¿Cuánto dinero ha permitido ahorrar el tope ibérico al gas? Así ha afectado a las facturas de los españoles

El mecanismo ibérico de 'tope al gas' lleva en vigor en España y Portugal desde el pasado 15 de junio. Desde entonces, a pesar de que factura de la luz no ha dejado de aumentar por la escalada continuada del coste del gas, el precio de la electricidad en España se ha mantenido por debajo de la media europea.

Incluyendo el coste del ajuste de la compensación al gas por la 'excedencia ibérica', el precio de la luz en julio, de 258,10 euros/ MWh, fue un 26% inferior en la España a la media de Europa, que se situó por encima de los 300 euros/ MWh. No obstante, este coste medio es un 18,9% superior respecto al pasado mes de junio y más del doble que en el mismo mes de 2021.

Por tanto, se puede afirmar que el precio español ha moderado su subida respecto al resto de mercados eléctricos europeos desde que se viene aplicando el mecanismo del precio del tope al gas, según los analistas del Grupo ASE, una compañía de asesoría energética para empresas y consumidores.

¿Cómo funciona el mecanismo?

Al poner un tope al gas que se usa para generar electricidad se evita que todas las tecnologías de generación se vean retribuidas al precio real del gas, como ocurre ahora, por lo que los usuarios se ahorran parte de la sobrerretribución que tenían la mayoría de tecnologías y solo tendrán que compensar a aquellas centrales que realmente usen gas (ciclos combinados y centrales de carbón). Según los cálculos de los gobiernos español y portugués, si el primer mes con el mecanismo en vigor el precio real del gas fuera de 96 euros MWh de media, el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista sería de 110,63 euros MWh (frente a los 213 euros MWh sin tope). A esa cifra hay que sumar la diferencia entre el precio real del gas y el límite (para compensar a ciclos combinados o centrales de carbón) que se estima sería de 73 euros MWh, a los que hay que descontar 7,12 euros MWh de ingresos por la ‘venta’ de electricidad a Francia. Así, al final los consumidores pagarían 176,60 euros MWh, casi 40 euros MWh menos que sin tope.

¿Cuándo se empezó a notar?

La primera subasta que se realizó con el tope de 40 euros MWh fue la del martes 14 de junio, por lo que el primer precio de la electricidad 'capado' corresponde al miércoles 15 de junio. La duración será de casi un año, hasta el 31 de mayo de 2023, aunque el tope de 40 euros MWh se mantendrá solo los seis primeros meses.

A partir de diciembre, el tope aumentará en cinco euros cada mes, hasta los 70 euros MWh al final del periodo. La previsión de precios de esta materia prima para el año 2023 es de unos 81,9 euros MWh de media, según el Plan de Estabilidad 2022-2025 del Gobierno.

¿Cuánto ha bajado el recibo?

Los consumidores domésticos se benefician de una reducción media de precios de aproximadamente el 15%; mientras que para los industriales la rebaja es de entre el 18% y el 20%. En un principio, el Ejecutivo planteó una rebaja del 30% porque se pretendía incluir en la compensación a todos los consumidores, tanto los del mercado libre como los del regulado, pero al final no fue así. Es posible que la factura regulada pase a ser más competitiva a partir de ahora que muchas de las ofertas del mercado libre.

¿Quiénes se benefician de la rebaja?

El 37% de los hogares españoles tienen una tarifa PVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor) y el 70% de los consumidores industriales acuden directamente al mercado a comprar energía. Estos son los principales beneficiados, pues han sido los más perjudicados por los precios de los últimos meses, y también serán quienes harán frente desde el principio a la compensación por la diferencia entre el tope al gas y el precio real.

Los usuarios del mercado libre con contratos a precio fijo previos al 26 de abril de este año estarán exentos, si las compañías no actualizan estos precios mientras dura el mecanismo. Mientras que aquellos contratos a precio fijo posteriores sí tendrán que incorporar la compensación. Durante todo el periodo, los usuarios pagarán una compensación de 5.500 millones de euros, mientras los ingresos por las 'ventas' de electricidad a Francia asumirán otros 800 millones de euros, que suman el total de 6.300 millones estimados por la Comisión Europea.

¿Por qué dura un año?

El grueso de la medida dura seis meses con el objetivo de ser un "alivio temporal" para los consumidores de electricidad en verano e invierno "mientras se reforma la tarifa PVPC para reducir la exposición de los hogares vulnerables y las pymes a los precios del mercado", dice el documento en el que la Comisión Europea da luz verde a la 'excepción ibérica'.

De esta forma, tal y como se indica en el real decreto-ley que da forma al tope al gas, antes del 1 de octubre deberá estar diseñada la nueva estructura de la tarifa para que se empiece a aplicar "a principios de 2023". El objetivo es evitar que la tarifa de los consumidores más vulnerables dependa únicamente del precio diario y que tenga en cuenta también los precios futuros. 

Es decir, estará basada en una cesta de productos de mercados a plazo -anuales, trimestrales y mensuales- y el precio mayorista del mercado diario --que es lo que marca el precio actualmente. El motivo por el que esta reforma no se hace actualmente, según indica el documento, es por la baja liquidez de los mercados (la cual se pretende mejorar en los próximos meses tanto del lado de la oferta como de la demanda) y la alta volatilidad de los precios (que se pretende contener con ese tope de 40 euros MWh durante los próximos seis meses). Y los seis meses restantes se utilizan para eliminar el tope de forma gradual, hasta los 70 euros MWh en el último mes, en convergencia con los precios que se prevén dentro de un año.

¿Por qué el gas marca el precio de la electricidad?

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El mercado español (igual que el del resto de Europa) se rige por un sistema de fijación de precios marginalista, según el cual la fuente de generación más cara es la que acaba estableciendo el precio en una hora determinada. Los productores que ofrecen su electricidad en el mercado son clasificados por un algoritmo europeo según sus ofertas, ordenadas de las más baratas (como la generación renovable o nuclear) a las más caras (típicamente generadores de carbón y gas). Esto significa que las tecnologías con costes bajos casi siempre funcionarán, salvo casos de muy baja demanda, mientras que las más caras marcan el precio. Según el operador del mercado ibérico de la energía (OMIE), en 2021 las centrales hidroeléctricas marcaron el precio de la electricidad el 54,9% de las horas; las centrales de energías renovables, cogeneración y residuos, el 23,6%; las centrales de gas el 15,9%; la hidráulica de bombeo, el 10,2%, y el carbón el 1,5%.

El gas tiene "mayor influencia" en el precio porque las centrales hidroeléctricas tienen "costes cero" pero "pueden decidir cuando producir electricidad según el coste de oportunidad", explica en su documento la Comisión Europea. Este coste de oportunidad está determinado "principalmente por la posibilidad de ahorrar (o bombear) el agua y usarla en las horas con precio de electricidad más altos". De esta forma, estas centrales suelen ofertar precios "cercanos a los de las centrales de combustibles fósiles". "Por tanto, incluso si el combustible fósil de las centrales eléctricas en España y Portugal fija el precio solo en un número limitado de horas, sus costes de operación afectan a los precios de la electricidad la mayor parte del tiempo", prosigue el texto. Y "dado que el carbón ya no juega un papel significativo en el mix eléctrico español y Portugal dejó de generar electricidad con carbón en 2021, el gas se ha convertido en el principal determinante de los precios en el mercado eléctrico", concluye.