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Resumen del mercado eléctrico en noviembre: ¡Seguimos con las bajadas!

Se han cumplido las previsiones de octubre y noviembre ha pronunciado las bajadas de precios comenzadas el mes anterior, aunque seguimos hablando de un mes caro, tanto en mayorista como para domésticos. Y los medios de comunicación, salvo honrosas excepciones, siguen sin decir nada al respecto: las bajadas no son noticia y no generan alarma…

Precios regulados domésticos – PVPC

La factura baja sólo un 1,1% hasta los 67,4 € y toma un valor muy parecido al del año pasado 67,1€. A pesar de la bajada es un valor ligeramente alto para noviembre ya que si la comparamos con la media de los 4 últimos noviembres, es superior en un 2,6% (65,7 €) y al igual que ya pasara el mes pasado, es el noviembre más caro de la historia de precios regulados.

La diferencia de precios con respecto a otros noviembres se ha encontrado, como viendo siendo norma últimamente, más en las horas valle que en las punta. De hecho podemos observar como el spread medio de precios (la diferencia de precios entre máximos y mínimos) para los meses de noviembre, cada año es más reducido, o dicho en otras palabras, año tras año cada vez hay menos diferencia entre los precios caros y los baratos. Esto es algo que también está sucediendo en el mercado mayorista OMIE, del cual depende en parte el PVPC.

La mayoría de días el precio del kWh ha estado oscilando entre los 12 y los 13 céntimos, quedando finalmente y según el perfilado de REE en 0,129843 €/kWh.

La previsión para diciembre es que la factura repunte algo, según está evolucionando el mercado de futuros, situándose de momento sobre los 68,4 € (subida de un 1,5%). Para el global del año sigue empatada, con la de 2014 en 785 €, esto es, la segunda más cara de la historia tras la de 2012 (793 €). Recordemos también que son menos de la mitad de los consumidores los que están en mercado regulado, el resto, los de mercado libre, la mayoría de ellos seguramente se encuentran peor y desde hace más tiempo (los que lleven tiempo con las grandes).

Mercado mayorista de electricidad – OMIE

Noviembre ha cerrado precio en 61,9 €/MWh (0,33 € por debajo de su última cotización) con una bajada del 4,8 % con respecto a octubre, subida del 4,7 % con respecto al mismo mes del año pasado o la más importante para mí, del 16,2 % con respecto a la media de los últimos 4 noviembres. Al igual que sucedía con los precios domésticos y a pesar de la bajada, estamos ante un mes caro. De hecho ha sido el noviembre más caro desde el del año 2008 (66,52 €/MWh).

 

El alza de precios se ha dado a todas horas, excepto quizás en el pico de la noche, con valores medios muy parecidos a los de 2017. Al igual que pasara con los precios domésticos, el spread medio para este mes se ha ido reduciendo año tras año y si en el 2014 era de 35 €/MWh en este queda en poco más de 22 €/MWh.

Aunque las horas baratas son función del viento y demanda en ese momento y por tanto bastante variables, las horas caras parecen haber tenido el techo rondando los 70 €/MWh.

A nivel de contratación bilateral este mes la nuclear sigue colocando así la mayor parte de su energía (85,3%), no pasando por tanto a formar parte del sistema de fijación de precios. Lo mismo sucede con otras fuentes como la eólica donde la contratación bilateral supuso el 14,9% de la energía generada, la gran hidro (53,8%), el carbón (6,1%) y la fotovoltaica a modo testimonial (0,1%). La contratación bilateral supuso el 22,4% de la energía generada. La contratación bilateral entre comercializadoras (comercializadoras que le venden energía a otras, normalmente más pequeñas y que no son capaces de tener una infraestructura de compras) supuso el 29,3% del total de la energía gestionada en bilaterales (10,47 GWh).

Nuevo retroceso en el número de horas fijadas por el agua y en este mes también por la cogeneración, que se las ceden al carbón y en menor medida los ciclos. Las horas en que el agua fija los precios son las diurnas mientras que las nocturnas son las del carbón y en menor medida la cogeneración.

El precio medio del año hasta el 30 de noviembre es de 56,87 €/MWh y el estimado para todo el año completo baja 4 céntimos respecto al de octubre y asciende a 57,24 €/MWh, así que finalmente ¡2008 será un año muy caro!

