Energía
Economía 07/06/2021

La guerra del recibo de la luz

La ministra Ribera plantea el reto de rebajar los ingresos de las grandes eléctricas para abaratar la factura a los particulares

4 min
Trabajos de mantenimiento en una línea eléctrica de alta tensión.

BarcelonaEl precio de la electricidad en el mercado mayorista en el mes de mayo cerró a 67,12 euros el megavatio hora (MWh) de media, un 3,2% más alto que en abril y un 70% superior a la media de este mes en los últimos cinco años. Una cifra récord desde que hay registros. El precio se dispara a pesar de que las renovables cada vez pesan más en el mix de generación, un 50% en mayo, según los datos de Red Eléctrica.

La ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha reformado el recibo para intentar promover la eficiencia entre los usuarios. Ahora, además, plantea una reforma para abaratar el precio de la electricidad en el mercado mayorista –un intento en el que han fracasado todos sus predecesores– con un recorte de los ingresos de las grandes eléctricas. Pero, ¿cómo funciona el mercado y cómo lo podría hacer?

Las tres partes del negocio

Generación, transporte y distribución y comercialización de electricidad

El negocio eléctrico tiene tres estadios: la generación, el transporte y la distribución, y la comercialización. Solo las grandes eléctricas participan en las tres partes, mientras que el transporte lo hace Red Eléctrica y la distribución depende de cada área geográfica –en Catalunya básicamente la hace Endesa–. En la comercialización es donde han entrado multitud de nuevas empresas, a pesar de que su cuota de mercado es todavía pequeña. La generación en grandes centrales la hacen las grandes eléctricas, a pesar de que la irrupción de las renovables ha aumentado de forma sustancial el número de generadores. Muchos pequeños comercializadores, para no depender del mercado mayorista, están firmando acuerdos a largo plazo con los nuevos generadores de renovables.

La formación del precio

Un mercado marginalista con mucho peso de las grandes eléctricas

La escasa interconexión con el continente obliga a un mercado eléctrico ibérico. Para formar el precio de la electricidad en el mercado mayorista se utiliza un sistema denominado marginalista. Hay una subasta, y la última tecnología que entra en el mercado –y que es la más cara– es la que establece el precio para toda la electricidad. Así, está la nuclear, que no se puede parar y siempre está en el mercado; después van entrando tecnologías más baratas, como la eólica, la fotovoltaica o la hidráulica, y acaban las más caras: el carbón (en proceso de cierre) y los ciclos combinados de gas.

Cuando la demanda es alta –como ha pasado este mes de mayo, que ha crecido un 11%– el gas marca el precio del MWh más a menudo. Por lo tanto, como toda la producción se paga al mismo precio provenga de la tecnología que provenga, la producción más barata da más ingresos a las generadoras, porque cobran un precio más elevado por MWh puesto en el mercado.

Este mes de mayo, además, han confluido dos factores. Por un lado, el encarecimiento del precio del gas. Por otro lado, se está disparando el precio de los derechos de emisión de la tonelada de CO2. Este dos factores hacen que la generación con la tecnología más cara, y que a menudo marca el precio, haya sido todavía más cara.

El recorte

La ministra quiere acabar con los beneficios caídos del cielo

Antes se llamban beneficios caídos del cielo; ahora, dividendo del CO2. El gobierno español lo define como “la retribución del CO2 no emitido del mercado eléctrico”. Es decir, MWh generados sin emisión de CO2 –nucleares, renovables e hidráulicas– se pagan al precio que marca el gas, que paga los derechos de emisión. Ahora la ministra quiere sacar de los ingresos de las eléctricas la parte que corresponde a los derechos del CO2 de aquellas centrales que no generan emisiones; es decir, nucleares, hidráulicas y eólicas anteriores a 2005, cuando no existía todavía el mercado de CO2.

Un recorte que, como mínimo, supondrá unos 1.000 millones de euros anuales para las grandes generadoras –sobre todo Endesa, Iberdrola y Naturgy–, pero que puede aumentar si el precio de los derechos de emisión continúa su escalada.

El gobierno español calcula que las centrales afectadas ingresan unos 4.000 millones de euros anuales por su producción, y que un 25% corresponde a este dividendo del carbono. Es decir, unos 1.000 millones, que es lo que ahora tendrían que de volver cada año. Pero el impacto es progresivo. Si el precio de la tonelada de CO2 llega a los 100 euros, serían unos 2.000 millones de euros.

La traducción en el recibo

Un 4% de entrada y hasta un 15% en cinco años

La medida tendría que traducirse, según los cálculos del gobierno español, en una rebaja del recibo para los usuarios alrededor del 4%. Pero se tiene que sumar otra medida en marcha, el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sector Eléctrico (FNSSE), que pretende sacar del recibo las primas más antiguas a las renovables (unos 6.500 millones anuales), que pagaría todo el sector energético. La suma de las dos medidas, dividendo del carbono y FNSSE, llevaría a una bajada del recibo de un 15% en cinco años.

El sector, en pie de guerra

El Estado ya se prepara para un largo litigio

Las dos medidas han puesto en pie de guerra a las grandes energéticas. El FNSSE, especialmente las petroleras y gasistas, como Repsol y Naturgy, que tendrán que asumir las primas a las renovables. Y el dividendo del carbono, el resto. Endesa, Iberdrola, Natrurgy y EDP son las propietarias de las nucleares. A través de Foro Nuclear, patronal del sector, dicen que las centrales atómicas están en pérdidas y que disminuir sus ingresos las llevará a la quiebra y al cierre anticipado.

Las cifras clave
  • 51 €/Tn Es el precio del derecho de emisión de la tonelada de CO2 media el último mes. En enero fue de 33,4 euros y hace un año era de 20 euros.
  • 4.557 M€ Son los beneficios conjuntos de las tres grandes eléctricas –Endesa, Iberdrola y Naturgy– en 2020, a pesar de que Naturgy perdió 347 millones.
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