En Francia y Alemania, el mercado alcanzó coste negativo; en España no se puede, pero se acerca peligrosamente porque la caída del consumo provoca sobreproducción
03 may 2020 . Actualizado a las 19:08 h.Entre las cuatro y las seis de la mañana del 22 de diciembre pasado, el megavatio hora se cotizó en el mercado mayorista español a 0,1 euros, según datos del operador de esa referencia de precios eléctricos, OMIE. Desde entonces no ha vuelto a pasar, pero quién sabe cómo se comportará un negocio tan volátil como el eléctrico. Más cuando está cayendo en picado fruto de una conjunción de factores, entre ellos, el fuerte descenso de la demanda (un 17 % en abril). Aunque la media mensual de ese mercado -que arroja precios diferentes por horas- nunca ha alcanzado cotas cercanas a cero, que lo haga en algunas horas no es tan raro. Pero, ¿por qué ocurre? O, ¿puede bajar de cero? A continuación se intentarán despejar estas y otras incógnitas.
¿Es posible que el megavatio hora se cotice a precios negativos?
En realidad, no, porque las reglas de OMIE prohíben a las generadoras ofertar por debajo de cero en el mercado diario. También impone un techo, que está en 180 euros. Sin embargo, en otros países europeos se puede y, además, ya ha pasado. Según informa Cinco Días, ocurrió en Francia, el 13 de abril (-6,51 euros) y en Alemania, también ese mismo día y el 21 (-15,97 y -16,15 euros). En España no pueden darse precios negativos, pero sí de cero euros.
¿Cómo se puede llegar a precios cero?
El mercado no ha llegado a cero, pero por los pelos. Por ejemplo, este jueves pasado, el precio medio diario rondó los cuatro euros. Esto ocurre porque hay tecnologías que no pueden guardar la producción (la eólica) o les resultaría más costoso parar que vender la energía a precios irrisorios (la nuclear). En ambos casos necesitan entrar en mercado sí o sí y se aseguran de ello ofertando tan bajo. En el mercado que se celebra cada mañana se comercializa la electricidad que va a consumir el país al día siguiente. Salvo que las centrales de generación estén indisponibles (por avería o revisión), están obligadas a hacer ofertas. Y las que están muy desesperadas por vender, tiran los precios. La que gestiona las transacciones es Red Eléctrica de España (REE) y lo hace de la más barata a la más cara -nadie sabe la propuesta de las demás- hasta que completa la previsión de demanda para el día posterior. Así que un truco de las tecnologías gestionables (hidráulica y ciclo combinado, sobre todo) es hacer una oferta por un precio muy alto si estiman que el negocio no les va a salir a cuenta ese día. Así saben que no van a entrar en mercado y se reservan su producción para jornadas más prósperas. En Francia o Alemania lo que ocurrió es que a «las centrales les resultó más rentable pagar que parar», resume una fuente del sector.
Pero ¿llegarán los precios a cero?
En abril podría haber pasado, según los asesores energéticos del grupo ASE. Pero no ocurrió porque hubo menos viento y porque la central nuclear de Almaraz I (Cáceres) estuvo parada, y la de Ascó, a medio gas. Con todo el parque operativo y recurso eólico en abundancia, otro gallo cantaría. Según ASE, «para una central nuclear puede ser más rentable pagar precios negativos que parar y arrancar, que es muy costoso. Esto podría haber pasado si el parque nuclear hubiera estado a pleno rendimiento y hubiera habido mucho viento».
Si el megavatio hora cuesta cero, ¿la luz será gratis?
Pues no. El mercado mayorista influye en el precio de la electricidad que pagan los consumidores. Por tanto, si se abarata, mejor. Pero solo influye en alrededor de un tercio de la factura. Así que aunque el megavatio hora costase cero -tendría que hacerlo durante muchos días seguidos, en todo caso, para que se notasen las consecuencias-, siempre habrá cosas que pagar en el recibo de la luz.
¿Qué se paga en el recibo de la luz?
Casi de todo. De hecho, el coste de la energía utilizada casi es lo de menos (un tercio del total, aproximadamente). Si cogen una factura lo verán. Aunque haya cero consumo ese mes, tendrán que pagar por potencia contratada, esto es, por los kilovatios que tiene disponibles cada mes. Es un concepto fijo que se calcula multiplicando esos kilovatios por un precio unitario (en mercado regulado, 0,103944 euros cada uno) y por los días facturados. También tendrá que pagar el impuesto de electricidad (el 5 % de la suma del importe de la potencia contratada y energía consumida, si la hay) y el IVA, del 21 %, que se aplica sobre el total anterior. Con los ingresos del término de potencia -y parte del de energía- se financian casi todos los costes del sistema eléctrico.
Abril fue el mes con el megavatio hora más barato en seis años
De récord en récord. Así va el mundo de la energía. El petróleo estadounidense alcanzó hace unos días precios negativos por primera vez en su historia. El crudo europeo retrocedió a niveles de hace veinte años y la electricidad en algunos países del entorno también registró datos en rojo. Todo por la crisis de demanda generada por el coronavirus.
En España, el precio medio mensual del mercado mayorista de electricidad en abril (17,65 euros) fue el más bajo en los últimos seis años, aunque fue superado por el de febrero del 2014 (17,12). Además de la caída de la demanda, otros factores que influyeron en esta evolución a la baja fueron los precios de las materias primas que usan algunas de las centrales de generación. Concretamente, el gas natural, que utilizan los ciclos combinados, que se ha visto arrastrado por el petróleo. Según datos de los analistas de ASE —grupo con sede en Bilbao dedicado al asesoramiento energético para empresas—, en los últimos días de abril, gas natural se movió en los 5,5 euros el megavatio hora y para mayo cotiza en torno a los seis. Esto supone una reducción de más del 55 % respecto al año pasado.
Además, las renovables atendieron un 50 % de la demanda. La producción hidráulica creció un 51,4 % respecto a hace un año.