Futuros

Bajadas generalizadas en los próximos meses, excepto para febrero del 19 que sube precios y a más largo plazo los 2 últimos trimestres del año 19, Q3 (62,33 €/MWh) y Q4 (63,63 €/MWh). Ligero repunte también para el año completo 2019, que parece empeñarse en quedar por encima de los 60 €/MWh valor increíblemente alto y que debería ser incompatible con la nueva renovable que debe empezar a entrar ya en ese año (todo dependerá de la eólica, la solar, hasta que no haya una incorporación tan masiva como la eólica, no creo que haga bajar mucho el precio).

Aunque queda un mes para cerrar el trimestre actual Q4, el precio quedó en noviembre en 63,56 €/MWh que si promediamos con la última previsión de diciembre (61,22) entonces Q4 debería quedar sobre los 62,4 €/MWh, esto quiere decir que el corte beneficio/pérdidas para el aseguramiento del trimestre estará sobre mediados de mayo

Fuentes de generación y emisiones

Impresionante desplome de la generación termosolar, que aunque le corresponde por pura estacionalidad, ha tenido el peor resultado desde noviembre del 2014, con una generación de menos de la mitad de lo que le correspondería en este mes, le sigue la otra solar, la fotovoltaica y la nuclear con 2 reactores parados por recarga (Almaraz I y Ascó I) casi todo el mes.

En el otro lado y para compensar la energía no generada por las nucleares, tenemos fuerte repunte de las fuentes más caras: Gran hidro, Ciclos y en menor medida el Carbón. Curioso el comportamiento de los ciclos este año, con más generación de lo habitual desde Marzo, justo al revés que el carbón, pero es que en este noviembre se ha generado mucho con gas, casi tanto como el noviembre de 2016. Esto puede ser debido al fuerte incremento de precios que ha tenido hasta octubre el precio del carbón mayorista y también el de los derechos de emisión que afecta particularmente al carbón (la generación con ciclos emite menos de la mitad de GEI que con carbón). Y aunque en noviembre los precios del carbón han caído un 9% el de los derechos de emisión ¡se han incrementado nada menos que un 23%! Esto unido a la eliminación del céntimo verde al gas del RD 15/2018 puede haber provocado esta situación este mes.

Igual que el año pasado fue un año solar excepcional, este está siendo francamente malo, con una generación muy por debajo de lo normal y aún así, como tenemos tan poca instalada, no influye demasiado en el cómputo de generación renovable que este año vuelve a recuperar cuotas y acabará rondando el 40%, por encima de los 3 años anteriores y será debido, en este mes, sobre todo al agua (10,6% de cuota) y al viento (21,6% de cuota) que han destacado por encima de lo habitual para noviembre.

Así que alta cuota renovable y baja generación con carbón (aunque mayor con ciclos), se traducen nuevamente en un moderado incremento de Gases de Efecto Invernadero (GEI), que aunque baten récord del año ya que habrá un aporte de 6,61 millones de toneladas de CO2 (a confirmar por REE cuando salga el dato oficial. El anterior máximo del 2018 fue en septiembre con 6,57 Mt/CO2), no se había dado una emisión tan baja para este mes desde el de 2014. En lo que va de año, el sistema eléctrico habrá emitido a la atmósfera 58,7 Mt/CO2, un 13,6% menos que el mismo periodo del año pasado (67,9 Mt/CO2). Terminará el año rondando los 65 Mt/CO2 emitidos. El factor de emisión se sitúa en 0,297 tCO2/MWh (a confirmar por REE) y para lo que va de año en 0,246 tCO2/MWh.

Sin cambios en el ranking de fuentes que más han generado en lo que va de año, que son, por orden: nuclear, eólica e hidráulica

Debido a los altos precios de Francia, el saldo neto de la interconexión pasa de importador a exportador en noviembre, algo que no sucedía desde Marzo, mes récord de eólica. Justo lo contrario ha pasado con la de Portugal.

Mercados europeos

Es divertido comprobar qué ha pasado este mes en los mercados europeos: los que tradicionalmente son más caros, Reino Unido, Italia y España son los únicos que bajan precios respecto al mes anterior (Italia la que lo hace con mayor intensidad) y el resto suben.

