El pasado mes de septiembre el mercado mayorista de la electricidad (pool) cerró con un precio medio de 42,11 euros/MWh, lo que supuso una caída del 40,9% respecto a septiembre de 2018 y la menor cotización mensual desde 2016 (salvo el precio excepcional de marzo de 2018). Lo más relevante del dato es que este descenso ha llegado, por primera vez, de la mano de la generación con gas, la tecnología más cara que marca precio marginal de este mercado y es ya más competitiva que las térmicas de carbón.

En el último mes, el precio del gas en el mercado internacional se situó en 9,86 euros MWh y los ciclos combinados lideraron (también lo hizo en mayor medida en agosto) la producción de electricidad, con un 27,3% del mix, por delante de la energía nuclear, que fue un 24,7%.

El derrumbe de las cotizaciones del gas (el 60% sobre un año antes) y algunas decisiones políticas comunitarias y nacionales han propiciado una situación hasta ahora insólita: el desplazamiento del carbón por los ciclos. A la bajada del precio mayorista de la luz ha contribuido también el descenso de la demanda eléctrica peninsular (un 4% respecto a septiembre de 2028 y un 2% en lo que va de este ejercicio), así como la incorporación al mercado de nueva potencia renovable.

El pasado enero la Comisión Europea aplicó una reducción de la oferta en el mercado de emisiones de CO2 para forzar el encarecimiento de estos derechos y desplazar así a los combustibles más contaminantes en el marco de la lucha contra el cambio climático. Unos derechos que las industrias que emiten están obligadas a comprar para poder funcionar. La medida hizo disparar el precio de la tonelada de C02, que se ha instalado entre los 25 y los 26 euros.

En el caso de España, a finales de 2018 el Gobierno eliminó para el gas el llamado céntimo verde (un tipo del Impuesto Especial de Hidrocarburos), pero lo mantuvo para el carbón. Otra estocada para las viejas centrales térmicas que se han quedado en clara desventaja competitiva y no logran recuperar sus costes variables.

De ahí la decisión de las grandes eléctricas (Endesa, Iberdrola y Naturgy) de solicitar el cierre de todo su parque de carbón peninsular. Hace una semana, Endesa anunció la interrupción de sus dos grandes plantas de carbón de importación, las de As Pontes (La Coruña) y Litoral (Almería). El carpetazo al carbón obliga a la compañía a dotar 1.300 millones en sus cuentas.

El gas ha pasado de estar infrautilizado a liderar el mix eléctrico, señala el Grupo ASE en un informe sobre el mercado eléctrico. El hueco que dejará (o que ya ha dejado) el parque de carbón, 9.000MW, podrá ser aprovechado por los ciclos, que cuentan con una capacidad de 25.000 MW. Aunque todo dependerá del papel que le reserven los planes europeos de descarbonización. También del grado de implantación de renovables que seguirán jugando su papel.

La producción solar y la eólica sumaron en septiembre un 26,2% del total. Este verano se incorporaron al mercado 500 MW de fotovoltaicas correspondientes a dos grandes parques, el de La Mula (Murcia) y Don Rodrigo (Sevilla).

La eólica, tercera energía en discordia, tras los ciclos combinados y las nucleares, “ha sido capaz de disputar al gas su posición predominante” en horas punta, señala ASE en su informe de septiembre. De hecho, indica el texto, “en los días de alta producción eólica los precios de casación del mercado se situaron por debajo de los 40 euros MWh, mientras que en los días en que escaseó el viento el pool rondó los 50 euros MWh”.

Subida a la vista

Con todo, en lo relativo al gas, los indicadores no auguran que esta situación de precios bajos se vaya a mantener durante mucho tiempo. Los mercados de futuros eléctricos avanzan que el gas se recuperen hasta el nivel de 15 euros MWh, hasta recuperar su velocidad de crucero a partir de los 20 euros. Traducido al precio de la electricidad, los futuros marcan 56 euros MWh el próximo año.

Una señal de precios bajos, indica ASE “supondría una barrera de entrada para las renovables y su implantación”.

Beneficios para el consumidor

Los domésticos acogidos al precio regulado del PVPC (precio de venta al pequeño consumidor) han visto abaratarse una parte de su factura (la que incluye el coste de la energía) en igual medida en que lo ha hecho el mercado mayorista, a cuyas cotizaciones horarias está referenciado dicho precio.

También ha bajado (o bajará) el recibo de los usuarios que estando en el mercado libre tienen ligado su precio a la evolución del pool. Una situación diferente es la de aquellos que han contratado un precio libre al margen de este mercado.

Respecto a los peajes de acceso a las redes (la mitad, aproximada, de la factura), estos cambiarán radicalmente en enero, una vez que se apruebe la circular de la CNMC con la nueva metodología de tarifas. Una fórmula que beneficiará al consumidor, que podría contar con dos potencias y seis tarifas cada día si la propuesta finalmente prospera.

Por el momento, los costes del sistema se han visto reducidos gracias a la rebaja de los servicios de ajuste, los pagos por capacidad y la interrumpibilidad, lo que también aligerará el recibo de la luz.

Fuente: Cinco Días