispare o se produzcan apagones cuando las renovables reduzcan su presencia.

Iberdrola y Endesa, dueñas de casi todo el parque nuclear, han planteado al ministerio un plan de cierre escalonado que oscile entre cinco y 15 años para abordar esta transición. Esto llevaría a que algunas instalaciones cierren en el año 2023 con 40 años de vida útil y otras extiendan su operación hasta los 50 años. La última en cerrar según este planteamiento sería Vandellós, en 2038.

http://www.elmundo.es/economia/2018/08/19/5b7806d6ca4741b47e8b45a4.html