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Por qué el futuro del precio de la luz a medio plazo tiene mala pinta y va a seguir rompiendo récords, según los expertos

Por qué el futuro del precio de la luz a medio plazo tiene mala pinta y va a seguir rompiendo récords, según los expertos

Agosto fue el mes más caro de la historia en el precio de la luz, pero este septiembre ha empezado con números de locura. Con más de 140 euros el megavatio hora, este jueves el precio medio de la luz alcanza un nuevo récord, según los datos de OMIE. Y ya van cuatro días seguidos de subida. La escalada no parece tener freno y lamentablemente para los bolsillos de los consumidores, estos precios tan altos podrían seguir subiendo durante el último trimestre, según apuntan los distintos expertos consultados.

«El futuro a medio plazo tiene mala cara», explica Joaquín Giráldez, experto de Ingebau, consultoría especializada en el mercado eléctrico. La tendencia de precios altos se repite en todos los países europeos, siendo los derechos de emisión de CO2 y el elevado precio del gas las principales razones que se aluden para explicar la actual situación.

¿Cambiará la situación de cara a finales de año? ¿Tiene techo la subida en el precio de la luz? Hablamos con distintos expertos especializados del sector energético para conocer más detalles sobre cómo está la situación y qué factores hay que tener en cuenta para intentar predecir cómo puede comportarse el mercado en el futuro próximo.


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Demasiado ligados a un gas que seguirá en máximos

Gas

La luz está en máximos históricos y la principal razón por la que previsiblemente seguirá cara es debido al elevado precio del gas. Manuel Fernández Ordoñez, director de Desarrollo de Negocio a cargo de la Gestión y Desmantelamiento de Residuos Radiactivos en Tecnatom, expresa de manera contundente que «no es muy difícil equivocarse, va a ir hacia arriba».

No se trata de una predicción personal, sino que se basa en lo que dicen los mercados de futuros de la energía, los futuros del precio del gas y los del CO2. Unos futuros, equivalentes a lo que podría ser el «mercado de la bolsa de la energía», cuyas predicciones para el último trimestre del año son que habrá un precio superior al actual.

«Al contrario que con Filomena a principios de año, no es un tema coyuntural. Se está convirtiendo en algo estructural, con fuertes aumentos debido principalmente a China. La demanda de gas es cada vez mayor y en España en concreto somos un país muy dependiente del gas«, apunta Ordoñez.

La subida del precio de la luz se debe principalmente (en un 50% según el Banco de España) al precio del gas. Y los mercados de futuros del gas apuntan que seguirá alto hasta finales de año.

Eloy Sanz, investigador y Profesor de Tecnologías Energéticas y Energías Renovables en la Universidad Rey Juan Carlos, apunta que al estar en un sistema marginalista el gas es el que acaba marcando el precio del resto y apunta que aproximadamente el 50% de la subida en el precio mayorista de la luz es debido al precio del gas, estando la influencia de los derechos de emisión del CO2 en un 20%. Al estar en mercados alcistas tanto de uno como de otro, esto se ha revertido en el precio de la luz.

Estos porcentajes provienen de un informe del mes de agosto del Banco de España sobre la evolución reciente de los precios de la electricidad en España.

Tabla Precio Luz

Imagen: Informe del Banco de España

«Va a depender de cuánto gas usemos», apunta Sanz. Un gas que en España viene de Argelia a través del gasoducto Magreb-Europa (GME) y que no pasa por un buen momento tras tensiones diplomáticas en la zona.

Si nos fijamos en MIBGAS, el índice de referencia en España para el gas, el coste ha ido subiendo paulatinamente durante este último año. «El precio del gas no es tan volátil, pero ahora prácticamente se ha duplicado. Estamos con un precio del gas del doble, por encima de los 40 euros el megavatio hora. Desde 2017 se había mantenido estable entre 20 y 30 euros», explica Sanz, quien predice que será una situación que acabará cambiando: «hasta bien entrado 2022 puede que no baje, pero en principio no se espera que el gas sea tan caro. Este precio no lo teníamos desde hace seis años».

«El nuevo gasoducto Nord Stream 2 que se decía que iba a bajar el precio, ahora se dice que va a estabilizar suministros pero no ayudará a rebajar el precio», explica el profesor de la URJC. «Ya tenemos varias líneas entre Rusia y la Unión Europea. Este gasoducto no soluciona el problema, sino que agrava la dependencia con el gas y con Rusia. Otro caso más de incoherencia energética desde Alemania», explica Ordoñez.

«Con el Nord Stream 2 están en un tira y afloja entre la Unión Europea y los Estados Unidos por si se ponen sanciones a Rusia y Putin», apunta Giráldez. El experto de Ingebau opina que el actual coste de la electricidad está bastante justificado teniendo en cuenta el precio actual del gas y de los derechos de CO2.

