¿Cuánto dinero me ahorro en luz con el tope al gas? Así afecta a tu factura

La Comisión Europea dio luz verde en junio a la “excepción ibérica” negociada por España y Portugal para establecer un tope al precio del gas que rebajase la factura de la electricidad, tras dos meses de negociaciones. La medida comenzó a notarse a partir del miércoles 15 de junio y se mantendrá, si no hay sobresaltos, hasta el 31 de mayo del año que viene. Estos días vuelve a cobrar actualidad antes los nuevos máximos del precio del gas en los mercados mayoristas. ¿Cómo funciona el mecanismo? Al poner un tope al gas que se usa para generar electricidad se evita que todas las tecnologías de generación se vean retribuidas al precio real del gas, como ocurre ahora, por lo que los usuarios se ahorran parte de la sobrerretribución que tenían la mayoría de tecnologías y solo tendrán que compensar a aquellas centrales que realmente usen gas (ciclos combinados y centrales de carbón). Entre el 15 de junio y el 15 de agosto, el precio de la luz en el mercado mayorista español ha registrado una media de 254,74 euros por megavatio-hora (MWh) --suma del precio ‘pool’ y la compensación--, un 35% superior a la media del mes anterior a la entrada en vigor de este mecanismo (del 15 de mayo al 14 de junio), según los datos del operador del mercado ibérico, OMIE. Mientras, el incremento medio en los seis principales países europeos (Francia, Alemania, Italia, Bélgica, Países Bajos y Reino Unido) fue del 102%. Es decir, la subida de precios en España es tres veces inferior a la de la media de esos países. ¿Cuánto más alto sería el precio sin tope? Es difícil de cuantificar. Según estimaciones realizados por este medio, que coinciden con los cálculos diarios publicados por el Ministerio para la Transición Ecológica, de no existir la ‘excepción ibérica’ se podría hablar de un precio medio en los dos últimos meses de 299,46 euros MWh, un 17,7% superior al actual. ¿Cuándo se empezó a notar? La primera subasta que se realizó con el tope de 40 euros MWh fue la del martes 14 de junio, por lo que el primer precio de la electricidad 'capado' fue el del miércoles 15 de junio. La duración será de casi un año, hasta el 31 de mayo de 2023, aunque el tope de 40 euros MWh se mantendrá solo los seis primeros meses. A partir de diciembre el tope aumentará en cinco euros cada mes, hasta los 70 euros MWh al final del periodo. En el momento en que entró en vigor, la previsión de precios de esta materia prima para el año 2023 era de unos 81,9 euros MWh de media, según el Plan de Estabilidad 2022-2025 del Gobierno. ¿Cuánto ha bajado el recibo? El Gobierno calculó, cuando el mecanismo entró en vigor, que los consumidores domésticos se beneficiarían de una reducción media de precios de aproximadamente el 15%; mientras que para los industriales la rebaja sería de entre el 18% y el 20%. Anteriormente, el Ejecutivo había planteado una rebaja del 30% porque se pretendía incluir en la compensación a todos los consumidores, tanto los del mercado libre como los del regulado, desde el principio, pero al final no fue así. Según los cálculos del experto en mercado energético y profesor de la Universidad Pontificia de Comillas, José Luis Sancha, un consumidor con tarifa regulada (PVPC) que en marzo pagó unos 100 euros de factura, pagó en julio 81,23 euros, un 14% menos de lo que hubiera pagado sin tope. Los expertos coinciden en que los precios no son tan bajos com se había previsto porque el mecanismo ha entrado en funcionamiento en medio de una "tormenta perfecta" formada por la sequía y la escasez de viento, una demanda alta por las continuas olas de calor, el alza de las exportaciones a Francia (que no incluyen compensación) y el impacto "inesperado" de los costes de arranque de las centrales de ciclo combinado, según explica el consultor de Afry, Javier Revuelta. "Cuando vuelva el viento y el agua mejorará su funcionamiento hacia los precios previstos, alrededor de 130 MWh en el ‘pool’ (el precio medio de la subasta en los primeros dos meses fue de 145 euros MWh de media), pero no serán de 50 o 60 euros MWh", asegura Revuelta, quien prevé que los precios sigan altos. Este invierno, explica, el gas estará "muy, muy caro", pero después Europa tendrá que volver a comprar gas para llenar los almacenamientos, lo que mantendrá la presión sobre los precios. ¿Quiénes se benefician de la rebaja? El 37% de los hogares españoles tienen una tarifa PVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor) y el 70% de los consumidores industriales acuden directamente al mercado a comprar energía. Estos son los principales beneficiados, pues han sido los más perjudicados