Situación actual del mercado energético en España
En un contexto en el que día tras día el precio de la electricidad en el mercado mayorista abre los informativos televisivos y ocupa amplias y densas páginas escritas, desde GESTERNOVA nos gustaría explicar una situación nunca vivida.
El precio del mercado mayorista, o lo que comúnmente se denomina pool eléctrico, es la referencia de todos los contratos de electricidad entre comercializadoras y consumidores. Dependerá el tipo de oferta o contrato al que esté acogido cada cliente para que la factura final sea más o menos dependiente de éste, o difiera en mayor o menor medida de sus subidas y bajadas en el tiempo,
En concreto el PVPC, Precio Voluntario del Pequeño Consumidor, que es la tarifa regulada a la que están acogidos más de 10 millones de puntos de suministro y que sólo puede ser comercializada por las COR, Comercializadoras de Referencia, se caracteriza por trasladar al cliente final toda la volatilidad que experimenta el mercado mayorista. GESTERNOVA y el resto de comercializadoras que operan en mercado libre ofertan, además de productos que tratan de replicar el comportamiento del PVPC, otras posibilidades de contratación internalizando, dentro de unos límites asumibles, todos los riesgos de las diferentes componentes que conforman el precio final de la energía eléctrica, entre ellas el ya mencionado precio del mercado mayorista.
Las razones de por qué el precio actual del mercado mayorista está en estos niveles son sencillas de explicar con una sencilla operación aritmética, mientras que los orígenes de éstas ya no lo son tanto, y quizá se escape del objetivo de este artículo porque habría que sacar a debate la propia política energética del mercado común de la energía eléctrica de la UE, y/o la idoneidad del modo elegido por parte de la UE de recorrer este camino de la transición energética en el que nos hemos embarcado. El precio del mercado mayorista se establece como un equilibrio entre oferta y demanda, donde las comercializadoras acudimos dispuestas a comprar casi a cualquier precio la energía que horariamente consumirá toda nuestra cartera de clientes, y donde los productores venden su energía ofertándola a un precio que internaliza todos sus costes variables. El precio de la última oferta que satisface la demanda es el precio al que compramos todos los compradores y venden todos los vendedores, independientemente de la necesidad de los primeros y de los diferentes costes variables del conjunto de los segundos.
El gran problema en este juego de equilibrio muy imperfecto es que, en la actualidad desde el lado de la oferta, vendedores, sólo hay dos escenarios posibles:
- o precio de nucleares y renovables no almacenables, donde el coste variable tiende a cero.
- o precio de producción con centrales térmicas de ciclo combinado o centrales de carbón, o hidráulica gestionable como sustituta de éstas, donde sus costes variables estarán fundamentalmente referenciados a la materia prima (gas natural o carbón) y a un sistema ideado por la UE para reducir las emisiones de ciertos sectores altamente contaminantes e incentivar el desarrollo de tecnologías que vayan desplazando a las fósiles, denominado los derechos de emisión.
En concreto podemos hacer un sencillo análisis del coste de las centrales de ciclo combinado (o hidráulicas gestionables sustitutas de éstas), cuya materia prima es el gas natural, menos contaminantes que las de carbón (internalizan menos coste variable de derechos de emisión), y que son las ofertas que están marcando precio en la gran mayoría de las horas donde la demanda no queda satisfecha con nucleares y recurso renovable no almacenable. Haciendo una aproximación no muy lejana a la realidad de sus costes, podemos decir que:
- Por cada 1 €/MWh que sube el precio del gas natural sube 2 €/MWh el precio del mercado mayorista eléctrico
- Por cada 1 €/ton CO2 que sube esos derechos de emisión sube 0, 4 €/MWh el precio del mercado mayorista eléctrico
Podemos intuir entonces que cualquier perturbación que sufra una de esas dos variables tendrá un efecto multiplicador y aditivo de 2 y de 0,4 respectivamente sobre el precio del mercado eléctrico.
Pues eso en concreto es lo que estamos viviendo con unos precios disparados y nunca vistos de esas dos componentes con valores actuales rondando los 45 €/MWh de precios de gas y de 50 €/ton C02 que se traducen en:
45*2 + 50*0,4 = 110 €/MWh
Referencias a las que desgraciadamente ya nos estamos acostumbrando en el pool eléctrico. Cuando hace un año el escenario era de un precio en torno a 15-20 €/MWh y 20 €/ton C02 de gas y emisiones respectivamente, que dejaba el pool rondando los 50 €/MWh.
Y el futuro no es precisamente más halagüeño ya que se esperan importantes restricciones físicas, reales o aparentemente creadas como arma geopolítica, al suministro de gas que históricamente ha abastecido Europa desde Rusia y Noruega. Sumando, además, que la poca oferta flexible de gas natural que se mueve en barcos metaneros está eligiendo destinos también tensionados y más atractivos económicamente como Asia, donde pueden vender a precios por encima de los 50 €/MWh.
Ante estas condiciones de mercado, se prevé que los precios en el mercado mayorista eléctrico para este próximo invierno estén de una manera sostenida por encima de los 120 €/MWh ya que, desgraciadamente, no se trata de una situación coyuntural como el episodio de la borrasca Filomena de principios de este año que llevó los precios a escenarios parecidos durante tres semanas, y asumibles por las comercializadoras, absorbiendo ese riesgo y mitigando su impacto en la factura final de sus clientes. El problema es más estructural y completamente fuera de histórico haciendo imposible su anticipación por parte de las comercializadoras, para valorar e internalizar ese riesgo, convirtiendo esta situación en un elemento discordante o Gran Cisne Negro1, que ha inhabilitado cualquier modelo de previsión de precios o riesgos que se haya desarrollado.
