La luz sube pese al agua abundante

La mayor parte de artículos divulgativos sobre el precio de la electricidad cometen el error de comenzar el relato describiendo el comportamiento del precio en el mercado mayorista para orientarlo prontamente a su impacto en el recibo de la luz, principalmente de los hogares. Con esta urgencia de llevar algo complejo (el mercado mayorista de la electricidad) al interés del lector (el impacto en su factura) se ventila con imprecisión el funcionamiento de un mercado tan complejo como aquel al que acuden por el lado de la oferta las empresas generadoras eléctricas y por el de la demanda, las empresas comercializadoras de esa electricidad.

Sin duda es un mercado complejo por más de una razón pero principalmente por una de tipo físico: la necesidad de casar para cada segundo de tiempo las necesidades de abastecimiento de electricidad con la capacidad de suministro. Ya nos hemos referido en otras ocasiones a la velocidad a la que se camina hacia el desarrollo de sistemas de almacenamiento masivo de energía eléctrica pero, de momento, el sistema eléctrico está diseñado para funcionar sin este colchón que supondrían unas baterías o pilas de capacidad de almacenamiento masivo que permitiría abastecer de electricidad o reducir el suministro con sólo pulsar un botón en una pantalla táctil.

Efectivamente, el mercado mayorista de la electricidad es un mercado complejo pues para empezar no es un único mercado sino un conjunto de mercados. Este conjunto de mercados determinan el precio que una empresa comercializadora de electricidad tendría que pagar por comprar un megavatio/hora que luego facturará a sus clientes añadiéndole un conjunto de elementos hasta determinar el valor de su factura. Pero como he señalado al principio no es en el precio final en el que nos queremos detener sino en el precio del mercado mayorista habida cuenta de su enorme subida de este verano. Así, si el pasado día 6 de septiembre se pagaba en promedio a 71,04 euros el megavatio/hora, hace casi un año, el día 9 de septiembre de 2017 se compraba a 40,41 euros; más de un 73 por ciento más barato. El mercado de la electricidad en España es, realmente, una secuencia de mercados que operan desde meses antes a que se vierta o despache la electricidad en la red de transporte y distribución hasta segundos antes de que esto ocurra. El primer mercado es un mercado a plazo en el que empresas generadoras y comercializadoras firman contratos de suministro estableciendo un precio y un momento para ese intercambio. En ese primer mercado puede haber tantos precios como contratos. El segundo mercado es el que opera el día previo al despacho; es el mercado diario y está organizado por el Operador del Mercado Eléctrico (OMEL). Además de este mercado y dentro de las 24 horas previas al despacho, las empresas generadoras y las comercializadoras pueden ajustar sus posiciones en seis mercados denominados intradiarios que operan secuencialmente (cada mercado abarca cuatro de esas 24 horas). Llegados a este punto el agente responsable de la gestión económica del sistema eléctrico establece el precio de casación para cada una de las 24 horas del día próximo. Este agente es el Operador del Mercado Ibérico de Energía -Polo Español (OMIE). Se trata del precio del «pool» o del mercado mayorista y a él se dirigen la mayoría de las miradas cuando se dispara.

La determinación del precio en el mercado mayorista se realiza a través del algoritmo denominado «Euphemia» desarrollado por la empresa N-SIDE. A pesar de que afecta a millones de personas, su complejidad hace que funcione como una caja negra; se sabe la información que entra y el precio que sale como resultado aunque no exactamente cómo se determina.

A partir de la fijación del precio en el mercado mayorista, el OMIE cede el testigo a Red Eléctrica de España que es el ente que actúa como Operador del Sistema (OS) y es el responsable, además de transportar la electricidad en buena parte de su recorrido, de que el sistema eléctrico se mantenga en equilibrio físico y se garantice la continuidad del suministro.

Lo primero que hace el OS es ver si pueden existir restricciones técnicas que provoquen problemas de congestión en el funcionamiento de la red eléctrica. Una vez cuantificadas convoca el denominado mercado de restricciones que puede alterar los programas de generación o producción que tenían previstas las empresas generadoras.