por los precios de los últimos meses, y también son quienes hacen frente desde el principio a la compensación por la diferencia entre el tope al gas y el precio real. Los usuarios del mercado libre con contratos a precio fijo previos al 26 de abril de este año están exentos, si las compañías no actualizan estos precios mientras dura el mecanismo. Mientras que aquellos contratos a precio fijo posteriores sí tendrán que incorporar la compensación. Durante todo el periodo, los usuarios pagarán una compensación de 5.500 millones de euros, mientras los ingresos por las 'ventas' de electricidad a Francia asumirán otros 800 millones de euros, que suman el total de 6.300 millones estimados por la Comisión Europea. La vicepresidente y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, confía en que el precio de los contratos fijos bajará, pues las compañías tendrán ahora un precio de referencia del mercado eléctrico inferior. ¿Por qué dura un año? El grueso de la medida dura seis meses con el objetivo de ser un "alivio temporal" para los consumidores de electricidad en verano e invierno "mientras se reforma la tarifa PVPC para reducir la exposición de los hogares vulnerables y las pymes a los precios del mercado", dice el documento en el que la Comisión Europea da luz verde a la 'excepción ibérica'. De esta forma, tal y como se indica en el real decreto-ley que da forma al tope al gas, antes del 1 de octubre deberá estar diseñada la nueva estructura de la tarifa para que se empiece a aplicar "a principios de 2023". El objetivo es evitar que la tarifa de los consumidores más vulnerables dependa únicamente del precio diario y que tenga en cuenta también los precios futuros. Es decir, estará basada en una cesta de productos de mercados a plazo -anuales, trimestrales y mensuales- y el precio mayorista del mercado diario (que es lo que marca el precio actualmente). El motivo por el que esta reforma no se hizo en junio, según indica el documento, es por la baja liquidez de los mercados (la cual se pretende mejorar en los próximos meses tanto del lado de la oferta como de la demanda) y la alta volatilidad de los precios (que se pretende contener con ese tope de 40 euros MWh durante los próximos seis meses). Y los seis meses restantes se utilizan para eliminar el tope de forma gradual, hasta los 70 euros MWh en el último mes, en convergencia con los precios que se prevén dentro de un año. ¿Por qué el gas marca el precio de la electricidad? El mercado español (igual que el del resto de Europa) se rige por un sistema de fijación de precios marginalista, según el cual la fuente de generación más cara es la que acaba estableciendo el precio en una hora determinada. Los productores que ofrecen su electricidad en el mercado son clasificados por un algoritmo europeo según sus ofertas, ordenadas de las más baratas (como la generación renovable o nuclear) a las más caras (típicamente generadores de carbón y gas). Esto significa que las tecnologías con costes bajos casi siempre funcionarán, salvo casos de muy baja demanda, mientras que las más caras marcan el precio. Según el operador del mercado ibérico de la energía (OMIE), en 2021 las centrales hidroeléctricas marcaron el precio de la electricidad el 54,9% de las horas; las centrales de energía renovables, cogeneración y residuos, el 23,6%; las centrales de gas el 15,9%; la hidráulica de bombeo, el 10,2%, y el carbón el 1,5%. El gas tiene "mayor influencia" en los precio porque las centrales hidroeléctricas tienen "costes cero" pero "pueden decidir cuando producir electricidad según el coste de oportunidad", explica en su documento la Comisión Europea. Este coste de oportunidad está determinado "principalmente por la posibilidad de ahorrar (o bombear) el agua y usarla en las horas con precio de electricidad más altos". De esta forma, estas centrales suelen ofertar precios "cercanos a los de las centrales de combustibles fósiles". "Por tanto, incluso si el combustible fósil de las centrales eléctricas en España y Portugal fija el precio solo en un número limitado de horas, sus costes de operación afectan a los precios de la electricidad la mayor parte del tiempo", prosigue el texto. Y "dado que el carbón ya no juega un papel significativo en el mix eléctrico español y Portugal dejó de generar electricidad con carbón en 2021, el gas se ha convertido en el principal determinante de los precios en el mercado eléctrico", concluye.

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El Gobierno calcula que los consumidores domésticos se ahorran en la factura un 15% de media y los industriales, un 20%

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