Decreto "antiapagón" y luz más cara

Unos días antes de cumplirse los 2  meses del apagón (28 de abril), se han hecho públicos tres informes que aclaran poco lo que pasó. Uno del Gobierno, que reparte culpas entre Red eléctrica (REE) y las compañías. Otro de REE que culpa a las eléctricas y un tercero de las eléctricas que culpa a Red Eléctrica. Al final, seguimos sin saber quien tuvo la culpa y quien debe indemnizar a empresas y consumidores. Mientras, el Gobierno aprobó este martes un Decreto para reforzar la seguridad del sistema eléctrico, multiplicando los controles y las exigencias a las compañías, que tardarán meses en ser efectivas y podrían encarecer el precio de la electricidad. Y en paralelo, incluye medidas para potenciar las renovables, mejorando su seguridad y facilitando que almacenen su energía. De momento, el precio mayorista de la electricidad se ha multiplicado por 4 en junio, por la mayor demanda y la menor producción hidroeléctrica. Y todo apunta a que el recibo medio subirá entre 5 y 6 euros este mes.

                                          Más vigilancia y control para evitar apagones                                        REE

Hay tres informes por falta de uno sobre “el gran apagón” del 28 de abril. El primero, del Gobierno, que lo ha presentado a los 49 días del corte de suministro, aunque tenía de plazo hasta agosto. Es “salomónico”: reparte las culpas entre Red Eléctrica (REE, la empresa que gestiona el sistema eléctrico) y las eléctricas. A REE le achaca un error de planificación: el día anterior, una de las 10 centrales convencionales preparadas para completar la oferta señaló a REE que no iba a estar disponible. Y Red Eléctrica no la sustituyó por otra. A las eléctricas, el informe del Gobierno les achaca dos errores. Uno, que las 9 centrales de refuerzo no absorbieron la tensión extra que se generó en el sistema. Y el otro, que se desconectaron instalaciones (en Granada, Badajoz, Segovia, Huelva y Cáceres) “de forma indebida”, aumentando la tensión en el sistema y llevando al apagón. Y además, cuando REE, ante las oscilaciones previas al apagón (cuyo origen se desconoce), ordenó la entrada de una nueva planta (ciclo combinado de gas), no entró en funcionamiento hasta las 2 de la tarde, hora y media después del apagón.

El segundo informe, presentado un día después (el 18 de junio) es el de Red Eléctrica: niega que su programación para el 28 de abril fuera incorrecta y culpa a las eléctricas de no haber regulado tensión con sus 9 centrales de apoyo (6 térmicas de gas y 3 nucleares), como era su obligación (y por lo que cobran). REE les achaca, como el Gobierno, dos errores: no ayudar a regular la tensión con estas plantas “de apoyo” y realizar “desconexiones injustificadas” de algunas plantas, que aumentaron la tensión y aceleraron el apagón. Eso sí, ni el informe de REE ni el del Gobierno dan nombres de instalaciones y empresas, porque así lo han exigido las eléctricas en cumplimiento de la Ley (en los informes están “tachados”).

Cinco días después, el 23 de junio, las eléctricas presentaron su propio informe, elaborado por dos consultoras. Ahí se señala como “responsable único” del apagón a Red Eléctrica, por “falta de planificación” (la generación programada era ·escasa”, sobre todo en el sur de España) y “mala gestión” (critican que no se dispusiera de toda la generación hidráulica disponible). Además, rechazan que sus plantas de apoyo no regularan correctamente la tensión y añaden que todas las instalaciones que se desconectaron “cumplieron los protocolos”.

Así que entre todos la mataron y el sistema se apagó…Los informes hablan del cómo pero no del porqué del apagón. No hay responsabilidades claras ni ceses o dimisiones. Ahora falta conocer el 4º informe, el de la Comisión Europea, que podría conocerse después del verano. Y el informe de la Comisión de la Competencia (CNMC), que tardará meses y que podría acabar en expedientes con inhabilitaciones y fuertes multas para REE o para las eléctricas. Y en paralelo, hay empresas y particulares que ya están pensando en ir a los tribunales para exigir indemnizaciones por el gran apagón”.

