El coste de producir la luz se hunde sin beneficiar al usuario

La baja demanda y el auge de la eólica y la hidráulica llevan los precios mayoristas a mínimos de seis años

La energía en el mercado eléctrico mayorista (el llamado pool), la bolsa donde las comercializadoras compran cada hora la electricidad que venden a los clientes, está en su precio más bajo desde 2004. Pero el usuario no va a beneficiarse de esa caída.

La razón es que el recibo de la luz incluye partidas no ligadas directamente al coste de la energía, entre las que destacan las subvenciones a las renovables. Este año, alcanzarán la cifra récord de 6.000 millones de euros, según la Comisión Nacional de la Energía (CNE).

Aunque los precios bajen en el pool, las renovables siguen cobrando primas

El déficit de tarifa acumulado desde 2001 tampoco da margen para bajar precios: este agujero, al que también contribuyen las primas verdes y que supera los 15.000 millones, no podrá rebasar este año los 3.000 millones, según la promesa del Gobierno, que quiere erradicarlo en 2013.

El déficit tarifario fue un invento de los Gobiernos del PP, prorrogado luego por el PSOE, para mantener artificialmente bajo el precio de la luz. Consiste en reconocer a las eléctricas que lo que paga el usuario no cubre los costes de generar la electricidad. La diferencia se paga a plazos en el recibo. Este año, también habrá déficit, pese a la caída de precios del pool. La razón, de nuevo, las renovables que, además del precio del mercado mayorista, cobran una prima.

Esta semana, el ministro de Industria, Miguel Sebastián, dijo que el coste de las renovables es un "problema importante" del sistema eléctrico y que quiere "consensuar distintos costes regulados del sector eléctrico, incluidas las primas a las renovables", para "adaptarlos a la realidad económica, a las previsiones de la demanda energética y a la evolución tecnológica". El ministro aludía así a la necesidad de rebajar las subvenciones a la energía verde, pensadas para impulsar el desarrollo tecnológico de estas fuentes de energía, que sin ayudas todavía no son competitivas.

Industria quiere revisar los costes, incluidos los de las energías limpias

El pool es la principal referencia diaria del coste de la energía. Es indicativo, sobre todo, para los clientes industriales, que negocian sus contratos directamente con las comercializadoras. En el caso del usuario doméstico, la luz que contrata se negocia en su mayoría en unas subastas semestrales que influyen en la decisión que toma el Ministerio de Industria sobre las tarifas domésticas (las únicas que aún fija). El coste de la energía supone algo menos de la mitad del recibo. La otra mitad se destina a pagar el alquiler de las redes y a las primas a las renovables, entre otros conceptos.

La próxima revisión de la tarifa de último recurso (TUR), la que contratan la mayoría de usuarios domésticos, se hará el próximo julio. Son previsibles subidas para contener el citado déficit acumulado. En enero pasado, la TUR subió un 2,6%, muy por encima del IPC de finales de 2009 (0,3%). El recibo acumula siete años de alzas ininterrumpidas.

Razones de la caída

La tarifa doméstica se revisará en julio y es muy posible que vuelva a subir

La actual coyuntura de precios en el pool se debe a varios motivos. El principal es que la demanda de electricidad, que en 2009 cayó por primera vez en la historia (un 4,6%) por la crisis, no despega, pese a encadenar tres meses al alza.

Además, la producción hidráulica está disparada por las fuertes lluvias y vientos de los últimos meses, al igual que la eólica. Estas dos fuentes, junto a la nuclear, que funciona ininterrumpidamente (es muy caro apagar una central atómica), son las primeras que ofertan su energía al pool. Y, como la demanda flojea, las fuentes térmicas, como las plantas de gas, se ven desplazadas.

Habitualmente, las centrales térmicas son las que marcan el precio final en la bolsa mayorista, porque son las últimas en ofrecer su producción: en el pool, la energía se paga al precio que marque la última instalación necesaria para casar oferta y demanda (todas las plantas cobran lo mismo).

Las eléctricas que sólo venden energía son las más beneficiadas

Durante enero y febrero, el precio medio en el pool ha caído un 31% respecto a la media de la última década para este periodo. El precio en lo que va de 2010 (28 euros por megavatio/hora) es un 37% menor al de hace un año, y es más de un 50% inferior al previsto por Industria y la CNE para el primer semestre.

Además, desde diciembre pasado, se repite un fenómeno inédito, al menos, de forma tan sostenida: en ciertas horas de algunos días (el 10% del tiempo, casi siempre, de madrugada y en jornadas no laborables), el precio resultante ha sido cero, ya que la producción que entra inicialmente en el pool (que lo hace a cero euros) ha bastado para cubrir la demanda. Eso no implica que la energía sea gratis, porque las generadoras cobran un precio medio que resulta de todas las horas del día.

Las grandes beneficiadas de esta circunstancia son las comercializadoras sin plantas de generación. Una muestra del atractivo del mercado para este tipo de compañías es que en la última subasta que sirvió para fijar la TUR, la mitad de las adjudicatarias eran firmas con sede social fuera de España (la mayoría, únicamente dedicadas a comercializar energía).

Entre las empresas perjudicadas, están, en principio, las eléctricas tradicionales (Iberdrola, Endesa, Gas Natural-Unión Fenosa y E.ON). O, al menos, sus filiales de generación. Porque, como explica una fuente del sector, para estas empresas, "lo que pierden por un bolsillo lo ganan por el otro". Al estar verticalmente integradas (operan en todas las patas del negocio), sus comercializadoras (las que compran la energía en el pool) pueden adquirir la materia prima a un precio muy bajo. Por otro lado, las generadoras suelen cubrirse con contratos a plazo que mitigan el riesgo.

Sin embargo, hay compañías que se quejan más que otras. La más beligerante es Gas Natural, que obtiene buena parte de su negocio de las centrales de ciclo combinado, a las que suministra gas natural. Actualmente, estas centrales, la gran apuesta de la última década para robustecer el parque de generación, pasan la mitad de horas del año paradas, por lo que muchas no son rentables, pese a ser necesarias como potencia de respaldo, dado que la producción de las renovables es impredecible. Por eso, el consejero delegado de la gasista, Rafael Villaseca, ha pedido una "revisión general" de los costes del sistema, que en su opinión no son sostenibles.