¿Por qué el precio de la luz ha subido tanto y será aún mayor en 2019?

El precio medio de la electricidad en el mercado mayorista español (gestionado por OMIE y coloquialmente conocido como el "pool") ha sido de 64,33 €/MWh el pasado agosto. Se trata del precio medio mensual más alto del año y el segundo agosto más caro tras el de 2008, que fue de 70,10 €/MWh.

En enero de 2017 vivimos una situación similar que explicamos en este artículo. Sin embargo, los precios de los mercados de futuro de la electricidad nos impiden ser optimistas. Las cotizaciones para este septiembre, cuarto trimestre de 2018 y primer trimestre de 2019 son respectivamente 69 €/MWh, 74,5 €/MWh y 69,21 €/MWh.

Si calculamos con datos reales (hasta 31/08) y datos de futuros (de septiembre a diciembre), el precio medio del año 2018 estará en torno a 60 €/MWh, el año más caro desde 2008. En el mercado de futuros, el año 2019 cotiza a 61,96 €/MWh

¿Qué está ocurriendo?

Existen varios factores que explican estos precios. Pero veamos antes cómo se fija el precio en el mercado mayorista. El pool es un mercado marginalista, toda la energía es vendida al coste de la oferta más cara necesaria para cubrir la demanda. Para calcular este precio, se ordenan las ofertas de venta (en sentido creciente) y las ofertas de compra (en sentido decreciente) y se observa el precio del punto de corte de estas curvas.

Este agosto, con poca producción renovable, el porcentaje de energía casada con tecnologías fósiles ha sido alto. A su vez, el precio de generación con estas tecnologías ha sido alto por los siguientes motivos:

• Coste del Carbón: el índice API2 Argus/McCloskey para el resto del año es aproximadamente de 100 $/Ton, unos 10 $/Ton más caro que hace un año.
• Coste del Gas: el índice TTF ronda los 25 €/MWh para el mes de Septiembre. El año pasado por estas fechas era de unos 15 €/MWh.
• Coste del Petróleo: el precio del barril Brent, está en torno a 78 $/barril y lleva una subida continuada desde el verano del año pasado cuando cotizaba sobre los 50 $.
• Coste derechos de emisión de CO2: los EUA (del acrónimo inglés de European Emission Allowances) es una tasa que cada central paga por cada tonelada de CO2 emitida (la térmica de carbón aproximadamente 0,95 toneladas por cada MWh eléctrico generado y los ciclos combinados 0,4 toneladas), según datos de REE.

Estos derechos han subido desde los 7,74 €/Ton hasta más de 21 €/Ton a final de agosto, alcanzando máximos desde 2008.

Algunos expertos auguran que los derechos de emisión podrían alcanzar los 35 €/Ton, entre otras cosas, por la implantación por parte de la UE de un precio suelo y la reforma acordada a final de 2017, que busca reducir a partir de 2019 los derechos de emisión que hay en este mercado

Con este efecto se persigue sacar del sistema las centrales de carbón por los ciclos combinados, menos contaminantes, pero en la actualidad más caras a pesar de la subida de los EUAS. Se estima que, a partir de 25-30 €/Ton, sea más económico generar con ciclo combinado

A esto se ha sumado que el mercado mayorista francés de electricidad ha sido muy caro en agosto, casi el doble de lo habitual. Debido a esto, la importación de electricidad francesa ha sido un 31% menor que el año pasado.

¿Hasta cuándo seguiremos así?

Creemos que los precios que marcan los mercados de futuros son demasiado altos. Sin embargo, vemos muy probable que los cuatro últimos meses del 2018 se superen los precios de agosto, porque:

• El aumento de la demanda eléctrica impedirá que los costes de las materias primas bajen.

• El coste de los derechos de emisión no bajará hasta que se termine con la incertidumbre regulatoria de la UE

• Los futuros de electricidad en Francia son muy caros porque se prevén nuevas paradas nucleares y un otoño/invierno frío. Estos futuros de electricidad son más altos que los españoles y por ello se prevé que les exportaremos electricidad encareciendo nuestro precio.