Mientras, el 12 de junio se tomó la primera medida para evitar nuevos apagones: la CNMC aprobó la revisión de las normas técnicas que regulan los “servicios de ajuste” del sistema eléctrico, el mecanismo que permite disponer de centrales de apoyo (normalmente térmicas de gas) frente a posibles tensiones en el sistema, algo que no funcionó el 28 de abril. Lo más llamativo es que Red Eléctrica ya había pedido esta nueva norma… en 2021, a la vista de que la norma actual es del año 2000 y por la necesidad de dar más seguridad al sistema por la entrada de renovables. La CNMC ha tardado pues 4 años en aprobar este nuevo procedimiento de control de tensión que, según muchos expertos, habría evitado el gran apagón si hubiera estado vigente. 

Ahora, se va a modernizar y dotar de un marco retributivo al control de tensión, incluyendo también a las energías renovables. Pero este nuevo modelo de operaciones no estará listo hasta la primavera de 2026, con lo que hasta entonces, lo que hace Red Eléctrica es curarse en salud y tener más centrales convencionales disponibles, aunque esa medida esté encareciendo el coste de la luz, para pagar estos “servicios de ajuste”.

Tras su informe sobre el apagón, el Gobierno ha aprobado este martes 24 de junio un Decreto-ley para reforzar la supervisión y resiliencia del sistema eléctrico. Incluye medidas para controlar mejor el cumplimiento de las obligaciones de los distintos agentes del sistema, la inclusión de nuevas herramientas para reforzarlo (como la norma aprobada por la CNMC), además de medidas para impulsar el almacenamiento y la electrificación. Por un lado, refuerza la vigilancia y la supervisión del sistema eléctrico, con más poder de la CNMC y REE, que deben hacer informes periódicos de funcionamiento y control de tensión, modificando procedimientos y regulación. Por otro, se fomenta el almacenamiento de las energías renovables (baterías) y la electrificación de la economía, para sustituir el uso de combustibles fósiles (petróleo, fuel, gas) por electricidad renovable. Para ello, se bajará la luz a las industrias más consumidoras, se facilitará la instalación de postes de recarga de vehículos eléctricos y se fomentará fiscalmente que los edificios tengan climatización por aerotermia.

Este “Decreto antiapagones” , además de multiplicar la vigilancia y los controles sobre el sistema eléctrico (para evitar “sustos futuros”, tiene otro objetivo: dar un empujón a las energías renovables, que antes del apagón pasaban por un momento “delicado”: los precios de la luz habían bajado mucho (reduciendo su rentabilidad), sufrían muchas dificultades burocráticas (retrasos en los permisos y recursos en los tribunales) , falta de regulación, aumento de costes y problemas de financiación (por dudas de los inversores). Ahora, este Decreto flexibiliza y agiliza los plazos para instalar nuevos proyectos renovables, incentiva el almacenamiento (ayudas a las baterías) y facilita que las renovables participen en el control de tensión del sistema (cobrando por ello). El objetivo es avanzar en los proyectos renovables, donde el sector debe invertir 200.000 millones para cumplir el gran objetivo: que el 81% de la electricidad sea renovable en 2030 (ahora es el 64%).

Parece que, tras el apagón, el Gobierno, la CNMC y Red Eléctrica “se han puesto las pilas”, con más control de la operativa y cambios legales para tener un sistema eléctrico (decenas de operadores, cientos de intermediarios y 700.000 kilómetros de Red) más regulado y más seguro. Pero ahora queda convalidar este Decreto antiapagones en el Parlamento, algo que será complicado por los enfrentamientos políticos. Y luego, queda que las eléctricas colaboren y operen con más transparencia, algo que no suelen hacer. Basta recordar las multas que les han impuesto los reguladores en el pasado: en noviembre de 2015, la CNMC impuso una multa de 25 millones a Iberdrola,  por reducir la producción de algunas centrales hidroeléctricas `para “manipular” al alza el precio. En julio de 2022, la CNMC multó a Endesa con 4,9 millones por dos infracciones de “abuso de posición dominante” en dos nudos de acceso a la red de transporte de energía. Y en julio de 2023, la CNM multó a Naturgy con 6 millones por “manipular” el precio en el mercado eléctrico…

