La Rioja

Facturas eléctricas en entredicho

Central nuclear de Garoña (Burgos). :: r. c.
Central nuclear de Garoña (Burgos). :: r. c.
  • En otros sistemas se aplican límites o tasas medias del 'pool' para evitar subidas del 30% como la que han sufrido los hogares este invierno

  • España, único país de la UE donde la volatilidad de los precios se traslada por completo al recibo

Madrid. Los consumidores han asumido una factura de la luz completamente distinta a la que tenían hace apenas 15 años. Y lo han hecho casi sin enterarse de que lo que pagan cada mes depende de una especie de Bolsa energética cuyos resultados sólo llaman la atención cuando, como en las últimas semanas, los precios se disparan.

Este 'pool' energético sólo influye en un tercio del recibo -el resto son costes fijos e impuestos- de unos 12 millones de usuarios -el 49% del total- que se rigen por la tarifa regulada (Precio de Venta al Pequeño Consumidor, PVPC). Todo el mundo se ha acostumbrado a mirar cuál es ese precio diario, como hace tres años ocurría con la prima de riesgo de la que nunca nadie había oído hablar.

El mecanismo funciona de la siguente manera: un día antes de establecer el precio se estiman las necesidades energéticas que tendrá todo el país. Para cubrirlas, cada central pone sobre la mesa la electricidad que puede ofrecer, así como el precio al que le cuesta generarla. El sistema acoge primero las fuentes más baratas -hidroeléctricas, eólicas, solares y nucleares-; pero si con su producción no se puede cubrir toda la demanda, se tira de las más caras, como el carbón o los ciclos combinados de gas. Y aquí llega el problema, porque el coste que exigen estas últimas centrales es el que se les paga a todas, incluidas las renovables que ofertan barato.

Es lo que técnicamente se denomina como mercado marginalista, al que se acusa de 'sobrerretribuir' a determinadas centrales y de elevar los costes. En días como el 25 de enero, el precio del 'pool' rozó los 92 euros por megavatio/hora (Mwh), lo que implicó una tormenta perfecta de precios en la que hubo mucha participación de los ciclos; poca de las energías 'verdes'; y una elevada demanda por la ola de frío.

El sistema es similar al del resto de países de la Unión Europea. «Es el método más eficiente, porque te aseguras de que siempre van a entrar los recursos más baratos», explica Pedro González, director de Regulación de UNESA, la patronal de las eléctricas. El precio marginal «provoca que los productores se esfuercen en todo momento para competir por ofrecer su electricidad», explica. Y recuerda que la alternativa de «fijar los costes de cada tecnología» es la que imperó hasta 1997. «Entonces, el precio medio de generación era de 50 euros por megavatio/hora y desde entonces a 2016 ha sido de 40 euros», apunta.

Competencia bajo sospecha

Sin embargo, el sistema tiene algunas rendijas por las que se cuelan sus propias debilidades. «No siempre se consigue esa eficiencia de la que se habla porque las firmas aprovechan los avances en I+D que consiguen aquí para trasladar esas tecnologías a sus negocios en el extranjero», apunta Xavier Brun, profesor de la Universitat Pompeu Fabra.

Massimo Cermelli, profesor del departamento de Economía de Deusto Business School, indica que el sistema de formación de precios «es eficiente siempre que sea completamente competitivo». Y apunta que esa falta de competencia puede deberse, en ocasiones, a que no todas las centrales ofrezcan las cantidades máximas de electricidad que pueden aportar, aunque esta distorsión ya la está investigando la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

También en ese ámbito se encuentra actuando la Fiscalía para determinar posibles abusos de mercado que impactan en las facturas. Para Jorge Morales de Labra, «hay que abandonar el sistema marginalista cuando se trate de centrales donde no haya competencia», como sucede con los pantanos. Este experto sostiene que «las diferencias de precios que se han registrado no pueden ser tan drásticas». Sin embargo, desde el sector recuerdan que la cuota de mercado del principal generador de luz en España es de las menores si se compara con sus homólogos en Francia o Italia.

Precios medios vs. horarios

El problema con el que se encuentra el consumidor es que ese precio que se fija diariamente en el 'pool' se traslada íntegramente a sus recibos si tienen PVPC. Algo que no ocurre en el resto de la Unión Europea. «En Francia, el 15% del coste eléctrico viene determinado por el mercado diario, pero el 85% no», sostiene Jorge Morales de Labra, experto en regulación eléctrica.

Lo que sucede en otros países es que «se vende la electricidad al usuario final con un precio medio mensual o anual», reconoce Pedro González, pero no de forma horaria, como ocurre en España. El responsable de UNESA admite que «el riesgo de la volatilidad» en el 'pool' «no se traslada tanto al consumidor».

En el resto de Estados prima otro modelo: el de los precios fijados de antemano, que son más estables -como ocurre con los 'packs' liberalizados del mercado español-, a cambio de pagar habitualmente más para protegerse frente a lo que el ministro de Energía, Álvaro Nadal, denomina como «gran volatilidad» a la que «hay que acostumbrarse».

La renovación del parque de contadores inteligentes -Iberdrola ya ha cambiado el 85% de los terminales, mientras que Endesa y Gas Natural lo han hecho en un 80% y un 75%, respectivamente- se encuentra muy ligada a estos cambios de precio. Fuentes del sector admiten que «hay pocos países que, como España, hayan desplegado tantos terminales inteligentes», con los qeu se trasladan los precios horarios del 'pool' a la tarifa. Una ventaja para cuando bajan, como ocurrió hace un año -el precio medio de abril de 2016 fue el más bajo en años, a 24 euros/Mwh- pero un inconveniente si repuntan.

Para albergar una posible solución a los repuntes de precio, los expertos insisten en que hay que fomentar la instalación de renovables, mucho más baratas que lo que costaban hasta 2008, cuando se las retribuía con unas primas elevadas que ahora se cargan a la factura. «Los costes serían menores», anticipa Massimo Cermelli, aunque Xavier Brun reconoce que «las plantas caras son necesarias» para que el sistema no se colapse cuando haya mucha demanda de luz.