En el enmarañado mundo de la energía eléctrica, la teoría a menudo choca con la realidad. El lunes pasado, el precio de la electricidad en el mercado mayorista registró cero euros durante diez horas, e incluso llegó a ser negativo durante tres horas, un hito histórico en España. Sin embargo, en la realidad, el megavatio-hora costó entre 10 y 18 euros en cada una de esas horas y los consumidores domésticos pagaron entre 55 y 118 euros.
La primera discrepancia se puede explicar por el hecho de que las energías renovables deprimen el precio inicialmente, pero luego aumentan el costo del ‘seguro antiapagones’ del sistema. El segundo escalón del precio se atribuye a los numerosos costes incluidos en el recibo de la luz.
El mercado diario de electricidad, organizado por OMIE, funciona mediante una subasta entre comercializadores de electricidad y generadores. En esta subasta, se acuerda un intercambio de ofertas para cada hora del día siguiente, basado en estimaciones de demanda y generación. Es en este punto donde se acuerdan esos cero euros, pero ese acuerdo se reduce a un intercambio económico sobre papel, que luego debe ‘adaptarse’ a la realidad para evitar desequilibrios.
“El coste del mercado no es realista porque no tiene en cuenta la red. Cuando ajustas la demanda y la generación del mercado, te encuentras con líneas sobrecargadas o alguna zona de España tiene alguna insuficiencia”, explica el profesor de la Universidad de Comillas ICADE, José Luis Sancha. Para resolver estos imprevistos, existe un segundo mercado, conocido como servicios de ajuste, y dentro de este se encuentran los servicios de ‘restricciones técnicas‘, que buscan evitar que haya problemas de seguridad de suministro.
El mercado de restricciones se basa en que Red Eléctrica pide a las centrales eléctricas que dejen de producir, si se prevén sobreofertas, o que aumenten su producción, si hay un pico de consumo. Hasta hace dos años, el coste de estos servicios era casi imperceptible para el usuario. Sin embargo, ahora representa más del 10% del precio total de la energía de media, según el operador del sistema.
El aumento de las energías renovables “hace que la energía programada por seguridad sea más elevada”, admite Red Eléctrica. Estas tecnologías no son gestionables y están descentralizadas, lo que hace que su imprevisibilidad sea mucho mayor que la de las centrales convencionales. El problema principal es que “la producción renovable evoluciona más rápido que la infraestructura”, según el consultor de Aurora Energy Research, Alexandre Danphine.
Esta consultora especializada en energía estima que el coste del mercado de restricciones técnicas fue de 2.100 millones en 2023, casi el doble de los 1.200 millones del año anterior y casi el triple que en 2021. Este mercado es principalmente utilizado por las centrales de gas porque pueden gestionar su producción, es decir, pueden encenderse y apagarse según las necesidades.
Entre las soluciones propuestas se encuentra mejorar la planificación de la red, desarrollar el almacenamiento o crear mercados de capacidad, en los que se retribuya a las centrales eléctricas por estar disponibles cuando se necesiten. El Ministerio para la Transición Ecológica lo incluyó en la orden que dio inicio a la planificación de red de cara a 2030. “La nueva planificación debe incorporar entre sus fines la eliminación de las restricciones técnicas estructurales de la red de transporte que causan ineficiencias económicas en el sistema y un sobrecoste en el precio de la energía que pagan los consumidores, así como la minimización de las pérdidas provocadas por la existencia de flujos de energía a larga distancia para abastecer a los grandes centros de consumo”, dice el texto.
Pero el consumidor final paga mucho más que esos sobrecostes del ‘seguro antiapagones’ en su recibo de la luz. A principios de este año, se implementó una nueva metodología de cálculo de la tarifa regulada (PVPC), en la que el precio del mercado diario representa el 75% del coste de la energía que se utiliza para calcular la tarifa, mientras que el 25% restante está formado por una cesta de energía a plazo comprada seis meses antes.
Esta nueva fórmula de calcular el precio de la luz se diseñó en medio de la crisis energética para reducir la volatilidad, no el precio. En épocas de precios al alza, este nuevo método supondría precios más bajos; mientras que cuando la tendencia es a la baja, los incrementa. La tarifa PVPC afecta directamente a 8 millones de usuarios, mientras que el resto tienen un precio en el mercado libre, pero que tiene como referencia los niveles del PVPC.
El coste de las restricciones técnicas y de la cesta de energía a plazo son los dos grandes conceptos que inflan el recibo. Pero a ellos hay que sumar una serie de costes fijos, destinados a financiar la deuda del sistema o el despliegue de las redes eléctricas, entre otras cosas. Es lo que se conoce como peajes y varían en función del momento del consumo: si es valle (de 0 a 8 de la mañana y todas las horas del sábado y el domingo), llana (de 8 a 10 horas, de 2 a 6 de la tarde y de 10 a 12 de la noche) o punta (de 10 de la mañana a 2 de la tarde y de 6 de la tarde a 10 de la noche), suman 2,75 euros, 27,96 euros o 76,97 euros, respectivamente.
Y es la suma de estos tres grandes conceptos (restricciones técnicas, energía a plazo y peajes) lo que hace que los cero euros del lunes se pagaran a 56,38 euros a las 2 de la tarde, a 68,72 a las 5 de la tarde y a 118,72 a las 10 de la mañana. Esto también explicaría una paradoja que se produjo durante el día: a pesar de que el megavatio-hora fue un céntimo más barato a las cuatro de la tarde que a las cinco, en el recibo fue un céntimo más caro (68,73 euros).