Los países más caros han sido Bélgica (77,75 €/MWh), Reino Unido (70,25 €/MWh) y Francia (67,81 €/MWh) mientras que los más baratos fueron nórdicos (48,37 €/MWh), Alemania (56,68 €/MWh)…. y ESPAÑA (61,97 €/MWh) (quitándole el puesto, por muy poquito, a Holanda)

Noviembre ha sido un mes especialmente caro para Alemania y nórdicos (un 54% más caros que sus respectivos últimos 4 noviembres) y los que han tenido precios más “normalitos” aunque también algo más caros de lo normal, han sido Italia (14%) e Ibéricos (16%).

Bélgica ha seguido sufriendo con su mayoría del parque nuclear apagado (6 de 7 reactores) por recarga y obras en de refuerzo de hormigón y ha estado 4 días por encima de los 80 €/MWh (días 2, 5, 21 y 26, siendo especialmente duro el día 21 que llegó a cotizar a 184,86 €/MWh), arrastrando a Francia.

El frío notable de la segunda quincena del mes y el consiguiente aumento de la demanda han ayudado a este incremento de precios en casi toda Europa.

España ha sido el país con menor volatilidad de precios diarios mientras que el mayor esta vez ha sido Bélgica en vez del tradicional puesto reservado a Alemania.

En la media anual, seguimos en nuestro habitual tercer puesto tras Reino Unido e Italia, pero Bélgica, si continua en diciembre con su mayoría del parque nuclear parado (y fácilmente así seguirá, puesto que la primera en reconectarse será DOEL4 para mediados de mes) y vuelve el frío, quizás nos adelante. Los países más baratos del año son Nórdicos y Alemania (muy cerca) y a mayor distancia Francia.

Por Francisco Valverde – Analista del mercado eléctrico "

¿Por qué sube la energía? ¿Complot o mercado?

La volatilidad del precio es una señal de que la energía renovable no viene acompañada de potencia flexible capaz de equilibrar oferta y demanda. Alemania, por ejemplo, el 8 de septiembre de este año contó con 47 GW renovables (25 GW solares), tenía 64 GW de demanda. El efecto son dos picos de precio: a las 8.00 horas a 55 €/MW y a las 20.00 horas a 72 €/MW; en cambio, a las 13.00 horas tenía 26 €/MW y a las 4.00 horas 46 €/MW.

¡En España tenemos esos 73 euros/MW todo el día! En Alemania obedece a picos cubiertos con centrales que entran menos de una hora al día. La diferencia en España entre las 13.00 horas y las 20.00 horas es de 3 euros; en Alemania es de 47 euros. Hace un año tenía mayor volatilidad, más exportaciones y precios negativos.

Mercado marginal

Alemania y España tienen el mismo mercado marginal. El precio lo determina la última tecnología en entrar en el mercado. Los mercados marginales, en condiciones de competencia perfecta, algo ideal, permite transferir rentas a las tecnologías más eficientes. De modo que las más ineficientes obtienen, como premio por el acierto, el precio de la menos eficientes y caras. Este esquema permitió superar una década de sequía de inversiones, fruto de las deudas de las nucleares, creando casi 30 GW nuevos de Centrales Térmicas de Ciclo Combinado (CTCC).

Dos décadas después, los retos y los desafíos son  otros. Emergen como opción de futuro las renovables. Partían de algo ilusorio, operar las CTCC (Centrales Térmicas de Ciclo Combinado) 5.500 horas permitía ofrecer precios por debajo de 36 euros/MW. Incluso se garantizó a la nuclear un ingreso base. Pero la baja de la demanda, entrada de energía renovable y un precio de carbón más bajo reduce las horas de funcionamiento a menos de 1.000 horas con el precio cuatro veces superior (por eso han de ofertar a precio cero por el coste que supone salir y volver a entrar en el mercado) ¿Cómo centrales de gas que operan 24 horas dan la misma señal de precio que la que opera menos de una hora al día para cubrir picos?

