El coste del suministro eléctrico se compone de dos conceptos, el coste de la producción y el coste del transporte de la electricidad, sin olvidar los impuestos. Por un lado, el coste de producción resulta principalmente de un mercado en competencia entre las centrales eléctricas, las cuales presentan todos los días sus ofertas de venta en una subasta que se celebra a las 12.00 h y cuyos resultados se pueden visualizar en www.omie.es para las 24 horas del día siguiente. Por otro lado, el coste del transporte y la distribución de electricidad (y algunos otros costes regulados del sistema eléctrico) se imputan en la factura mediante el cobro de unos cargos y unos peajes regulados por el gobierno y por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, respectivamente, y que constan a su vez de un término fijo de potencia y un término variable de energía. Desde el 1 de junio de 2021 se han modificado la estructura y los precios de estos peajes y cargos, los horarios de aplicación de los periodos tarifarios y las fórmulas de cálculo de los excesos de potencia, entre otros.

En el mercado eléctrico mayorista, el precio y el volumen de energía en cada hora se establecen por el cruce entre la curva de ofertas de venta (centrales eléctricas) y de ofertas de compra (comercializadoras eléctricas), siguiendo el modelo marginalista adoptado por los países de la Unión Europea. Marginalista significa que el precio de la última oferta en el punto de corte de las curvas de oferta y demanda es el que se retribuye a todas las centrales eléctricas que han casado sus ofertas, independientemente del precio ofertado. Es decir, si un buen número de centrales han ofertado a un precio bajo (nucleares, eólicas, solares, etc.) pero la última central que ha conseguido casar su oferta lo ha hecho a un precio muy superior (generalmente centrales térmicas o hidroeléctricas de agua embalsada), será este último precio el que se pagará a todas las instalaciones de producción en esa hora. Este procedimiento sigue las reglas del mercado, que son públicas y se actualizaron por última vez mediante Resolución de 6 de mayo de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Contratación de energía

Alternativamente, los generadores y las comercializadoras de electricidad disponen de otras opciones de contratación de energía eléctrica al por mayor mediante contratos a plazo o bilaterales, que les permiten reducir su exposición a la volatilidad de los precios del mercado diario. Sin embargo, tanto el mercado diario como los mercados de futuros se están viendo impulsados dramáticamente al alza en el momento actual, por distintas razones. Entre ellas, el precio del barril de petróleo por encima de 70 dólares, el precio del gas en el mercado europeo TTF en máximos desde 2008, al gas licuado con destino en Asia en máximos desde 2014, el precio del carbón en máximos de los 10 últimos años… Dado que algunos de estos combustibles fósiles son precisos para la generación de electricidad, las ofertas de estas centrales han elevado los precios en el mercado eléctrico a valores máximos históricos para esta época del año, por encima de 90 euros/MWh. Es casi el triple que hace un año. A esto se añade que el coste de los derechos de emisión de CO2 se encuentra también en máximos históricos, por encima de 50 euros/tonelada, un valor influenciado tanto por la política europea de descarbonización de la economía como por la especulación financiera. El esquema europeo de derechos de emisión obliga a las centrales térmicas a comprar estos derechos en el mercado, lo que aumenta los costes de estas centrales y agrava aún más la situación de los precios de la electricidad.

Y a pesar del impulso político a la transición energética hacia un escenario 100% con energías renovables, la intermitencia de estas fuentes de generación va a obligar necesariamente a seguir contando con tecnologías de generación de electricidad a partir de gas natural para garantizar el suministro eléctrico en los próximos años, en tanto se desarrollan tecnologías de almacenamiento de electricidad a gran escala. En definitiva, hay pocas razones para el optimismo al respecto de la reducción de los precios del mercado eléctrico en un futuro inmediato. El reciente anuncio del gobierno intentando reconducir los precios a golpe de recorte de beneficios de las centrales hidroeléctricas y nucleares no es probable que ofrezca resultados a corto plazo, habida cuenta del trámite parlamentario al que aún tiene que someterse la iniciativa. Además, la historia del sector eléctrico nos recuerda que cada intento de intervención de un ejecutivo de forma espuria ha terminado por ofrecer un resultado contrario al esperado.

Ley del Sector Eléctrico

Lo que verdaderamente se precisa es una reforma estructural de la organización y el funcionamiento del sector, sin apenas cambios significativos desde la Ley del Sector Eléctrico de 1997. El nuevo escenario necesita nuevas reglas de mercado adaptadas al nuevo mix energético, incentivación de la contratación bilateral para reducir el peso del mercado diario en el precio final de la luz, instrumentos para facilitar la financiación de proyectos con energías renovables, dotar de más flexibilidad al sistema eléctrico, facilitar los trámites para la evacuación de excedentes del autoconsumo residencial e industrial, reducir las trabas para el impulso al autoconsumo colectivo y las comunidades energéticas, y otras medidas imaginativas que garanticen a los ciudadanos y las empresas la oportunidad de desarrollar sus actividades con un precio razonable del suministro eléctrico.

*José María Yusta, profesor de la Universidad de Zaragoza