Uno compara las facturas de energía de enero de 2021 con enero de 2022 y observa que el kilovatio hora de electricidad ha subido un 146 % en el periodo punta y un 344 % en el periodo valle y el kilovatio hora del gas un 172 %. Todo ello previo a la invasión de Ucrania. El precio en la última factura del megavatio hora del gas se situaba en 114 € y el de la electricidad entre 286 € y 352 €.

La escalada del precio del gas es cosa del último año. En julio el megavatio hora estaba en los 32 € en el mercado de futuros holandés TTF. En octubre ya estaba a 116 € y el 21 de diciembre en 180 €. Justo antes de la invasión, el día de 22 febrero estaba en 85 € y alcanzó su pico el 7 de marzo de 2022 con un precio de 227 €. Ayer el precio se situó a 155 €. El contexto de guerra ha acelerado el incremento del precio del gas natural, pero es un fenómeno que se arrastra desde el último verano. Los argumentos de los analistas son variados: la caída de la actividad económica por la pandemia provocó cierres de pozos e instalaciones y la recuperación se ha sustentado sobre una reducción de reservas que se intenta revertir, lo que dispara la demanda; China y otros países asiáticos han aumentado el consumo de gas y dado que disponen de una menor capacidad de reserva estarían tras la máxima carga de los barcos metaneros (unos 600 en todo el mundo); la no puesta en marcha del gasoducto NordStream2, que une Alemania con Rusia, y que en otoño era visto como la esperanza para aumentar la oferta; una reducción del bombeo ruso a Europa para contratos de corto plazo, antes del conflicto bélico; tensiones geopolíticas entre Argelia y Marruecos…

La subida del precio de gas, junto con el incremento del precio de los derechos de emisión de CO2, se suele usar para justificar el incremento del precio de la electricidad a causa del aumento de los costes de generación energética. No obstante, el fuerte incremento de tarifa eléctrica, mayor que la del gas natural, no se puede explicar exclusivamente con dicho argumento. De hecho, las centrales de ciclo combinado (las que usan gas) aportan menos del 20% de la electricidad vendida en el mercado mayorista.

El funcionamiento del mercado eléctrico es clave para entender lo que está ocurriendo. La electricidad no es almacenable a gran escala, por lo que generación y consumo se deben casar en tiempo real. Para ello en el mercado eléctrico, denominado pool (piscina), diariamente se realizan subastas donde se ordenan, de menor a mayor precio, las ofertas y cantidades de electricidad a generar por cada empresa productora (hidráulica, fotovoltaica, eólica, nuclear, ciclo combinado…) y, de mayor a menor precio, las demandas y cantidades de las comercializadoras y grandes consumidores (principalmente industriales). Esas ofertas y demandas se presentan para cada hora del día siguiente. El precio de la electricidad y la cantidad de energía que se va a intercambiar cada hora se determina en el punto de equilibrio entre la oferta y la demanda. Ese precio de equilibrio es común para el conjunto de la electricidad generada y vendida en ese tramo horario, es decir, independientemente del precio al que haya ofertado un productor, este recibirá el precio del último productor que haya entrado en el mercado. Por ello, se denomina mercado marginalista.

Usando un ejemplo gráfico simple, supongamos que para el intervalo horario de 15:00 a 15:59 del día de mañana, los productores hidráulicos ofertan 10 gigavatios a 5 €/MWh, la nuclear 20 GW a 8 €, la energía eólica 30 GW a 30 €, la energía solar 20 GW a 30 €, los ciclos combinados 25 GW a 190 € y las centrales térmicas de carbón 10 GW a 230 €/MWh. Si el punto de equilibrio entre demanda y oferta se da en una cantidad de 100 GW, el precio que percibirán los productores de energía hidráulica, nuclear, eólica y solar será la misma que las centrales de ciclo combinado, que son las últimas en entrar hasta completar la demanda de 100 GW. Por tanto, todas las ofertas aceptadas cobrarían a 190 € el megavatio-hora.

Este sistema, dado que son muchos los tramos donde tecnología gasista es la última en entrar, genera unos márgenes de beneficios espectaculares para el resto de tecnologías con unos costes mucho más bajos, que no consumen gas, ni emiten CO2 y que suponen en torno a un 85 % de la generación energética. Por ello, estas ganancias son llamadas «beneficios caídos del cielo». Además, hasta mayo de 2021 existía un precio máximo de oferta de 180 €/MWh en el mercado eléctrico peninsular, pero por motivos de homologación al mercado europeo fue elevado a 3000 €/MWh.

Las distorsiones que ha provocado la subida del gas en el mercado eléctrico, tanto en la factura en los hogares, como las sobrerretribuciones a las eléctricas, ha llevado a cuestionar el sistema marginalista. Si bien en un principio se diseñó para estimular la inversión en energías renovables más eficientes, de menor coste y, por tanto, con mayor margen gracias a este sistema, la situación actual es otra. Las energías renovables ya son más baratas que las tecnologías basadas en hidrocarburos o la nuclear. A causa del impacto social la Comisión Europea acaba de permitir a los Estados establecer un precio máximo en el mercado eléctrico, y parece que abre el debate sobre excluir la generación con gas del mercado mayorista. No obstante, no deberían perderse de vista dos cuestiones: i) el actual mercado se fundamenta en la privatización de la generación de un bien básico; y ii) no es solo una cuestión de eficiencia del sistema de asignación de precio, sino de analizar la estructura del mercado, donde la producción y la comercialización están copadas por cuatro empresas (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP). Las tres primeras ya han sido condenadas por manipular el mercado mayorista. La multa asciende, entre las tres, a 50 millones de euros. Una nadería al lado de sus 6.534 millones de beneficios de 2021.