Mientras se sacan conclusiones del apagón para reformar el sistema eléctrico, los consumidores asistimos a una fuerte subida de la luz en junio: el precio medio en el mercado eléctrico mayorista (en origen) ha sido de 69,65 euros por MWh entre el 1 y el 25 de junio, lo que supone cuadruplicar el precio medio mayorista de mayo (16,97 euros/MWh, el 2º más bajo de la historia) y duplicar con creces el de abril (26,81 euros/MWh), antes del apagón. En este caso, la subida del precio de la luz en origen no se ha debido a que REE se cubra en salud y tenga disponibles más centrales de gas (luz más cara), que fue lo que pasó en mayo, sino que este encarecimiento de la luz en origen se debe a 2 causas: un fuerte aumento de la demanda, por el calor (+7%, frente al -2,1% y el -0,8% que cayó en abril y mayo) y una menor generación eléctrica hidráulica (pocas lluvias), además de la subida del gas (por los ataques a Irán) en las centrales térmicas. Mientras, la aportación de las renovables fue similar (62% de la electricidad en junio).

Con esta fuerte subida de la luz en origen, nos subirá también el recibo de junio, entre 5 y 6 euros de media : de los 60,44 euros que pagamos en mayo (según la OCU) podría subir a unos 66 o 67 euros en junio. Y el recibo también subirá en julio y agosto, por la mayor demanda de electricidad en verano, la falta de lluvias y el mayor uso de las centrales de gas (más caro) para que REE se asegure de que no tendremos nuevos apagones. El “sobrecoste” por este mayor uso de centrales de reserva( los “servicios de ajuste”) se mantendrá todo el año y hasta que las nuevas medidas aprobadas por el Gobierno y la CNMC entren en vigor. Ese “extracoste” se traslada directamente al recibo de los consumidores que tienen tarifa regulada (PVPC), que son 8,3 millones de clientes, pero no deberían pagarlo los consumidores que tienen una “tarifa libre” (24,1 millones), al menos hasta que llegue la revisión anual de su contrato, según ha advertido ya la CNMC a las eléctricas y comercializadoras. Pero algunas ya han anticipado que van a subir las tarifas un 7% por estos costes extras…

Cara a los próximos meses, la luz en el mercado mayorista subirá en verano (hasta los 100 euros/MWh)  y bajará en octubre y noviembre  (hasta los 85 euros), para bajar en 2026, año en que los futuros auguran un precio mayorista de 65 euros/MWh, según OMIE. Y a partir de ahí, los precios mayoristas seguirían bajando en 2027 (58,30 euros) y en 2030 (57,70 euros), gracias a la mayor producción de electricidad renovable (81% previsto en 2030), lo que permitirá un menor coste del recibo a los usuarios y una ventaja competitiva a la industria española. Pero para que esto sea posible, hay que asegurar que el sistema eléctrico funciona como un reloj, que se hacen los ajustes e inversiones necesarias, que los que tienen que vigilar vigilen y que los que producen y transportan electricidad cumplan los protocolos y no hagan trampas. Sólo así, con vigilancia, normas y responsabilidad se evitará otro gran apagón.

Tras el apagón, luz barata y renovable

Se ha cumplido un mes desde el histórico apagón del 28 de abril y seguimos sin saber las causas, mientras parte del sector y la derecha aprovechan para culpar a las renovables y pedir que no se cierren las nucleares. Pero en mayo, las renovables han vuelto a liderar la producción de electricidad (el 61,8%) y no hemos tenido apagones. Y gracias a ellas, el precio mayorista de la electricidad ha bajado a un mínimo histórico (el más bajo de Europa), aunque Red Eléctrica ha subido la factura mensual (+3,35 euros) al mantener en "alerta" centrales de gas. Ahora, el recibo se estabilizará este mes y subirá algo en verano, por el mayor consumo. Eso sí, en el futuro subirán los costes de la energía solar y eólica, para compensar las inversiones necesarias en baterías e  inversores solares, para evitar “sustos”. Y urge presionar a Francia para aumentar las interconexiones, porque somos “una isla eléctrica”. Pero necesitamos mayor transparencia y nuevos protocolos en un sector dominado por las tres grandes eléctricas.

