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Miguel Lizaso (A&G Renewables Iberian Solar) /
El mercado eléctrico: cómo se forma el precio de la electricidad
Por Miguel Lizaso

Cuando se habla del mercado eléctrico en España, cada uno puede tener una primera imagen en su cabeza: la bombilla que se enciende, las grandes torres de transmisión que adornan el paisaje, una central de generación térmica con su torre de refrigeración y su nube “no contaminante”… Pues bien, todas esas visiones son ciertas, ya que el mercado eléctrico es muy amplio y abarca diversas actividades como generación, transporte, distribución y comercialización, siendo todas ellas la que componen el mercado nacional, con un componente variable de regulación y mercado liberalizado que incrementa la complejidad del mismo.

Sin entrar en la complejidad del sector en su conjunto, vamos a tratar de explicar la formación del precio de la electricidad en España, el conocido como pool eléctrico, y que tan famoso es en estas últimas semanas por su evolución creciente batiendo récords históricos al alza continuamente.

En primer lugar, hay que distinguir el precio mayorista, que es el que remunera las actividades de generación, cualquiera que sea la tecnología utilizada (hidráulica, térmica, nuclear, renovable…) y el precio minorista, es decir, el que paga el consumidor final de la electricidad, que además del precio mayorista incluye unos pagos fijos (peajes y recargos, en su terminología) que permiten remunerar al resto de actividades (red de transporte, redes de distribución, etc.) y la fiscalidad asociada a la actividad comercial.

Un sistema marginalista para fijar el precio mayorista

El mercado mayorista español sigue un funcionamiento marginalista, por el que la última unidad de oferta aceptada por una unidad de demanda fija el precio para todas las tecnologías ofertantes en cada hora de cada día del año.

Normalmente, las tecnologías ofrecen un precio que les permita recuperar sus costes operativos de generación, parte de sus costes de inversión y un margen comercial. En el mercado existen tecnologías con costes más bajos (hidráulica, solar fotovoltaica, eólica…) o con menor flexibilidad y restricciones de operación (nuclear, renovables no gestionables) que ofertan precios más reducidos que otras tecnologías con mayores costes (generación térmica con gas, como los ciclos combinados).

De esta forma, las centrales de generación eléctrica ofrecen su generación horaria a un precio creciente, comenzando por las tecnologías más baratas, y el precio donde se crucen la curva de oferta y demanda será adjudicado a todos los proyectos. Esto conlleva que en cada tramo horario se pueda producir un precio diferente, así como un mix de generación distinto, y esto así durante todos los días de un año.

A pesar de que la anterior regulación española solo permitía un rango de precios entre 0-180€/MWh (como muestra la gráfica anterior), la regulación actualmente vigente, acorde a la normativa comunitaria europea, ha ampliado la horquilla entre -500 y 3.000€/MWh, por lo que es posible que se den desde precios negativos hasta otros superiores a los que actualmente se están viendo en el mercado.

Impacto positivo de las renovables en la formación del precio

Tal y como se ha indicado antes, actualmente las tecnologías de generación renovable como eólica y solar fotovoltaica, cuyos costes variables de generación se han reducido significativamente, permitirían una reducción del precio del pool en los próximos años si incrementan su potencia instalada y por tanto su producción eléctrica. Además, al tratarse de tecnología que no emiten CO2, y por tanto no son contaminantes, permiten cumplir con los objetivos de descarbonización y transición energética que se han fijado en el conjunto de la Unión Europea, y en concreto en España. Es por ello que actualmente reciben un respaldo y fomento para su desarrollo, construcción y explotación por parte de los distintos organismos regulatorios españoles.

Cómo se llega al precio minorista que paga el consumidor final

Como se ha comentado, el precio que pagamos cualquier consumidor final de electricidad tiene en el precio pool un elemento relevante, pero no es el único componente del mismo. Además del precio mayorista, hay que considerar:

Peajes y cargos: se trata de un componente fijo de la factura final, vinculada bien a la potencia contratada (el máximo consumo que se puede disponer por hora) o al consumo realizado. Los peajes hacen referencia a la remuneración de la red necesaria para facilitar el consumo en el hogar. Esto incluye la red de transporte en alta tensión, gestionada por Red Eléctrica de España, y la red de distribución en media y baja tensión, propiedad de las compañías eléctricas integradas (Endesa, Iberdrola…).

Los cargos hacen referencia al resto de costes asociados al sector eléctrico, pero no directamente relacionados con el suministro. En esta partida se engloban las primas a las renovables y cogeneración de los regímenes retributivos específicos (previas a 2012 o subastas posteriores), los repagos del déficit de tarifa (deuda histórica acumulada hasta 2013), los sobrecostes de generación en territorios no peninsulares (Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla) y una amalgama de costes menores que se cubren con la factura eléctrica.

Fiscalidad: se trata de una partida independiente, que aplica a la totalidad del coste de electricidad para el consumidor (tanto precio mayorista como peajes y cargos). Además del IVA que grava todas las transacciones de consumidores, y que está transitoriamente reducido al 10% (hasta el 31 de marzo de 2022); existe un impuesto especial eléctrico que grava con un 5,11% adicional el total de la factura (y que también está transitoriamente reducido al 0,5%).

Teniendo en cuenta estas variables, el precio del pool no es la única variable que impacta en el precio que pagan los consumidores domésticos, porque en la práctica, el importe de la factura está determinado también por distintas partidas adicionales, como costes regulados e impuestos. 

Sobre Miguel Lizaso

Miguel Lizaso se incorporó a A&G en diciembre del 2019 como director de inversiones renovables de AIGA Advisory, unidad de Corporate Finance del grupo A&G. Cuenta con una trayectoria profesional de más de 15 años y se incorporó a A&G después de su última etapa en KPMG siendo, desde 2015, director de M&A, Energía y Recursos Naturales, centrándose principalmente en proyectos de Energías Renovables. Destaca también su paso por Ambers&CO desarrollando la función de Asociado en M&A. Miguel es licenciado en ADE y Derecho (E3) por ICADE y posee un Máster en Corporate Finance por el Centro de Estudios Garrigues.

 

 

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