Natalia Fabra propone reducir el impuesto del 7% a centrales de carbón y gas y, dado que estas son las que marcan el precio marginal, el efecto para el consumidor sería una caída por encima del 7%. Internalizar el coste del CO2 afecta sólo a unas determinadas tecnologías, en cambio, ahora que sube el precio de los mercados de carbono, como señalaba José Mota en El País, se traslada multiplicado a los consumidores ¿Basta alterar el coste de esa última tecnología para trasladar una rebaja de precio multiplicada a los consumidores?

¿Cómo lograr una deflación de precios?

No son las centrales de gas las que nos llevan a los precios más caros sino la hidráulica. No todos los kWh son iguales. No solo por el coste fijo y marginal que puedan soportar. La hidráulica juega con la ventaja de poder entrar y salir del mercado sin costes; en cambio, una central de carbón o gas ofrecerán precios negativos (caso de Alemania) por el coste que supone salir y luego entrar. La energía solar tendría que ofertar a cero por su nula capacidad negociadora.

Paradoja: 2018 con embalses a rebosar, achacando a la sequía los elevados precios, llueve y la hidráulica oferta a precios astronómicos. Solo están obligadas a soltar agua si los embalses superan el 85%. Los ciclos combinados donde hacen caja es en los mercados de ajustes. Tenemos un mercado eléctrico cuyos costes están desacoplados del precio que pagan los consumidores. Una regulación que solo obedezca a abaratar costes nos alejaría de los desafíos de la transición energética. De aquí la urgencia de una reforma de mayor calado que la abordada en 1997. Exige, como señalaba un artículo previo, repensar propuestas descartadas en el inicio de actual modelo energético.

El mercado de carbono apareció como lo opuesto a las energías renovables. Se ha acusado a las energías renovables de impedir el eficiente funcionamiento del mercado marginal eléctrico y el mercado de carbono. El mercado de carbono es, como dije, inflacionista; afectando a tecnologías fósiles el coste marginal se traslada al consumidor de forma multiplicada. La ley de Cambio Climático británica proponía una “personal carbón card” sin ese efecto multiplicador y, por consiguiente, inflacionista para el consumidor.

España, ¿un país sin sol?

Tenemos 2,8 GW de solar mientras que Alemania tiene 28 GW. Los precios en Alemania muestran el carácter deflacionista que tiene la energía renovable sobre el precio incluido en horas de máximo consumo.

El 21.9 a 14.00 a 26€/MW, el 22.9 a 14.00 a menos 6,79 €/MW, el 24.9 a 27,57 €/MW, etc.

¿Por qué sube el precio? Internalizar el coste de carbono afecta a unas tecnologías concretas, en cambio, sobretodo el carbón, repercute en el precio que cobra el resto. Sería razonable que fuera así si ello atrajera inversiones en tecnologías bajas en carbono. Las energías renovables han sido estimuladas, dado que no incurren en costes variables ni son capaces de negociar su entrada, por unos precios garantizados y predecibles, las llamadas primas.  En 2004 cuando el Bundestag votó introducir el mercado de carbono contó con dos votos en contra: H. Scheer y H-J. Fell. Advertían del efecto inflacionista de coste del carbono y la nula efectividad climática; decían que sería una trampa conceptual que supone valorar las medidas energéticas en el coste de reducir las emisiones de CO2 sin percibir los riesgos de carbono al priorizar inversiones fósiles por encima de renovables. La tasa EEG (siglas de la ley de energía renovables en alemán) al kWh (que no superó los 2 céntimos € hasta 2009, entrada de gobierno liberal-conservador) impulsó inversiones masivas en renovables.

En la gráfica de arriba, en el azul marino, muestra la evolución de la “tax EEG” por kWh en céntimo de €/kWh. El azul celeste indica la suma de mercado de eléctrico más el recargo de las renovables (tax EEG). En Alemania la Gran Coalición (CDU-SPD) desde 2014 estabiliza el precio de la EEG y el precio que paga el consumidor. En España el precio del kWh ha subido un 55% en una década.

Hambach se sala de convertirse una mina a cielo abierto.

Hermann Scheer describió el conflicto estructural que vive Alemania; el gobierno roji-verde evitó tomar una decisión promoviendo, a la vez, un mercado marginal (para la energía convencional) y un sistema de precios regulados (FiT para atraer inversiones en energías renovables); ahora tenemos dos trenes en dirección opuesta. El gobierno con las “subastas competitivas” que sustituyeron los precios regulados puso freno al desarrollo de las renovables: limita la entrada, el volumen subastado es inferior al licitado e inferior al ejecutado y  limita la “competencia” expulsando iniciativas ciudadanas.