                           Enrique Ortega

Ha pasado algo más de un mes desde el histórico apagón del 28 de abril, a las 12 horas, 33 minutos y 21 segundos, que dejó a toda España a oscuras durante más de 10 horas. Y, a pesar de las múltiples investigaciones en marcha, hay pocas certezas y muchas dudas. La certeza es que el apagón se originó por tres pérdidas sucesivas de generación eléctrica en Granada (primero en la subestación de Huéneja,  cerca de Guadix, de Endesa), Badajoz y Sevilla. Pero a partir de ahí surgen las preguntas. ¿Porqué no funcionaros los cortafuegos, para aislar estas pérdidas de tensión, aunque se intentó hacerlo en 6 ocasiones? ¿Cómo pudo provocarse el apagón un día de baja demanda, donde sobraba energía? (minutos antes del apagón, España estaba exportando electricidad a Portugal y Francia) ¿Tuvo algo que ver el apagón con oscilaciones anteriores detectadas en la red europea? ¿Qué falló en los protocolos y automatismos que tiene Red Eléctrica (REE) y que ha ensayado antes cientos de veces?

Son preguntas que tardarán meses en responderse, según los investigadores del Gobierno y Red Eléctrica. Pero entre tanto, voces interesadas  ya han culpado del apagón a las renovables, por ser “menos seguras”, dado que su energía no es síncrona (es menos estable). Sin embargo, hay hechos que desmienten esta “peligrosidad”: unos días antes del apagón, el 16 de abril, hubo bastantes horas en que el 100% de la electricidad generada fue renovable (hidráulica, solar y eólica), sin que hubiera ningún problema. Entre enero y abril de 2025, las energías renovables han aportado el 58,64% de la electricidad generada (25% la eólica, 17% la hidráulica, 14,1% la solar fotovoltaica, 0,8% la solar térmica y 1,7% otras renovables, según REE). Sin problemas. Y en abril, el mes del apagón, su aportación subió al 64,3%.

Mientras se investigan las causas del apagón, veamos qué ha pasado con la electricidad este mes de mayo. Primero, habría que recordar que la luz bajó drásticamente en abril en el mercado de origen (mayorista), cerrando a un precio medio de 26,81 euros/MWh, la mitad que en marzo (53,3 euros/MWh) y la cuarta parte que en enero (96,69 euros) y febrero (108,31 euros), gracias a las lluvias y el sol, que produjeron mucha electricidad renovable (más barata). Un precio mayorista superior al de abril de 2024 (13,67 euros/MW) pero que es la tercera parte del precio habitual del mercado mayorista en abril durante los últimos 5 años (72,32 euros/MWh). Y este precio medio español (26,81 euros/MWh en abril) ha sido el más bajo de los mercados europeos, porque tenemos más electricidad renovable: 99,85 euros/MWh en Italia, 91 euros en Reino Unido, 78,33 euros en Alemania y 42,21 euros en Francia.

Este bajo precio mayorista de la luz en abril se trasladó directamente a los 8,3 millones de consumidores que tienen tarifa regulada (PVPC), que pagaron un recibo medio en abril de 58,62 euros, según la OCU, menos que el recibo de marzo (65,72 euros), febrero (81,60 euros) y enero (77,53 euros), aunque mayor que el recibo de 1 año antes (48,85 en abril de 2024) porque este año ha subido el IVA de la luz (del 10 al 21% en enero) y otros impuestos, además de las tarifas reguladas (que pagan el transporte, la distribución y otros costes).

