El miratge de la llum

El mercat diari d’electricitat –que organitza OMIE (Operador del Mercat Ibèric d’Energia)– es regeix per la coneguda subhasta (pool) entre comercialitzadors d’electricitat i generadors, en què s’acorda un intercanvi d’ofertes per a cada hora de l’endemà, en funció d’estimacions de demanda i de generació. Aquí és on s’acorden aquests zero euros en moltes de les hores del dia, però aquest pacte es redueix a un intercanvi econòmic sobre el paper que després cal adaptar a la realitat per evitar desequilibris.

"El cost del mercat no és realista perquè no té en compte la xarxa. Quan poses al seu lloc la demanda i la generació del mercat et trobes que hi ha línies sobrecarregades o que alguna zona d’Espanya té alguna insuficiència", explica el professor de la Universitat de Comillas ICADE, José Luis Sancha. Per socórrer aquest tipus d’imprevistos, hi ha un segon mercat que es coneix com a serveis d’ajust i dins d’aquest es troben els serveis de restriccions tècniques, que busquen evitar que hi hagi problemes de seguretat de subministrament.

El mercat de restriccions es basa que Red Eléctrica demana a les centrals elèctriques que deixin de produir, si es preveuen sobreofertes, o que augmentin la producció, si hi ha un pic de consum. Fins fa dos anys, el cost d’aquests serveis era gairebé imperceptible per a l’usuari, com passa amb altres serveis com el de resposta activa de la demanda (que obliga a parar algunes fàbriques si hi ha molta demanda), però ara suposa més del 10% del preu total de l’energia de mitjana, segons l’operador del sistema.

L’augment de les renovables "fa que l’energia programada per seguretat sigui més elevada", reconeix Red Eléctrica. Aquest tipus de tecnologies no són gestionables i estan descentralitzades, de manera que la seva imprevisibilitat és molt més gran que la d’altres centrals convencionals. El problema de fons és que "la producció renovable evoluciona més ràpid que la infraestructura", segons Alexandre Danphine, consultor d’Aurora Energy Research.

Amb vista al 2030

Aquesta consultora especialitzada en energia estima que el cost del mercat de restriccions tècniques va ser de 2.100 milions el 2023, gairebé el doble dels 1.200 milions de l’any anterior i gairebé el triple que el 2021. Aquest mercat és principalment utilitzat per les centrals de gas perquè poden gestionar la seva producció, és a dir, apagar-se i engegar-se en funció de les necessitats. De fet, l’estiu passat la Comissió Nacional dels Mercats i la Competència (CNMC) va multar Naturgy perquè va considerar que havia elevat de forma "excessiva" els preus d’una de les seves centrals de cicle combinat en aquest mercat per "incrementar els ingressos".

Entre les solucions: millorar la planificació de la xarxa, desenvolupar l’emmagatzematge o crear mercats de capacitat, en què es retribueixi les centrals elèctriques per estar disponibles quan es necessitin. El Ministeri per a la Transició Ecològica ho va incloure en l’ordre que va donar inici a la planificació de xarxa de cara al 2030, publicada a finals de desembre. "La nova planificació ha d’incorporar entre les seves finalitats l’eliminació de les restriccions tècniques estructurals de la xarxa de transport que causen ineficiències econòmiques en el sistema i un sobrecost en el preu de l’energia que paguen els consumidors, així com la minimització de les pèrdues provocades per l’existència de fluxos d’energia a la llarga distància per proveir els grans centres de consum", diu el text.

Però el consumidor final paga molt més que aquests sobrecostos de l’assegurança antiapagades al seu rebut. D’una banda, a principis d’aquest any es va posar en marxa una nova metodologia de càlcul de la tarifa regulada (PVPC), en la qual el preu del mercat diari representa el 75% del cost de l’energia que s’utilitza per calcular la tarifa, mentre que el 25% restant està format per un cistell d’energia a termini (el 10% correspondrà al producte mensual, el 36% al producte trimestral i el 54% al producte anual) comprada sis mesos abans. Aquest cistell, el dia de l’exemple tenia un preu de 16,30 euros.

Aquesta nova fórmula de calcular el preu de la llum es va dissenyar enmig de la crisi energètica per reduir-ne la volatilitat, no el preu. És cert que en època de pujada de preus, el nou mètode suposaria preus més baixos; mentre que amb la tendència a la baixa els incrementa. La tarifa PVPC afecta directament 8 milions d’usuaris, mentre que la resta tenen un preu al mercat lliure –pactat entre la comercialitzadora i el client– però que té de referència els nivells del PVPC.

Notícies relacionades

El BBVA i el Sabadell, més enllà d’una fusió

VidaCaixa crea una comissió d’experts per al negoci de la gent gran

El cost de les restriccions tècniques i del cistell d’energia a termini són els dos grans conceptes que inflen el rebut. Però a tots dos cal sumar-hi una sèrie de costos fixos, destinats a finançar el deute del sistema o el desplegament de les xarxes elèctriques, entre altres coses. És el que es coneix com a peatges i varien en funció del moment del consum: si és vall (de 00.00 a 08.00 hores i totes les hores de dissabte i diumenge), plana (de 08.00 a 10.00 hores, de 14.00 a 18.00 i de 22.00 a 00.00 hores) o punta (de 10.00 a 14.00 hores i de 18.00 a 22.00 hores), sumen 2,75 euros, 27,96 euros o 76,97 euros, respectivament.

I és per la suma d’aquests tres conceptes (restriccions tècniques, energia a termini i peatges) com els zero euros d’ahir es van pagar a 56,38 euros a les dues del migdia, a 68,72 a les cinc de la tarda i a 118,72 a les deu del matí. Això explica també la paradoxa que es va produir durant el dia: malgrat que el megawatt hora va ser un cèntim més barat a les quatre de la tarda que a les cinc, al rebut va ser un cèntim més car (68,73 euros).