 

Marco Bülow, diputado del  SPD, votó en contra de la reforma de la ley de renovable por el freno que suponen las subastas. Entre el 30-40% de las licitaciones no son ejecutadas. La experiencia piloto mostró graves deficiencias. Se han frenado las dinámicas de expansión de eólica (caída de 50% en 2018) y solar (de 8,7 GW en 2012 a menos de 0,7 GW en 2017). Un molino de viento en una hora reemplaza 3 toneladas de carbón, el kWh de una turbina eólica cuesta a 3 centavos, una central eléctrica de carbón 7,  por lo que llega en la red 27. Es la reflexión de arranque de la película que se estrena el 27 de septiembre: “Autark: ¿Por qué más y más personas son independientes?” Podemos producir energía y almacenarla a 11 céntimos kWh. Bajando costes.

 

Complot en la subida del precio de la electricidad.  

En Alemania el debate está encendido. Transición energética es lo opuesto a una transición ordenada, predecible, planificada, consensuada, etc., es transición conflictiva. Seis libros son una muestra de ese conflicto estructural. Krautzfeldt analiza el complot en la escalada de precios, Kemfert la feroz lucha por la electricidad, Becker la crisis de los consorcios energéticos. Es falsa la idea de que el conflicto desaparecería cuando la tecnología madurara. Las tecnologías que conservan enormes tentáculos arremeten con violencia contra la transición energética.

Claudia Kemfert escribió “El imperio fósil contraataca”. Malter Kreutzfeldt “El complot del incremento del precio”; denuncia la agresiva campaña llevada a cabo por el Instituto Social de Nueva Economía ( INSM) contra las energías renovables. No es nueva. Ya en 2004 unos de sus colaboradores, Christoph M. Schmidt, director de RWI (Instituto de Investigación Económica), más que hacer un análisis riguroso habla de “subsidios de locura” y otras descalificaciones insultantes ¡Se debe dejar de desarrollar la energía solar!, proclama para luego culpar a RWI y a la transición energética de colapso de la industria solar. Desde 2004 reclama derogar la ley de renovables por ir en contra de la “neutralidad tecnológica”.

Malter Kreutzfeldt denuncia el incremento como los costes de la electricidad sin que tenga relación con una escalada del precio de los combustibles, dice que es tan solo una conspiración. Por su parte, Peter Becker describe como la transición energética está golpeando a los gigantes energéticos alemanes; RWE y E.ON acumulan récord de pérdidas. El DICE (Instituto de Economía de Duseldorf) habla de un coste de la transición energética de 520 mil millones de euros. Es una impactante campaña publicitaria. INSM articula este tipo de estudios académicos en favor de la energía fósil. Agora Energiewende, más neutral, ha calculado el coste de descuidar del clima.

El pilar de la política climática son las energías renovables, el comercio de carbono y otras medidas que son, para Hans-Josef Fell, ineficientes. Y vemos que, además, es una carga para el consumidor, pues este no paga sólo por el coste de las emisiones de las tecnologías que usan lignito, se transforma en un coste marginal que obtienen todas las tecnologías. El consumidor paga el coste del carbono multiplicado. Es un coste que no revierte en favor de las energías renovables como si lo hace la “tax EEG”  (cuando el objetivo de la fiscalidad ecológica no era “internalizar el coste” sino lograr una transición energética acelerada, adelante en décadas la caída de costes por la evolución tecnológica).

¿Nos hemos de habituar a que la electricidad internalice costes del clima?

