Duplicar la energía eólica instalada y casi triplicar la solar, como plantea la actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) aprobado esta semana por el Gobierno, supondrá rebajar a la mitad el precio de la electricidad al final de esta década, según los cálculos de Red Eléctrica incluidos en la hoja de ruta enviada a Bruselas. En concreto, el coste de la electricidad en el mercado mayorista se situará en una horquilla entre los 28 y los 34,3 euros por megavatio-hora (MWh) en 2030. En lo que va de año suma una media de 52,54 euros y se prevé que finalice por encima de los 60 euros.
Ese abaratamiento futuro supone llevar el precio de la electricidad a niveles históricamente bajos. A excepción de 2020, cuando la pandemia del coronavirus paralizó la actividad económica en todo el país, desplomó la demanda eléctrica y con ello los precios, para encontrar una cifra similar a la prevista habría que retrotraerse al año 2004 y anteriores, cuando el mix de generación estaba dominado por la generación con carbón, gas y nuclear, según los registros históricos del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE).
De hecho, en el mercado de futuros, donde se compra energía para su entrega en las próximas semanas o meses, pero cuyos precios incluyen siempre una prima adicional al precio para tratar de cubrir el riesgo, establece un precio de 55 euros en 2030, el doble que la cantidad que estima la hoja de ruta del Ejecutivo. De cumplirse ese plan, la energía solar, eólica (terrestre y marina) e hidráulica alcanzarán una penetración del 75% en la producción eléctrica, que se eleva al 81% al incluir la biomasa y los biogases consumidos en las centrales térmicas convencionales y cogeneraciones; la nuclear representará el 10% y los ciclos combinados de gas el 5%.
La actualización del PNIEC apunta a un fuerte incremento del almacenamiento que se multiplicará al final de la década. Entre baterías y centrales de bombeo, España debería disponer de unos 22 GW de potencia instalada. Sin embargo, no será suficiente para evitar las pérdidas de electricidad, pues los excedentes de generación renovable que no son integrables en el mercado se estima que ascienden hasta 7,3% (21,7 Twh) en 2030, según el cálculo de Red Eléctrica. Estos excedentes son distintos de los vertidos por posibles sobrecargas en las redes, que se resuelven mediante la aplicación del mecanismo de restricciones técnicas en la red de transporte o en la red de distribución y suelen elevar el precio final.
Adiós al ‘déficit de tarifa’
En cualquier caso, el coste de la electricidad en el mercado mayorista no es el precio que paga el consumidor a final de mes, sino que es uno de los tres grandes componentes de la factura de la electricidad, al que se suman los costes regulados –peajes y cargos– y los impuestos. En el caso de los costes regulados, también se reducirán en parte, sobre todo, por aquellos que tienen que ver con el pago del denominado ‘déficit de tarifa’ que finalizará en el año 2028, después de décadas en la que los consumidores hicieron frente a los 27.000 millones de deuda generados.
El conocido como déficit de tarifa es la diferencia entre los ingresos que las eléctricas reciben por los pagos de los consumidores y los costes que la regulación les reconoce por el suministro. En 2002 el Gobierno decidió que el precio de la electricidad no subiese por encima de la inflación y decidió congelar los precios, pero el coste de la energía siguió subiendo por el aumento del precio del petróleo, lo que provocó tremendo desajuste en las cuentas.
También se reducirán de forma paulatina, según expone el propio PNIEC, los costes del régimen retributivo específico de las renovables, cogeneración y residuos (RECORE), aunque “la duración y vigencia de estos estará fuertemente condicionada por diversos factores, siendo el precio de la electricidad en los mercados mayoristas uno de los principales inductores”.
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