Madrid, 14 ago (.).- La "excepción ibérica" o tope al gas, que cumple dos meses desde su puesta en funcionamiento en España y Portugal, ha rebajado un 14,8 % el precio mayorista de la electricidad, el cual repercute directamente sobre los consumidores con tarifa regulada o PVPC.
Según los datos definitivos del operador OMIE, el precio medio del megavatio hora (MWh) durante este periodo ha sido de 254,7 euros, unos 43,5 euros menos que los 298,87 euros a los que se habría pagado de no contar con el mecanismo, por lo que, de momento, estaría ligeramente por debajo de los cálculos del Gobierno.
En concreto, el Ejecutivo preveía que este límite al gas destinado a la generación eléctrica, que estará en vigor hasta el 31 de mayo de 2023, redujera entre el 15 y el 20 % el precio de la luz para más de diez millones de usuarios en España.
ESPAÑA POR DEBAJO DE LA MEDIA EUROPEA
Desde el pasado 15 de junio, cuando comenzaron a sentirse los efectos de esta medida, la electricidad ha alcanzado un precio medio cercano a los 255 , casi el triple -176,21 % más- que hace un año, cuando rondó los 91,9 euros.
Y es que, a pesar de haberse moderado, el mercado sigue viéndose afectado por las tensiones geopolíticas derivadas de la invasión de Ucrania, lo que ha despertado en Europa un clima de incertidumbre ante un posible corte de suministro de gas por parte de Rusia, uno de sus principales proveedores, durante el invierno.
Por lo pronto, las consecuencias de la guerra ya han golpeado a las principales economías europeas, más dependientes desde el punto de vista energético de Moscú que España y Portugal.
De hecho, este panorama ha derivado, en más de una ocasión, en picos intradía cercanos a los 650 , especialmente en Italia, donde la electricidad ha marcado de media 418,79 con los dos primeros meses de la "excepción ibérica".
En comparación, el MWh en España ha sido un 39 % más barato que en Italia, y un 18 % menor que en Alemania, donde ha llegado a una media de 309,41 euros.
La inestabilidad también ha dejado su huella en Francia, donde el máximo se registró el pasado 20 de julio, con el MWh a 589,22 euros; no obstante, la media de estos dos meses ha sido de 372,29 euros, un 31,5 % por encima de la española.
Un factor a tener en cuenta es que, a mediados de ese mes, el gigante ruso Gazprom (MCX:GAZP) interrumpió los suministros de gas que llegaban a Alemania a través del gasoducto Nord Stream 1 por tareas de mantenimiento.
Cuando se restableció el servicio, el volumen había bajado al 20 % de sus capacidades, frente al 40 % que recibía anteriormente.
En esos días, la electricidad se disparó tanto en Italia como en Alemania, con el MWh a 564,2 y 473,3 euros, respectivamente, el pasado 28 de julio.
Por el contrario, el día previo a la interrupción del Nord Stream 1 dejó en el Viejo Continente sus mínimos más recientes: Italia, 324 ; Francia, 224,4 , y Alemania, 115,2 .
MERCADOS DE FUTUROS
Los mercados de futuros muestran un mayor equilibrio para la recta final de año, y los agentes pueden comprar electricidad en España para el cuarto trimestre a 158,25 euros, frente a los 490,99 euros de Alemania y los 909,81 euros de Francia.
Para el primer trimestre de 2023, coincidiendo con los meses de frío, el precio de los futuros en Francia se eleva hasta los 975,84 euros, mientras que en Alemania llegan a los 487,26 euros, y en España, a los 180 euros.
FUERTE PESO DE LOS CICLOS .BINADOS
Pero las tensiones geopolíticas no han sido la única razón que ha descontrolado los mercados, ya que a ellas se le añade el incremento de la demanda eléctrica este verano, que pasará a la historia de Europa por ser uno de los más calurosos.
Así, el 14 de julio, durante la segunda ola de calor, la demanda marcó récord anual en España tras alcanzar los 38.284 MW a las 14:19 horas, por encima de los 38.248 MW del día anterior, según datos de Red Eléctrica (BME:REDE) de España (REE).
Los ciclos combinados, más caros al usar gas para generar electricidad, están siendo cruciales para satisfacer la alta demanda durante los días de calor más intensos en los que las renovables, por sus limitaciones climatológicas, aportan menos al "mix".
Ejemplo de ello es que el 16 de julio, el ajuste a abonar por los beneficiarios del tope al gas para compensar a estas centrales marcó máximos, 169,11 , superando el precio fijado en la subasta para la electricidad en sí.
A tenor del último Boletín Estadístico del operador gasista Enagás (BME:ENAG), un 55 % de la demanda del mercado nacional durante ese mes procedió del sector eléctrico, lo que equivale a cerca de 17.200 gigavatios hora (GWh), un 125,9 % más que en el mismo mes de 2021.
En lo que va de año, la demanda de gas para producir electricidad se ha disparado un 83,2 %, hasta los 72.984 GWh.
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