Expertos coinciden en que el debut de la Excepción Ibérica fue fallido. Desde el Gobierno esperaban que la medida, que fija durante seis meses un precio tope de 40 euros el MWh para las centrales de generación a gas, bajara el Pool entre un 15 a un 20%: lo que beneficiaría a la demanda, principalmente al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC).

Algunas voces indicaron que, durante el debut del pasado martes 14, la baja fue del 23%. Pero Carlos Martin Graña, responsable de Operaciones en ENERJOIN, cuenta a Energía Estratégica que esto sería cierto si es que no se tomara en cuenta los ajustes (cargos por subsidios al gas) que los usuarios deben pagar por la Excepción Ibérica.

El consultor sostiene que el total del precio de ese día fue de 214 €/MWh. Y el del 15 de junio fue superior aun: 225 €/MWh.

“Para el 16 de junio el precio del mercado está establecido en 170 €/MWh, pero han salido casi 89 €/MWh por complemento de ajuste. Con lo cual, de los 225 (del 15 de junio) pasamos a 259 €/MWh. El precio al bolsillo de los consumidores está aumentando”, advierte Graña.

Los cálculos a Francisco del Río De Pablo, consultor independiente sobre gestión de energías y PPAs, le dan que efectivamente hubo una baja en los precios, pero de apenas un 6%.

En diálogo con este medio, el especialista explica: “Si el precio del gas hubiera sido el del mercado, habría sido un 6% superior al que ha salido hoy (por ayer) teniendo en cuenta el sobrecoste por la compensación a los ciclos combinados”.

«Se ha comparado mucho el precio del 15 con respecto al 14 de junio (214 €/MWh), pero la demanda eléctrica ha aumentado un promedio de unos 1.000 MW en todas las horas llegando a 2.000 MW en la punta como consecuencia del aumento de las temperaturas. Esta demanda adicional se ha cubierto con producción de ciclos más cara», indica.

¿Cuáles son las causas de este mal inicio? Los consultores cuentan que se ha dado una tormenta perfecta. Por un lado, condiciones climáticas en torno a los 40 grados, que han aumentado el consumo de sobremanera.

Por otro, una caída en la generación de energías renovables, principalmente eólica (por la escasez estacional de vientos) e hidráulica (por la sequía).

Esto generó que debieran utilizarse centrales de ciclo combinado poco eficientes desde un punto de vista técnico y más caras en términos económicos.

“Más allá de la eficiencia de cada planta, el coste de Operación y Mantenimiento (OyM) tampoco es el mismo. Depende de los contratos que hayan negociado los propietarios de esas instalaciones”, indica del Río De Pablo.

Agrega que cada central tendrá un coste de operación en función de la masa salarial, del número de empleados que tenga y luego de los acuerdos que tenga para mantenimiento y la gestión desde el punto de vista operativo para cada una de las plantas.

Además, habría que sumar peajes y estructuras de suministro de gas, que podrían encarecer más la generación, lo que se traduce en mayores precios de ajustes.

Cuando comience septiembre

Por su parte, Graña confía que este primer paso fallido de la Excepción Ibérica ya había sido advertido por distintos expertos del sector. “Esto ya se sabía que iba a ser así: Que la medida del tope del gas iba a ser útil si se consumía poco gas”, asevera.

En efecto, tanto para del Río De Pablo como para Graña la medida recién alcanzará la tan ansiada baja en los precios cuando comience septiembre.

“Es previsible que los ciclos combinados sigan siendo necesarios, especialmente en el mes de julio que es el más caluroso y en el que la demanda sigue siendo alta en España, porque se mezclan consumos de industrias y negocios que siguen abiertos y funcionando”, a diferencia de lo que puede ser agosto, considera del Río De Pablo.

Pero Graña es más determinante: “Creo que ni en junio, ni en julio, ni en agosto se verán mejoras por el efecto del gas, por lo cual quedan solo tres meses donde debiera verse caídas de precio (septiembre, octubre y noviembre)”.

El responsable de Operaciones en ENERJOIN advierte que luego de noviembre, dada la propia arquitectura de esta medida, los precios del Pool tenderán nuevamente al alza.

Explica: “A partir de diciembre ese precio de referencia de 40 €/MWh irá subiendo a 5 euros cada mes, hasta que en mayo del año que viene, cuando acabe la medida, el precio del gas llegará a 70 €/MWh”.

Una medida dilatada

“Si esta medida se hubiera aplicado en octubre, luego llegaría todo el invierno, donde hay mucha más generación eólica, y el tope al precio del gas hubiese sido perfecto. Pero ahora la parte más agresiva de la medida ha coincidido con la época de menos generación eólica”, lamenta Graña.

Y opina: “Creo que no hubiera habido diferencia de ofertar con el mercado antiguo que con el mercado nuevo. Creo que no hay ahorro y hasta que no baje la generación con gas y tengamos unos días con una inmersión renovable suficiente, el sistema no va a dar ningún tipo de beneficio”.

No obstante, el experto reconoce que el Gobierno quiso aplicar la Excepción Ibérica mucho antes de junio. De hecho, la actual administración advierte desde hace casi un año sobre la disparada de precios del gas y la necesidad de intervenir el mercado marginalista. Desde marzo pasado que quiere aplicar este tope, pero distintos condicionamientos han provocado su postergación.

“El problema es que después de tanto esperar y que la Comisión Europea haya destacado a la medida como positiva, resulta que todos tienen los ojos puestos en ti, llega junio y el primer día en que se aplica te encuentras que, por los factores que sea, no funciona: Has dado una imagen y una señal muy mala”, considera Graña.

El factor externo también pesa

Por otro lado, el consultor de ENERJOIN agrega otro factor a la presionada Excepción Ibérica, que es el externo.

“España está muy interconectado con Portugal, y Portugal está teniendo los mismos problemas de generación que España, pero con el agregado que ellos tienen mucho menos fotovoltaica que nosotros. Con lo cual estamos generando mucho más de lo que se debería para poder ayudar a Portugal a cubrir su demanda”, indica.

Y agrega que a ello se le suman las exportaciones hacia Francia. Gracias a la Excepción Ibérica la energía eléctrica se ha tornado mucho más barata y apetecible para el país vecino.

“España se ha transformado en exportador de energía. Las transacciones entre países van por precios y al final el Pool de España está en 170 €/MWh y el de Francia en 233 €/MWh, por lo que se envía energía más barata; aunque luego con el ajuste podemos ser más caros”, explica Graña. Y aclara que a tal ajuste sólo lo paga la demanda de la Península Ibérica.

“La única parte positiva que tenemos en este caso es que la interconexión con Francia está limitada a 2,5 GW”, bromea el consultor.