Es posible que un otoño borrascoso (con mucha eólica e hidroeléctrica barata), templado sin problemas en el mercado francés pueda cambiar esta tendencia. Si creen en ello, les invito a vender energía en el mercado de futuros.

¿Cómo nos afecta?

Los precios del mercado mayorista afectan exclusivamente a contratos indexados, como la PVPC (la tarifa regulada por el gobierno, que recomendamos para hogares), Aunque suponen menos del 30% de la factura, como explicamos en este artículo. Es decir, una subida del 10% del mercado mayorista sólo supondrá una subida del 3%, más impuestos, de la factura.

Los contratos con precio fijo no se ven afectados por el precio del mayorista. Sin embargo, su precio de renovación depende de las cotizaciones del mercado de futuros. Por ello, es probable que los precios que paguemos en 2019 sean mayores que los pagados en 2018.

¿Cuál es la solución?

La pregunta que todos nos hacemos y comentamos en este artículo:

- Reducción de impuestos y costes regulados que en la factura doméstica suponen casi el 70%. El listado de impuestos que afectan a la factura eléctrica es escalofriante (sin contar los derechos de emisión, que no deja de ser una tasa más):

• IVA: 21% en península, la electricidad es un lujo comparado con el cine.
• Impuesto eléctrico: Este impuesto se creó en 1997 para sacar de los PGE las subvenciones al carbón y desde 2009 está destinado a la financiación de las CCAA es aproximadamente 5,11%.
• Tasa Municipal: un 1,5%, pago por el uso del subsuelo municipal y se abona al ayuntamiento donde esté situado el punto de suministro.
• Impuesto a la generación eléctrica: Todos los generadores pagan un 7% de sus ingresos para el sostenimiento de los costes del sistema.
• Tasa hidroeléctrica: 25,5%, similar al anterior que sólo aplica a las centrales hidroeléctricas, que pagan esta cantidad además del 7% anterior.
• Tasas nucleares: Incluyen impuesto por combustible nuclear gastado (2.190 €/kg) y por generación de residuos (6.000 €/m3 para los de media y baja actividad y 1.000 €/m3 para los de muy baja actividad) a sumar al 7% de generación eléctrica.
• Tasa ENRESA: Tasa que pagan los propietarios de las centrales nucleares para financiar ENRESA que es la encargada de la gestión de los residuos nucleares y la clausura de las centrales. Según el informe anual de ENRESA en el 2017 sus ingresos fueron de unos 390.000.000 €.

- Modificación en el sistema de fijación de precios. Los que critican el sistema marginalista olvidan que es el sistema usado en todos los países de la OCDE y el sistema que usa el algoritmo Euphemia que casa los mercados de Europa. A corto plazo no se ve posible una modificación del mismo, aunque es probable que cuando el porcentaje de energía con costes marginales bajos aumente, la unión europea imponga un nuevo modelo de mercado.

- Modificaciones en el mercado eléctrico. La generación y la comercialización eléctrica en España están liberalizadas. Sin embargo, el gobierno podría tomar ciertas medidas para facilitar la libre concurrencia:

• Evitando que empresas del mismo grupo dominen las actividades de comercialización y generación.
• Simplificando las trabas de las distribuidoras para la obtención de los puntos de conexión.
• Evitando el mercadeo de puntos de conexión.
• Asegurando la independencia de los generadores.
• Creando unos procedimientos de operación específicos para las centrales hidroeléctricas. Estas, salvo que tengan la obligación de desembalsar agua ofertan energía al precio de las tecnologías fósiles. Esto es lícito, sin embargo, no debemos olvidar que es el mejor método de almacenamiento de electricidad a gran escala (básico para paliar la intermitencia de las renovables), y que usan un bien público con concesiones estatales a largo plazo.

Mario Berná es socio de la consultora Ingebau.