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Analistas y Gobierno han explicado una y otra vez que la subida del precio de la electricidad que sufre España este verano no es exclusiva del país: los factores que intervienen, como el encarecimiento del gas natural, el sistema marginalista y la especulación con el CO2, son comunes a toda la Unión Europea. Sin embargo, ningún Ejecutivo europeo está sufriendo el desgaste que está sufriendo el español: ningún Estado miembro alberga el encarnizado debate público que se mantiene aquí a cuenta de la luz. La mayoría de los países del continente cuentan con un mecanismo que fija los precios del mercado regulado cada tres, seis o doce meses. Los consumidores pagan lo que se fijó en la última subasta y no les afecta, a corto plazo, que el precio del MWh se dispare por encima de los 130 euros. El Ministerio para la Transición Ecológica pretende replicar el sistema, aunque aún no se conocen los detalles... y el viraje no está exento de riesgos.
Un miembro del Gobierno lamenta en privado la "ansiedad" con la que se vive en estos días el comportamiento del mercado mayorista de la electricidad. Los medios alimentan su última hora con el precio que se casa en el pool, aunque no tenga traslación inmediata al recibo de los pequeños consumidores. Pero sí que hay una relación directa entre el resultado de la subasta diaria y lo que paga el 37% de españoles sujetos al Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC), una tarifa regulada que baja y sube en relación a los vaivenes del sistema mayorista. De ahí la trifulca política que el Ejecutivo intenta aminorar con la próxima reforma. En la mayoría de países europeos, los megavatios no aparecen en casi ningún titular porque esos vaivenes no tienen impacto a corto plazo en la factura.
Países como Alemania, Portugal o Italia fijan cada tres, seis o doce meses las tarifas del mercado regulado. El consumidor que opte por esta opción sabe lo que va a pagar a largo plazo, y no tiene por qué fijarse en los resultados diarios. Es el sistema que reinaba en España antes de la reforma de 2013, un cambio que pocos pusieron en duda... hasta que llegó la tormenta de 2021, sin precedentes. Los vecinos lusos, de hecho, comparten mercado con España: sus comercializadoras pagan cada día el MWh exactamente al mismo precio que las comercializadoras españolas. Sin embargo, los portugueses no están tirándose los trastos a la cabeza por la luz.
El operador del sistema, la Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), fija cada seis meses los precios en base a la media de lo registrado en el mercado mayorista, aunque puede intervenir cada tres meses si la diferencia entre lo establecido y lo que marca el pool es demasiado elevada. La última subasta se celebró en junio de 2021, y en octubre se celebrará la siguiente para establecer la cuantía del primer semestre de 2022. No es un coste impuesto arbitrariamente por el Estado: se instaura de manera acorde con el mercado, por lo que el Gobierno luso prevé que en 2022 se producirá una importante subida, y ya trabaja en medidas para paliar el impacto, sin las urgencias y prisas españolas.
Una situación muy similar se vive en Italia, con el precio del MWh más alto de Europa por culpa de su dependencia del gas natural, la mayor del continente. En octubre fijarán los precios de los próximos meses, y será un precio alto, pero los consumidores no se han visto afectados por la tormenta durante este verano. Curiosamente, el Gobierno italiano está estudiando medidas similares a las españolas para paliar el golpe del próximo mes: recorte de los beneficios caídos del cielo y creación de un fondo para que las grandes empresas paguen, y no los consumidores, los costes del desarrollo renovable. En el país liderado por Mario Draghi, la tarifa regulada por el Gobierno se oferta a través de una empresa pública, Enel.
En Alemania, más de lo mismo. Pero, como Portugal y a diferencia de Italia, la gran mayoría de los consumidores están en el mercado libre, una modalidad a la que también están sujetos el 63% de los contratos españoles. La comercializadora ofrece al consumidor el coste por el KWh que considera más adecuado y el usuario decide si acepta o no, como con cualquier otro producto. El mercado libre también se ve afectado por la escalada del sistema mayorista, dado que las comercializadoras tienen que acudir a la subasta a adquirir la materia prima que luego distribuyen, pero no a corto plazo.
En Der Spiegel advierten de la posibilidad de que las tarifas se encarezcan en los próximos meses. "Muchos proveedores de energía trasladarán el aumento de los precios al por mayor a los clientes", pronostica un experto, que advierte de un "otoño caluroso" en este sentido. Pero todavía no está pasando, mientras en España los pequeños negocios, recién salidos de la pesadilla del covid, se encuentran con facturas difíciles de pagar.