El rendimiento eléctrico de un ciclo combinado de gas natural excepcional es del 55%. Y por tanto, de cada MWh de gas que se produce, si el gas está a 50€/MWh, cada MWh eléctrico costará 50/55 = 90,9 €/MWh. Una cuenta rápida para colocar una franja directa a partir del precio actual de gas, que hoy cotiza a 52,18 €/MWh según el índice holandés TTF. Pero claro, a esto también debemos sumarle otros costes como el de las emisiones de CO2.

Generar 1 MWh eléctrico con un ciclo combinado de gas emite 0,4 toneladas de CO2. Si ahora cotiza a 60€/T, son 24 €/MWh el coste del CO2 en el MWh eléctrico. Sumando al coste anterior ya nos vamos acercando a la cifra final actual. Unos cálculos a los que habrá que añadir aspectos como el mantenimiento de la infraestructuras y el mínimo beneficio que quieran tener estos productores.

En el caso del mercado de derechos de emisión de CO2, Sanz explica que el coste también se ha duplicado y pone una posible cota máxima: «cuando esté en 100 euros la tonelada, empieza a haber muchos procesos de captura de CO2 que les empiezan a salir rentables«. Unos derechos de emisión que han provocado por ejemplo que el carbón prácticamente ha quedado en desuso en España en un año y medio, cuando hasta 2025 en principio no se esperaba alcanzar los niveles actuales, apunta Sanz.

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La previsión actual para el último trimestre es de 131,50 €/MWh

Eolica Otono

«El problema no son los 140 €/MWh de hoy. Es que para el último trimestre del año se espera una media por encima de los 130. No sabemos si será finalmente ese precio o no, pero es lo que el mercado calcula. Es una barbaridad, porque con tantas horas que tengamos esa media…«, explican desde Ingebau.

El mercado de futuros no siempre acierta, pero es un indicativo que esperan que el coste del gas y el CO2 sigan altos. «Estas previsiones se actualizan diariamente. Hay mucha gente trabajando en intentar adelantarse», apuntan, recordando que, como en la bolsa, es una previsión muy susceptible de declaraciones como por ejemplo las de Putin y sus gasoductos. Para el primer trimestre de 2022, las previsiones actuales bajan ligeramente a los 119 €/MWh.

El consumo de gas es estacional, suele haber más en invierno que en verano. Los expertos nos indican que el precio suele ser más barato en verano, pero además se junta que los inventarios de gas no están como deberían, estando en su nivel más bajo de los últimos 10 años.

Que la (elevada) previsión se cumpla dependerá del tipo de invierno y climatología que tengamos. Y por ende de la necesidad de optar por el gas o tener suficiente con renovables como la eólica, apoyada por el resto.

La clave para ver si se cumple la predicción de los 131,50 euros el megavatio hora de media que prevé hoy el mercado de futuros es si tenemos un final de año con frío o no. «Normalmente hay un pico en invierno y otro pico en verano. En verano principalmente por el aire acondicionado y después la calefacción. En 2007, el máximo histórico de demanda energética en España fue en diciembre», apunta Ordoñez. «Ahora empezaremos a apagar el aire, pero encender las calefacciones. Y aquí hay menos electrificadas porque muchas siguen siendo de gas, lo que hace aumentar todavía más la demanda de gas».

Precio Mercado Futuros

El mercado de futuros para el cuarto trimestre de 2021 apunta a un precio medio de 131,50 €/MWh.

No lo ve tan claro Eloy Sanz, quien apunta que el pico de consumo ha ido cambiando y cada vez poco a poco la gente tiene más aires acondicionados y ese pico va más a verano. «Va a depender mucho de las condiciones climatológicas. Ya lo vimos con Filomena. Hubo días a finales de enero donde los precios eran prácticamente cero».

El precio de la luz cambia cada día y varía bastante con cada estación. Mientras en verano la eólica está calmada, en otoño e invierno hay días que repunta y la producción puede llegar a ser un 40 o 50% eólica a nada que venga un viento fuerte. Si se junta con una demanda baja, esos días el precio de la electricidad puede descender muchísimo. No ocurre lo mismo con la solar, donde los expertos apuntan que no llega a representar tanto e incluso en los meses de junio/julio se queda en un 16%.

«Agosto suele ser un mes tranquilo porque la industria descansa. Si lo pensamos, agosto ha sido durísimo», apuntan desde Ingebau. «Ahora que muchas industrias arrancan en septiembre se está notando». El periodo de otoño suele tener una demanda mayor que verano, sin embargo hace más viento y se produce mucha más energía eólica.

«A la que se desvíe algún huracán y haga viento, esos días podremos tener precios por debajo de los 10 euros. Estoy convencido. Lo que hace que sea mucho más llamativo que el medio vaya a ser de 131,50 €/MWh», explica Giráldez.

Los expertos apuntan a un final de año con días extremos, pasando de un coste de la electricidad por debajo de los 10 €/MWh a que con mucha probabilidad se bata el antiguo límite de 180,30 €/MWh.

