Mantener el sistema eléctrico en 'modo seguro' ha encarecido la luz casi un 15% desde el apagón

El pasado 29 de abril, un día después del primer apagón de la historia reciente de España, la generación eléctrica cambió de manera radical para garantizar que el cero no volvía a repetirse. Sin saber todavía qué lo había originado, las centrales de ciclo combinado de gas se encendieron en masa para abastecer al país y se redujo el peso de las plantas solares. Desde entonces, la red ha funcionado en lo que el Gobierno llama "condiciones extraordinarias" para evitar imprevistos, lo que ha provocado una subida de la factura de alrededor del 15% en las últimas dos semanas por el encarecimiento de los servicios de ajuste del sistema.

Según los datos de Red Eléctrica, entre el martes 29 de abril y el lunes 12 de mayo, el precio medio de la luz para los consumidores del mercado regulado, el conocido como PVPC, ha sido de 112,06 euros por megavatio hora (€/MWh), un 3,7% más caro que en las dos semanas anteriores. Del martes 15 al lunes 28 de abril, el PVPC marcó de media 108,10 €/MWh. Esos precios ya incluyen la energía y todos los costes extra de la factura (como los peajes, los cargos o el mercado a plazo), salvo los impuestos.

Sin embargo, el recibo debería ser más barato, no más caro. Si se compara solo el coste de la luz en la factura, en las dos semanas siguientes el apagón, el precio medio de la luz en el mercado mayorista —el que luego se utiliza para elaborar el PVPC— se ha situado de media en los 14,08 €/MWh, una caída del 44% respecto a los 25,17 €/MWh registrados entre el 15 y el 28 de abril.

¿Cómo se explica que la luz se desplome un 44% mientras que el precio que pagarán los consumidores en su factura aumenta? La razón está en que uno de los componentes del precio final se ha disparado, el mercado de restricciones técnicas, que se ha encarecido a cifras récord. Su función es equilibrar la producción de electricidad en España para que no haya zonas del país con excesiva o escasa generación para evitar riesgos en la red.

El coste del mercado de restricciones para los consumidores normalmente es anecdótico. Suele rondar los 5 €/MWh, pero desde el apagón se ha disparado hasta los 21,80 €/MWh de media, con picos de más de 40 €/MWh, de manera que este mercado de apoyo ha superado incluso al propio precio de la luz. Si el coste de las restricciones se hubiera mantenido en su horquilla habitual, los españoles que tienen contratada una tarifa PVPC habrían pagado estas dos semanas alrededor de un 15% menos por su electricidad.

José Luis Sancha, experto en Energía de la Universidad Pontificia Comillas, explica que estos números son una completa anomalía. "Unos servicios de ajuste que representen el 20% del PVPC es muy llamativo. De hecho, sin este factor iríamos camino de la factura eléctrica más barata de la historia para un mes de abril, sin duda", opina el ingeniero eléctrico. El recibo de un hogar medio, estima Sancha, será en mayo de unos 40 euros.

Estos precios solo se aplican a los consumidores con una tarifa regulada (PVPC), aproximadamente el 30% de los hogares españoles. El resto de clientes no sufrirá cambios porque sus tarifas están previamente pactadas, salvo que tengan una tarifa libre indexada al PVPC.

Luz más cara en las horas de sol

Desde que se produjo el apagón, el operador del sistema también ha programado una caída artificial de la producción de energía solar, una tecnología que normalmente hunde el coste de la energía en las horas centrales del día. Desde el día 29 en adelante, la fotovoltaica ha trabajado a menor potencia porque esta tecnología no aporta estabilidad a la red eléctrica en casos de desajuste de la oferta y la demanda, como sí hacen otras fuentes como la hidráulica o los ciclos de gas.

En las dos semanas previas al apagón, la solar fue responsable del 23% de la generación total de electricidad, y en las dos siguientes, del 20%. De hecho, ha habido varios días, justo después del incidente, que se redujo a entre el 15% y el 18% de la producción total, cifras anómalas en plena primavera.

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La primera semana tras el incidente, también estuvo marcada por una participación más alta de lo normal de las centrales de gas. Los ciclos combinados generaron de media un 13% del mix total en abril, pero el día 29 llegaron a suponer el 37% del total para garantizar que la red española tuviera una inercia lo más elevada posible, y durante los siguientes días ha representado alrededor del 17%. Esta tecnología se caracteriza por ser la más cara de todas porque el precio del gas es elevado y además sus centrales pagan derechos de emisiones por contaminar.

Las centrales nucleares, por su parte, fueron desconectadas durante el apagón por seguridad y han tardado días en volver a funcionar a pleno rendimiento. Hasta el 6 de mayo no se recuperó el 50% de la capacidad disponible de los reactores, pero desde este lunes 12, ya están todas trabajando al 100% de su capacidad. Salvo Trillo y el grupo II de Ascó, que están paradas por recarga. A medida que las nucleares han regresado, han desplazado al gas del mix energético.

Otro de los cambios más significativos del mix tras el apagón fue el corte de la comercialización de luz con Portugal. El viernes, la patronal europea de operadores eléctricos ENTSO-E confirmó que el origen del apagón está "presumiblemente en una serie de diferentes cortes de generación en el sur de España, hasta un total estimado inicialmente de 2.200 MW". Como en ese momento España exportaba 2.000 MW de luz a Portugal, el país vecino se vio arrastrado y perdió también su suministro. La respuesta de Portugal fue paralizar hasta el 8 de mayo sus importaciones de electricidad de España.