La pandemia ha trastocado todas las previsiones y ha convertido cada estadística en un hito: la economía registrará la mayor caída desde la Guerra Civil, la deuda crecerá a la mayor tasa de la historia y el gasto público se disparará hasta cotas inéditas. El paso de la crisis también quedará marcado en el precio mayorista de la electricidad, que en 2020 se hundió hasta niveles inéditos desde hace más de 15 años. La cotización media de la electricidad en el mercado diario fue de 33,96 euros por megavatio-hora (MWh) en 2020, frente a los 47,68 euros/MWh del año anterior. No obstante, esta rebaja no tiene por qué tener una traslación directa al recibo de la luz, ya que supone una parte minoritaria de la factura, en el entorno del 35%.
Se trata de un retroceso interanual de un 30% y el nivel más bajo desde 2004, cuando el año se cerró en 27,94 euros/MWh, según el Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE), que la semana pasada publicó los precios relativos al 31 de diciembre. Durante todo 2020 la cotización de la electricidad cayó al nivel más bajo en abril y mayo, cuando se impusieron los confinamientos más estrictos durante la primera ola de contagios.
La razón de este descenso es clara: la restricción a los movimientos y el parón de la actividad han reducido la demanda de electricidad ―Red Eléctrica de España (REE) estima una caída del 5,6% con respecto a 2019― y deprimido los precios. Aunque en los últimos dos meses se haya registrado un repunte —diciembre cierra como el mes más caro del año, con 41,97 euros/MWh—, este no ha sido suficiente para compensar el desplome experimentado en lo más duro del confinamiento.
En un país muy dependiente del sector servicios como España, se ha notado el cierre de hoteles, bares y restaurantes, así como de oficinas e incluso plantas intensivas de electricidad durante los 15 días de hibernación total de la pasada primavera: abril ha sido el mes más barato, con una media de 17,65 euros el MWh. Esta no es, sin embargo, la única razón tras el hundimiento de los precios en el mercado mayorista, también conocido como pool.
La bajada de precios tiene otro componente: la creciente penetración de renovables, mucho más baratas que aquellas fuentes que emplean combustibles fósiles. En el mercado diario, la fijación de precios responde a un proceso complejo de casación en el que las empresas generadoras de electricidad y las compañías comercializadoras lanzan cada día sus ofertas, para cada hora de la jornada siguiente. El equilibrio entre oferta y demanda determina el precio. Aunque este mecanismo tiene una peculiaridad: las energías más baratas, como la nuclear o las renovables, son las primeras en entrar; las más caras, como las generadas en centrales de ciclo combinado o el carbón ―que este año ha empezado su camino hacia la extinción―, son las últimas. No obstante, el precio que se acaba pagando a todas las centrales es el de la última oferta que cubre la demanda. Es decir, si, por ejemplo, la generación de nuclear y renovables —que pueden llegar a ofertar la energía a coste cero— no fuera suficiente, se incorporarían otras fuentes más caras. La última oferta que entra determina el precio que se les pagará a todas las demás por cada MWh producido.
La caída de la demanda por los confinamientos ha favorecido que las fuentes que producen energía más barata puedan cubrir más necesidades. Esto se observa en la composición del mix de generación eléctrica, donde la participación de las tecnologías verdes fue en 2020 la más elevada desde 2007, año en el que empiezan los registros de REE.
Las fuentes limpias han supuesto el 44% del total, según el último informe diario de balance del operador del sistema, del 30 de diciembre, un repunte de seis puntos porcentuales respecto a 2019. Dentro de este tipo de fuentes, la eólica ha sido la gran protagonista: en 2020 ha sido la renovable que más ha aportado, al suponer casi el 22% de la producción total. En el conjunto del sistema de generación solo se ve superada en porcentaje por la energía nuclear.
Impacto en el recibo
La caída del precio de la electricidad en el mercado mayorista no implica una igual rebaja en la factura de la luz, ya que lo consumido solo supone entre un 35% y un 40% del recibo.
El resto de la factura está conformado por los costes fijos de los peajes, con los que se paga la distribución y otros componentes, como el IVA del 21% y el impuesto de electricidad. Todo esto explica por qué aunque haya muchas fluctuaciones del precio —a la baja o al alza— en el mercado estas no se trasladan de forma proporcional a lo que paga el consumidor. Además, también influye el tipo de tarifa que se tenga contratada.
En la tarifa regulada —también conocida como precio voluntario para el pequeño consumidor o PVPC—, el coste de la electricidad consumida sí se determina en función de la cotización del precio del kilovatio-hora (kWh) en el mercado mayorista. En cambio, los consumidores que estén en el mercado libre pagarán por kWh el precio acordado con la compañía comercializadora con la que tengan contratado el suministro.
Aun así, el Gobierno pretende rebajar la parte fija del recibo de la luz y, para ello, ha impulsado el anteproyecto de ley para crear el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico (FNSSE). La intención es sacar de la factura los costes fijos de los incentivos a las renovables, cogeneración y residuos (una de las políticas públicas incluidas en la parte fija del recibo). El objetivo es abaratar el recibo un 13% en cinco años. Esta rebaja equivale a unos 7.000 millones de euros, que se compensarán con aportaciones de comercializadores de distintos tipos de energía, como gas natural o hidrocarburos.
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