Hay quien justifica la subida de precios. El informe de expertos del transición energética establece un 2030 “distributed generation” con 39 €/t CO2: tendría un efectos multiplicador para el consumidor. ¿Y confiar en las subastas para lograr el 32% de renovables en 2030? “Podemos prescindir de la ley de renovables si tenemos un señala de precio del carbono”, dijo el diputado de Los Verdes, Dieter Janecek en unas jornadas de INSM en que se defendía una “política competitiva de transición energética”. El falso dilema de la FAES entre “mercado” y “política”. INSM calcula en 650 euros de subvenciones por segundo a las renovables. Es delirante. Nadie, en su sano juicio, diría que los medicamentos cuyo precio pactan gobierno con farmacéuticas sea una “locura de subsidios”. Es ese lenguaje agresivo de la escolástica de economistas contra la exitosa ley de renovables. Incluso diputados verdes están capturados por esos esquemas mentales fósiles como denunció Hermann Scheer. ¿Se imaginan que el precio de medicamentos lo fijara el mercado? Serían prohibitivos y, algo peor, se retrasarían décadas tener nuevos fármacos por el coste de financiación astronómicos de la investigación.

Hablar de 4.000 subsidios diferente a las energías renovables suena a desconcertante. Spiegel, en su versión en inglés (no alemán), calificaba la ley de renovable de Hermann Scheer (SPD) de “monstruo burocrático”. Craig Morris invitaba a traducir “burócrata” por “mente brillante”. ¿Por qué en California, con el triple de sol que Alemania, tenía 10 veces menos fotovoltaica? ¡El precio era, inexplicablemente, 4 veces mayor en California! Allí sí que existía un “monstruo burocrático”; la fobia a los precios regulados conduce a un sistema cruza de subsidios, ayudas, desgravaciones; lleva a esperar 6 meses de consultoría para obtener en, tras complejas fórmulas, la retribución. Luego falta la larga travesía para obtener financiación, contratar prima de riesgo, etc. En Alemania se llama “burocrático”, un simple y transparente archivo XLS con dos matrices. Permitía una feroz competencia entre fabricantes. Todo fue sustituido por una opaca y poco competitiva subasta. El coste al consumidor son unas cuantos céntimos por kWh para lograr más de un 40% de la energía de origen renovable.

Hoy no se requiere el rodeo anti-económico de las redes de distribución para ser consumida en los propios edificios. Antes de la ley de renovables (2000) se desarrollaron los programas, inspirados en los de Japón, de “100.000 techos solares”. En 2004 fue abolido. Hasta entonces se instalaron 400 MW en viviendas ¿Cómo evitar ¾ parte de subsidios? Ernst Ulrich von Weizsäcker muestra, en “Factor 4”, cómo la corriente alterna permitía subir y bajar potencia cuando es necesario la distribución a largas distancias ¿Por qué no redescubrir las ventajas que vio Tesla en la corriente continua? En lugar de treinta metros cuadrados de paneles solares sería necesario 8 con corriente continua de 24 V. La Ley de renovables marginó la energía renovable distribuida por una retribución de la red que ha abaratado el precio de la renovable. Hoy supone un rodeo innecesario cuando resulta más barata generar, in situ, en las viviendas. Pero tiene factores de mejora de la productividad no elevar la potencia a 230 V. La industria de electrodomésticos tiene un papel como la del automóvil o química en la transición energética. Desarrollamos las renovables dentro de modelo centralizado generando disonancias cognitivas respecto el potencial de las energías renovables. Para liberarnos de estas trampas, el sociólogo Oskar Negt apelaba a la “fantasía sociológica y aprendizaje ejemplar”.

Por Jordi Ortega – Experto en Energía jordi ortega

¿Pero qué está pasando con el recibo de la luz?

Por Soledad Montero – Área de energía de Ecologistas en Acción y miembro de la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético Soledad Montero

Estos días volvemos a tener en el centro de la actualidad la subida del precio de la luz, y me recuerda a la situación vivida a finales de 2013, cuando la presión mediática caldeó tanto el ambiente que el Gobierno eliminó las subastas CESUR y se implantó la tarifa indexada para el PVPC (precio regulado), es decir, trasladar al usuario doméstico el concepto de funcionamiento del mercado mayorista para que, en teoría, pueda decidir por sí mismo cuando le conviene consumir y adapte su demanda a la mejor oferta.

Si analizamos los últimos acontecimientos nos damos cuenta que estas situaciones parecen ser recurrentes y acaban en algún tipo de reforma legislativa; que esa reestructuración nos conduzca a una solución efectiva del problema, ya se verá, pero que la habrá, eso es seguro. Y esto es una buena noticia, porque el sistema eléctrico necesita una modificación estructural profunda.

