Las lluvias no consiguen evitar que el precio de la luz se dispare un 10% en mayo

Casi 18 meses después, la factura de la luz del mes de mayo volverá a dar un susto a los consumidores cuando reciban el importe a pagar. Quienes tengan contratado el precio regulado (PVPC) tendrán que abonar, de media, un 10% más que en abril, aproximadamente unos cuatro euros. Mayo ha cerrado con un precio medio de generación de 55 euros por megavatio/hora (Mwh). Se trata de la referencia más elevada no solo de 2018, sino precisamente desde inicios del año pasado. Y ello a pesar de que ahora, al contrario de lo que ocurría entonces, los embalses se encuentran al 72% de su capacidad, frente al 57% registrado 12 meses antes.

La luz que procede de las centrales hidroeléctricas se ha convertido en un factor esencial para comprender la evolución de los precios. Se trata de la fuente de generación más barata que interviene en el mercado diario -'pool'-, por lo que, cuanta más energía llegue de los pantanos, menos se incrementarán los costes. En mayo, estas centrales aportaron un 18,2% de la electricidad, casi el doble de la media del último año, según Red Eléctrica (REE).

Aún así, su aportación no ha sido suficiente para evitar que el 'pool' haya disparado sus precios en mayo. El ministro en funciones de Energía, Álvaro Nadal, apuntó la semana pasada que «se han llenado los pantanos, pero no han desembalsado tanto» como para provocar una moderación del recibo mensual.

El problema para las familias es que ahora se percatan de que su factura regulada no solo depende de las borrascas que atraviesen la Península. También de otros muchos factores que el sector energético recuerda. En mayo, por ejemplo, las cotizaciones tanto de los combustibles como del dióxido de carbono (CO2) se encuentran en valores superiores a los del año pasado. En el caso del crudo, su valor se ha incrementado un 50% en un año, hasta superar ampliamente los 75 dólares por barril.

Por otra parte, se han reducido considerablemente las reservas de gas que se encuentran en los almacenamientos subterráneos europeos por las intensas olas de frío del pasado invierno. A menos gas disponible, su precio también se incrementa, sobre todo para un país como España que es netamente importador de esta materia prima clave para el funcionamiento de muchas centrales de ciclos combinados.

Se da la paradoja de que, además, son estas plantas las que suelen marcar el precio final diario del mercado eléctrico, puesto que son las más caras.

Desde el sector también destacan otro factor que está influyendo en la subida de la factura. Se trata del avance de los precios del carbón internacional por circunstancias como el incremento de la demanda en India (debido a la llegada del monzón) y China (tienen una menor hidraulicidad con respecto al año pasado).

En el mercado español, en las últimas semanas no han estado disponibles tres grupos nucleares, que representan 3.000 Mw: Trillo y Vandellós II por trabajos programados en sus sistemas; y Ascó II por un indisponibilidad sobrevenida.

La conjunción de todos estos factores ha dejado un 'mix' energético algo distorsionado con respecto al que suele ser el habitual en el mercado eléctrico. El conjunto de las renovables han aportado un 44% de la energía, según Red Eléctrica. De ese porcentaje, un 17,4% corresponde a las eólicas, otra de las energías que más tiran hacia abajo de los precios del sistema. Sin embargo, esa aportación es mucho menor a la media registrada por los molinos de viento, de donde procede un 24% de la electricidad desde enero.

Los futuros del mercado -las estimaciones de los inversores de cara a los próximos meses- anticipan que el precio de generar electricidad seguirá subiendo durante los próximos meses. En junio, los agentes del sector apuestan por un incremento de hasta el 18% con respecto al cierre de mayo; y como media del año, pronostican un coste que sería mayor que el de 2017, según los registros más actualizados del operador ibérico OMIP.