Las claves eléctricas: gas, CNMC y Castor
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Nemesio Fernández-Cuesta

Por si acaso

Las claves eléctricas: gas, CNMC y Castor

La razón de la evolución de los precios eléctricos se encuentra en los precios del gas natural, cuyo comportamiento diferencial con otros países pone de manifiesto problemas estructurales

placeholder Foto: Imagen de Ratfink1973 en Pixabay.
Imagen de Ratfink1973 en Pixabay.

El pasado viernes 8 de enero, el precio del mercado diario eléctrico se disparó hasta los 95 euros por megavatio hora (MWh). Durante los cinco días laborables de la semana pasada, el precio se mantuvo por término medio por encima de 84 euros por MWh. Anteayer, día 18, el precio se situaba por encima de los 82 euros. El año pasado, el pico de consumo diario también se produjo en enero. El precio subió, pero solo hasta los 54 euros por MWh. Fue el precio medio diario más alto de todo 2020. El episodio de precios altos se mantuvo durante dos días, bastantes menos que en este enero de 2021.

Cada vez que se produce un episodio similar, el primer culpable puesto en la picota es el principio marginalista que rige en el mercado eléctrico: el precio del mercado es el ofertado por la última central que es necesario poner en marcha para abastecer el mercado. Ese último precio se paga por igual a todas las centrales que han abastecido el mercado, con independencia del precio que hayan ofertado. Conviene destacar que esta organización del mercado no es una originalidad española, ni un capricho del PP, que lo introdujo en la ley eléctrica de 1997. La regulación de la Comisión Europea 2015/1222 del 24 de julio de 2015, en la que se establecen los criterios generales sobre asignación de capacidad de generación eléctrica, establece en su artículo 38 (b) que el algoritmo de fijación de precios en el mercado “debe usar el principio marginal según el cual todas las ofertas aceptadas tendrán el mismo precio por zona geográfica y unidad de tiempo”.

Foto: Tendido eléctrico. (Reuters)
Juan Ramón Rallo Opinión

Este criterio europeo se asienta en principios de teoría económica, cuyo debate puede ser atractivo, pero trasciende los objetivos de este artículo. Por otra parte, el mercado marginal estaba vigente el año pasado y este, por lo que su existencia no contribuye a explicar la diferencia entre 2020 y 2021.

Hay dos factores que contribuyen de forma parcial a explicar la subida de precios. El pico de consumo en enero del año pasado fue de 40.423 MW, mientras que este año ha sido de 42.225 MW. Un incremento del 4,5% justifica que los precios se muevan al alza, pero no la diferencia descrita. Segundo factor: toda la generación eléctrica a partir de combustibles fósiles está sujeta a la necesidad de contar con derechos de emisión de CO₂, cuyo precio crece, sobre todo, porque el diseño europeo del mercado de derechos de emisión así lo pretende. En enero de 2020, el precio de los derechos era 24,75 euros por tonelada. Hasta el momento, el precio medio en enero de 2021 es de 33,68 euros. Supuesta una emisión media de 0,55 kilos de CO₂ por kWh generado con gas natural y que es precisamente la generación con este combustible la que marca precio en el mercado marginal, los derechos europeos de emisión han encarecido el precio de nuestra electricidad en unos cinco euros por MWh.

La verdadera razón de la evolución de los precios eléctricos se encuentra en los precios del gas natural, cuyo comportamiento diferencial con otros países europeos pone de manifiesto problemas estructurales que es necesario abordar.

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El gráfico anterior muestra la cotización del gas natural en el mercado 'spot' en diferentes mercados europeos el pasado 15 de enero, tanto para la entrega el día siguiente, como el mes siguiente. Nuestro precio es con claridad el más alto. En la parte inferior, se observa la evolución durante los 30 días que terminan el 15 de enero. Aunque en nuestro caso las transacciones efectuadas en este mercado supusieron en enero de 2021 un 22-23% del volumen total del mismo y por tanto no puede decirse que su representatividad sea absoluta, sí cabe concluir que tenemos un problema serio. Nuestro precio alcanza los 50 euros por MWh y, durante algunos días, llega a doblar el del resto de mercados europeos.

La falta de conexión significativa con Francia hace que nuestro mercado funcione aislado, con Argelia como único suministrador relevante por tubería. En enero de 2019, la CNMC informó negativamente sobre la ampliación de nuestra conexión gasista con Francia. Resultó difícil de entender entonces, y hoy, a la luz de los datos de nuestro mercado de gas, absolutamente incomprensible.

Foto: EC.

La progresiva internacionalización del mercado del gas natural licuado (GNL) hace que el precio del mercado asiático sea cada vez más representativo para nosotros. España fue en 2019 el sexto importador mundial de GNL, detrás de Japón, China, Corea del Sur, India y Taiwán. Cuando el precio en Asia sube, los operadores españoles empiezan a tirar de existencias, cuando no a desviar cargamentos hacia un mercado que permite ganar más. En noviembre de 2020, el gas natural almacenado en España se había reducido un 17% respecto al mismo mes del año anterior. La tendencia se ha debido mantener hasta que en enero ha sido imprescindible comprar, y pagar lo que fuera menester. La solución es ampliar la capacidad de almacenamiento para aprovechar coyunturas de precio favorables. A ello respondía el proyecto Castor, cuya arriesgada concepción técnica ha acabado en absoluto fracaso y en el oprobio administrativo de asumir el Estado los costes del fiasco. Se trataba de inyectar gas en un antiguo yacimiento de crudo pesado, cuyo cierre natural era una falla. El gas se inyectaba a una presión superior a la existente en el yacimiento al inicio de su explotación. El resto son los movimientos sísmicos en las costas de Castellón y Tarragona y el cierre del proyecto.

Foto: Instalaciones del proyecto Castor, a 21 kilómetros de la costa de Vinaroz (Castellón). (EFE)

Según avancemos en la imprescindible transición energética, el papel del gas natural será más importante. En la medida en que no contemos con una infraestructura de almacenamiento de energía eléctrica a corto, medio y largo plazo, la electricidad generada con gas natural será el ajuste imprescindible a las intermitencias de la generación renovable. Más aún cuando empecemos a reducir la generación nuclear.

Si no se amplía la conexión con Francia, no se amplía la capacidad de almacenamiento de gas, no se impulsa el tamaño del mercado 'spot' y del mercado de futuros, veremos que episodios de precios eléctricos como el que estamos viviendo se repiten con mayor asiduidad. La progresiva sofisticación del mercado eléctrico, con contratos bilaterales a plazo, mercado de futuros financieros, agregadores de demanda y comercializadoras, permitirá reducir el impacto de estas subidas bruscas, pero el fondo de la cuestión seguirá siendo un mercado de gas necesitado de más competencia entre fuentes alternativas de gas.

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