El consultor no descarta que vayamos a romper la barrera de los 200 euros el megavatio hora antes de final de año y de hecho aprovecha para recordar que este año se eliminó el límite inferior de 0 y el límite superior de 180,30 €/MWh, que en países como Alemania no existía. Pasando a ser actualmente de -500 y 3.000 €/MWh.

El problema de fondo: sin interconexiones y con una gran dependencia del mercado diario

Torre Electrica

Joaquín Giráldez apunta a dos factores que son bastante importantes para entender la situación en la que se encuentra España respecto al coste de la electricidad. Dos problemas estructurales que hacen que sea difícil que la situación cambie drásticamente en el medio plazo. Si hace «buen tiempo» podremos generar energía más económica, pero si la demanda se dispara y hay que optar por el gas, nos enfrentaremos a un coste significativo.

¿Qué ocurre con nuestros vecinos europeos? ¿Por qué desde la Unión Europea no se están tomando medidas urgentes? El alto coste del gas ha provocado que la mayoría de países europeos tengan un precio récord, pero su mercado energético está en muchas ocasiones mejor preparado. Y no hablamos del tipo de energía por el que apuestan.

El primer punto son las interconexiones. Es decir, la capacidad del mercado eléctrico de recibir y enviar energía a los países cercanos. Si por ejemplo en el Mar del Norte hay un vendaval y la energía eólica es tanta que excede su demanda, pueden enviarla a otros países para así conseguir un precio de la electricidad negativo.

«Tener una buena interconexión ayuda a bajar el precio», explica Giráldez. Y apunta que mientras siempre se habla de los objetivos en energías renovables, no debemos olvidar que la Unión Europea exige un 10% de conexiones internacionales para 2020 y para el 2030 de un 15%. «En España no llegamos al 4%. Y es un problema«, apunta el experto. «Imagina que empezamos a montar molinos y placas, con mucho sol. Pero si nuestra interconexión no nos permite vender la energía excedente, tenemos que parar máquinas, con la respectiva pérdida económica».

El segundo aspecto a tener en cuenta es la elevada influencia del mercado mayorista en la factura de la luz final. Si estos días estamos hablando tanto del récord en el precio de la luz es porque esta cifra suele reflejarse en la factura de los consumidores. En España, 10,7 millones de usuarios apuestan por la tarifa del mercado regulado PVPC.

Pese a que el coste del gas es un problema para toda Europa, España sufre especialmente por su bajo nivel de interconexiones y por trasladar al consumidor de manera bastante directa el coste mayorista.

«Hay una gran diferencia con Francia. Allí el pull tiene muy poca liquidez. Un porcentaje muy pequeño entra por el pull, el resto es por mercados bilaterales», expone Giráldez, quien da el ejemplo del acuerdo ARENH entre las nucleares y el estado para poder conseguir la energía a un precio estable. «En España casi todo va por el mercado diario. Los PVPC hora a hora, pero los contratos fijos se basan en las cotizaciones a futuro. Si tu contratas una tarifa fija ahora, los precios estarán basados en el coste para el último trimestre. En Francia tienen a nivel minorista un bilateral para que la gente no compre a precio de pull, sino a 45 €/MWh», explican desde Ingebau. Un precio fijo para determinada energía que, según apunta Ramón Roca, director de El Periódico de la Energía, podría ser «contraproducente a medio y largo plazo».

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La factura de la luz final no tiene por qué seguir la misma tendencia

Según los expertos, las medidas técnicas y de regulación del mercado eléctrico no tienen sentido en el corto plazo, pues son proyectos demasiados ambiciosos, que deben pasar por Europa y sus efectos no se verían hasta dentro de un tiempo. Sin embargo, sí apuntan que es posible aplicar medidas fiscales, para bajar de manera inmediata y cuantiosa la factura de la luz.

«La mayoría del recibo de la luz no es el precio mayorista. Hay opciones como la de bajar el IVA, reducir impuestos o por ejemplo sacar peajes fuera de la factura e introducirlos en los Presupuestos del Estado. Actuar sobre esta parte adicional al mercado sí podría afectar a la factura final«, apunta Eloy Sanz.

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Debido a los elevados impuestos por emisiones de CO2 y la alta recaudación, algunos expertos apuntan que el Gobierno podría revertir ese sobreingreso de alguna manera, más allá de rebajar el IVA al 10%. Otra medida añadida que no afectaría en ningún caso al coste de la propia electricidad, pero sí a la factura.

«Puede que al final de año sea un invierno templado, que Argelia nos envíe el gas por el gasoducto, puede que todo se arregle.. pero mientras no tengamos almacenamiento económico y baterías efectivas a gran escala, vamos a seguir dependiendo del gas natural para los momentos de alta demanda. Por muchas renovables, el último megavatio te lo pondrá el ciclo combinado del gas y esto marcará los precios. Hasta que lleguen las baterías, que hasta 2030 no parece que estén, estaremos ante este problema recurrente», concluye Giráldez.

Imagen | Johannes Plenio


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Enrique Pérez

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