Después de este mercado, también el OS convoca otro mercado, en este caso el mercado para garantizar la «reserva de banda de regulación secundaria». El objetivo es asegurar un suministro fiable en caso de que se produzcan desequilibrios en la producción o en la demanda no previstos. El mercado está zonificado existiendo diez zonas de regulación. En este mercado de reserva secundaria se fija un precio con el que se remunera no sólo la banda de potencia que las generadoras se prestan voluntariamente a modificar sino, en caso de ser necesaria, la energía de más que se les pida que generen.

Tras la regulación secundaria y a última hora del día anterior al despacho se celebra el mercado de energía terciaria, también bajo la responsabilidad del OS. En este mercado las empresas generadoras que cumplen unas determinadas condiciones técnicas, envían sus ofertas por la variación máxima que están dispuestas a realizar en su potencia bien al alza bien a la baja. Sin embargo, a diferencia de como funciona el mercado de reserva secundaria, las empresas generadoras sólo son remuneradas si sus servicios son requeridos por el OS.

Finalmente, es posible que se produzcan desvíos en la producción y/o en el consumo poco antes del momento del despacho, por ejemplo por razones de cambios meteorológicos no previstos. Cuando esos desvíos entre dos de los seis periodos intradiarios superan en promedio los 300 megavatios, el OS convoca un nuevo mercado denominado de gestión de desvíos. Ese mercado consiste en pedir ofertas a las empresas generadoras que vayan en sentido opuesto a los desvíos previstos en el sistema.

El sobrecoste diario (servicios complementarios de secundaria, terciaria y desvíos) es posteriormente repercutido a los agentes que se hayan comportado en contra de las necesidades del sistema.

Así pues, el precio que paga una empresa comercializadora que acude al mercado mayorista a comprar electricidad para luego venderla a sus clientes incluye no sólo el precio de mercado mayorista que gestiona el OMIE sino también todos estos sobrecostes orientados a que el sistema funcione correctamente. A ese precio le sumará su margen de beneficios y todo lo que se denomina «el componente regulado» del precio que incluye, básicamente peajes e impuestos hasta llegar al precio que cada empresa o hogar paga por su factura.

Con todo lo anterior hay varias reflexiones que no por repetidas deben dejar de mencionarse. La primera, por dura que resulte, es que la liberalización del sector eléctrico español llevada a cabo por la Ley 541997 ha fracasado en términos de abaratar el precio de la luz; objetivo último de la ley. Por ejemplo, si accedemos a los datos que publica Eurostat para el precio de la electricidad consumida por los hogares, desde 2008 en adelante, en España se ha mantenido sistemáticamente por encima de la media de los socios comunitarios. El diferencial no ha hecho otra cosa que ensancharse en este periodo de tiempo. Si en 2008 el diferencial en el precio de kilovatio hora en España frente a la UE28 era de 0,0031 euros, ahora lo es de 0,0492.

La segunda viene dada por la comparación de la cantidad de agua embalsada hoy y hace un año. Con datos a la AEMET, el agua embalsada en la semana que comenzó el 3 de septiembre era de 32.279 hectómetros cúbicos (hm3), lo que equivale al 57,57% de la capacidad total de embalse mientras que el año pasado era de 23.522 hm3 (41,95% de la capacidad total). Es decir, tenemos una capacidad de generación mucho mayor de energía hidroeléctrica (muy barata) comparada con la disponible el año pasado pero el precio ha llegado a ser un 73% más caro. A mayor abundamiento, la aportación de energías renovables (que usan un combustible gratuito) en el mes de agosto de 2018 fue del 32,2% frente al 29,3% del mismo mes de año pasado; de nuevo hemos tenido más producción de electricidad renovable y, en cambio, el precio se ha disparado.

Por último, la demanda de electricidad entre 2017 y 2018 para el mes de agosto se ha mantenido prácticamente estable. Una vez que se resta la generación utilizada por las centrales de bombeo y se ajusta por intercambios internacionales, la electricidad que circuló por la red en agosto pasado fue de 23.366 gigavatios/hora mientras que la de este mes de agosto fue de 23.630.

Todo esto ha prometido el Gobierno solucionarlo rápidamente. No puede. Sabe que tiene solución pero también que no es, en absoluto, inmediata.

*José Manuel Cansino es profesor de la Universidad de Sevilla y de la Universidad Autónoma de Chile