Corregir los fallos del mercado eléctrico

La tormenta 'Filomena' llevó la demanda eléctrica a un máximo de 42.000 megavatios (MW) a las 14 horas del 8 de enero. La fuerte demanda de gas en Asia, que también experimenta una ola de frío, y la reducción del suministro por gasoducto desde Argelia han disparado el precio del gas. Todo ello, combinado con menos producción eólica y solar, dio por resultado un precio del mercado diario de electricidad de casi 95€/MWh, o 2,7 veces el precio medio anual de 2020, que fue particularmente bajo, a causa de la alta producción renovable y a la contracción de la demanda. 

Estos precios, fruto del juego de la oferta y la demanda, repercuten, directamente, en el coste de energía de casi 11 millones de suministros, contratados con Precio Voluntario del Pequeño Consumidor (PVPC). Veamos cómo se calculan.

En una subasta, las empresas productoras, a través de sus respectivas centrales de generación (nucleares, hidráulicas, renovables, ciclos combinados, etcétera), hacen sus ofertas para satisfacer la demanda estimada que atenderán las comercializadoras con quienes tenemos contratado el suministro. La casación, entre la energía demandada y la ofertada, tiene lugar en un mercado que opera la empresa OMIE.  

En la subasta, se consideran primero los MW que ofertan los productores más baratos, normalmente las nucleares, ya que necesitan unos días para parar y no pueden arriesgarse a que sus ofertas no se acepten. A continuación, vienen las ofertas de plantas con un precio ascendente, de menos a más, generalmente eólicas y solares, con retribución regulada. Si es preciso, para cubrir la demanda, se llegará a las tecnologías con costes de explotación más altos, ciclos combinados de gas y de carbón. A todas las centrales se les paga el precio marginal, el de la última oferta casada, siguiendo un método común a la mayor parte de estados europeos, que se entiende que permite que las ofertas se hagan atendiendo a costes. 

Hay, sin embargo, cambios a aplicar para, sin renunciar al mercado, evitar oscilaciones tan acusadas. Algunos ya están previstos, como las nuevas subastas de energías renovables, el 26 de enero tendremos la primera, en que se prevé establecer en la misma subasta un 95% del precio de la energía a largo plazo.  

También podríamos copiar de nuestros vecinos franceses, que imponen a las centrales nucleares la obligación de vender el 25% de su producción a un precio fijo de 42€/MWh. Así, el precio no baja tanto cuando el marginal se hunde; pero si se dispara, repercute menos en los consumidores. Algo parecido se podría pensar para las centrales hidroeléctricas que son las únicas que, gracias a una concesión de dominio público hidráulico, pueden almacenar la energía, en forma de agua embalsada. 

Corregir los fallos del mercado es la primera justificación de la regulación. Se trata de hacerlo con prudencia y acierto.