En Francia, la situación es radicalmente distinta a la alemana, la portuguesa, la italiana y la española. Al norte de los Pirineos el mercado libre no es el que reina, sino uno muy intervenido: la mayoría de las comercializadoras pagan un precio fijo, en torno a los 40 euros el MWh, a Électricité de France (EDF), la empresa pública que posee la gran mayoría de las centrales generadoras. A partir de los 60, el Gobierno francés comenzó una carrera para construir cuantas más centrales nucleares mejor, para dotar al país de soberanía energética con respecto al continente; y no se echó atrás –a diferencia de sus vecinos germanos– cuando los desastres de Chernóbil y Fukushima estremecieron a la opinión pública. A día de hoy, los galos disfrutan de una generación de electricidad en su mayoría libre de emisiones de CO2 (pero no de residuos) y que se vende por una cuantía baja, establecida por el Estado.
Es el ejemplo que lleva poniendo semanas Unidas Podemos para reclamarle a la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, una intervención en el mercado eléctrico. Sin embargo, todos los analistas coinciden en asegurar en que la Comisión Europea no permitiría una reforma similar en el país. La excepción francesa se estableció antes de la directiva europea de 2019 que terminó de liberalizar el sistema; España no cuenta con una gran compañía pública que acapare el mercado; y, además, la Unión Europea presiona a los galos para que acaben con el negocio de EDF.
Según cuenta Politico, "París está inmersa en tensas negociaciones con las autoridades de competencia de la UE sobre el futuro del gigante energético" y el presidente, Enmanuel Macron, ha pospuesto una reforma que acabaría con el monopolio público, troceando la compañía en varias subdivisiones permitiendo la entrada de nuevos, y que sería tremendamente impopular. Para los franceses, EDF es un símbolo de independencia energética con respecto a Europa; y una garantía de lo público frente a la depredación privada. Aunque no es oro todo lo que parece: la empresa arrastra una enorme deuda, consecuencia de la tarifa plana y de los costes de una energía nuclear con detractores y entusiastas defensores, pero cara.
Un precio menor por defecto
Cada país cuenta con una estrategia distinta a la hora de trasladar a la factura regulada los costes de la electricidad. Otros, directamente, no tienen tarifa intervenida por el Estado y lo dejan todo al arbitrio del libre mercado. Pero, más allá del recibo, la subida de la luz afecta a todos los países europeos. Aunque no a todos por igual. Durante este verano, Francia, Alemania, Países Bajos y Bélgica han sufrido precios altos, pero no tan altos como los de España, Portugal, Italia y Reino Unido. Países Bajos y Bélgica disfrutan de una cobertura libre de emisiones mayor que la española, lo que les ha permitido capear mejor el temporal; Francia se apoya en la nuclear; y Alemania, con escasas centrales de ciclo combinado, está dejando entrar a las centrales de carbón que le quedan en el mix, una tecnología mucho más emisora pero más barata, dada la situación actual del gas natural.
Precio de los principales mercados eléctricos europeos durante 2020 y 2021. | ALEASOFT
Una reforma con inconvenientes
Según han confirmado en sucesivas declaraciones estos días tanto Ribera como la portavoz del Gobierno, Isabel Rodríguez, o el propio presidente Pedro Sánchez, el Gobierno planea desligar el PVPC del mercado diario, estableciendo precios estables durante varios meses o un año en función de la evolución del mercado, pero sin las subidas y bajadas constantes que ocupan titulares. Sin embargo, la reforma aún no ha llegado al Consejo de Ministros y Transición Ecológica no ha contestado a las preguntas de infoLibre sobre cuál será su diseño: cada cuánto se celebrarán las subastas para establecer la cuantía o si habrá algún mecanismo de rectificación.
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Los analistas, en todo caso, llevan meses advirtiendo de los peligros de implantar este sistema en el caso español, apoyado por grandes eléctricas como Iberdrola. El despliegue renovable, que se espera masivo en España durante los próximos años, puede hacer desplomarse al mercado marginalista cuando las tecnologías limpias cubran la demanda. Si el consumidor sujeto al mercado regulado paga un precio consensuado meses atrás, abonará más dinero que en la actualidad en caso de caída brusca. Los vaivenes tienen esa ventaja: más caro cuando sube, pero más barato cuando baja.
Además, esas subastas para fijar el precio del PVPC durante meses son caldo de cultivo para la manipulación del mercado. La propia Iberdrola está siendo investigada por la Audiencia Nacional por limitar la actividad de sus centrales hidroeléctricas para subir lo marcado por el poolpool y cobrar más durante meses. Con una factura dependiente del mercado diario, apuntan los expertos, la trampa es más difícil: hay que mantenerla durante más tiempo y los ojos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) nunca dejan de escrutar.
Fuentes del Gobierno reconocen que la intencionalidad también es política, evitando así el desgaste diario que sufre el Ejecutivo al calor de las noticias que llegan de la subasta. A diferencia de Europa, no tienen tanto margen para reflexionar sobre cómo frenar la escalada, porque su impacto se lleva notando desde meses y aún no se ve el final.
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