Lo primero que hay que aclarar es que estas subidas se producen en el término de energía, que supone algo así como un 34% de lo que pagamos en nuestros recibos. El término de potencia o fijo, como lo conocemos mejor, no se ve afectado, y supone un 40% del recibo. El resto, casi un 27% corresponde a impuestos (IVA, impuesto eléctrico y municipal).

Otra cosa que debemos dejar claro es que frecuentemente se oye que éstas subidas solo afectan a los usuarios con contratos de tarifa regulada PVPC, pero no es así. Nos afecta a todos, lo que ocurre es que si tienes contratada una tarifa de precio no indexado la subida te repercutirá más adelante, cuando la comercializadora actualice los precios, porque ha comprado esta energía que tú estás consumiendo a un precio más elevado y tendrá finalmente que revertirte (de otro modo, la comercializadora vende a pérdidas) a no ser que te esté cobrando un precio fijo tan elevado que le permita absorber estas subidas sin perjuicio económico para ella.

Así que focalicemos los “puntos calientes” que influyen a la hora de la subida de los precios de la luz. Y aquí son diversos los factores que nos encontramos. Tenemos como figura principal el sistema marginalista de conformación de precios del mercado mayorista, (el precio final lo fija la oferta más cara que entra en el mercado), que no resulta ser el más conveniente debido a las características de nuestro mercado, sin competencia real o efectiva, puesto que son tres las compañías verticalmente integradas que lo controlan, a lo que hay que añadir que nuestro mix energético es demasiado variado, conviviendo tecnologías muy diversas.

Otro factor serían los servicios de ajuste, que gracias a que tenemos un mercado libre, permiten a las empresas generadoras de energía aprovechar el llamado “coste de oportunidad” para marcar el precio de la energía “no programada”, de la misma forma que para los desvíos en los que incurren las comercializadoras inevitablemente, y que permiten que se puedan cobrar hasta 100 veces por encima de su precio. Esta fórmula, si bien en cualquier otro sector no tendría por qué ser criticable, en energía si, por tratarse de un servicio público y una necesidad para el desarrollo de la vida humana. Por tanto, una de las propuestas sería que se pusiera un máximo a este coste de oportunidad y evitar así la especulación con este mecanismo.

Mientras “el milagro” llega, revisa tu potencia y no contrates más que lo que necesitas, comprueba si la tarifa que pagas es adecuada a tu consumo, adopta medidas de ahorro y eficiencia (tu bolsillo y el planeta lo agradecerán) y si puedes, autoconsume

Los impuestos suponen una cuarta parte de lo que pagamos en nuestros recibos. Desde septiembre de 2012 estamos pagando el IVA de lujo, 21%, sobre un bien esencial y necesario para el desarrollo de nuestra salud y economía. Solo en tarifas domésticas (hasta 15 kW de potencia contratada) hay 29 millones de puntos de suministro (29 millones de facturas al mes con “su 21% de IVA”), de modo que a poco que hagamos un cálculo, es difícil que cualquier gobierno se preste a renunciar a estos ingresos. Pero hay que hacerlo, y yo propongo varias opciones, desde reducir el IVA a la cantidad de energía mínima necesaria, de modo que se penaliza a los derrochadores y se incentiva el ahorro y la eficiencia energética (y de paso se deja de penalizar la pobreza energética, porque tiene poco sentido hacer un descuento por bono social de un 25% o un 40% para después aplicar un IVA del 21%), hasta utilizar los niveles de renta de cada usuario de energía para grabarle o bien con un IVA de lujo o con un IVA reducido.

Si el Ministerio no se anima antes, (estoy segura de que lo hará), lo que sí sabemos es que a final de año tienen que presentar la Ley de Cambio Climático y Transición Energética en la Unión Europea, así que algo cambiarán, ¿no? Si las medidas servirán para bajar el importe de nuestros recibos, el tiempo lo dirá, pero mientras “el milagro” llega, revisa tu potencia y no contrates más que lo que necesitas, comprueba si la tarifa que pagas es adecuada a tu consumo, adopta medidas de ahorro y eficiencia (tu bolsillo y el planeta lo agradecerán) y si puedes, autoconsume. La mejor energía es la que no se consume y si la que consumes es autoproducida, mucho mejor.