Tras la bajada del recibo en abril, básicamente por el clima, la previsión era que el recibo siguiera bajando en mayo y hasta el otoño, para subir algo después hasta fin de año, por el mayor consumo y la menor aportación de renovables. ¿Qué ha pasado tras el apagón? : el precio de la luz ha seguido bajando en el mercado mayorista y todo apuntaba a que el recibo de la luz de mayo sería similar o algo menor para los que tienen tarifa regulada (8,6 millones) y que podría bajar en la próxima revisión de tarifas a los consumidores que tienen tarifa “libre” (21,4 millones de clientes).

Para ver lo que ha pasado realmente con el precio de la luz en mayo hay que analizar dos factores. Uno, que Red Eléctrica (que gestiona la red) ha querido “curarse en salud” y ha tomado medidas especiales para evitar otro apagón: ha aumentado las centrales de gas disponibles, ("de guardia") , para “evitar sustos”, aunque su electricidad no se vuelque al sistema porque hay muchas renovables. Y eso ha disparado unos costes que hasta ahora pesaban poco en mercado mayorista, los “servicios de ajuste”: han alcanzado en mayo un promedio de 37,2 euros por megavatio hora (MWh), más del doble que los 17 euros por MWh de abril y casi el doble de los 19,7 euros por MWh de mayo de 2024, según los registros de Red Eléctrica. Este “sobre coste”, por tener a mano centrales de gas, supondrá unos 5,5 euros de subida en el coste mayorista de la electricidad en mayo para los 8,6 millones de consumidores que pagan la tarifa regulada. Y esa subida se trasladará a los consumidores del mercado libre (21,4 millones), sobre todo a la industria. De hecho, algunas comercializadoras se plantean cobrar un extra a sus clientes para compensar esta subida coyuntural de los "servicios de ajuste".

Pero en paralelo a este “sobrecoste”, en mayo ha bajado el resto del precio mayorista de la electricidad, porque la mayoría de la luz se ha generado con renovables (otro mes más), más baratas: en mayo, el 61,8% de la electricidad generada fue renovable, casi como en abril (64,36%), gracias al enorme peso de la solar (25,7%), la hidráulica (17,4%), la eólica (16,9%) y otras renovables (1,8%). Eso lleva a que el precio mayorista de la electricidad (en origen) haya sido de 16,91 euros/MWh en mayo, el 2º precio más bajo de la historia reciente (tras los 13,67 euros/MWh de abril de 2024), casi la mitad del precio mayorista de abril de 2025 (26,81 euros/MWh) y que en mayo de 2024 (30,4 euros/MWh). Y llevamos ya 70 días consecutivos  donde los precios de la luz han sido "cero" o "negativos" en las horas centrales del día (por la energía solar). Además, en mayo volvimos a tener el precio mayorista más barato de Europa: 16,91 euros/MWh frente a 95 euros en Italia, 85 en Reino Unido, 66 en Alemania y 20 en Francia.

Eso significa que, con la electricidad a mitad de precio, en mayo debería haber bajado el recibo medio para los consumidores de tarifa regulada. Pero al haber subido los “servicios de ajuste” (la tarifa por tener “a mano” más centrales de gas) y los  precios "futuros" (que pesan ahora un 40% en la factura),  el recibo final ha subido un poco en mayo: si en abril pagaron 49,62 euros en un recibo medio, en mayo pagarán 52,97 euros (+3,35 euros) , según el simulador de la CNMC. A partir de ahora, se espera que el clima mantenga un alto porcentaje de generación renovable y que el precio mayorista se mantenga estable en junio y subiendo algo en julio y agosto (por el mayor consumo, que obligará a reforzar las centrales de gas), para subir en otoño e invierno, como anticipa el mercado de futuros : 41 euros en junio y 70 euros en el tercer trimestre, según OMIE, para cerrar a 61,05 euros en 2026 y 58,25 en 2027). Y lo mismo el recibo, que podría rozar los 63 euros de media este año (61,90 euros en 2024, según la OCU).

Con todo, la preocupación ahora no son los precios de la luz (moderados) sino asegurar el suministro y que no haya más apagones. Algunos expertos interesados y el PP (y Vox) proponen ampliar la vida de las centrales nucleares, como “garantía de suministro”. Pero es una posición más ideológica (poner en duda las renovables) que económica. Por un lado, las eléctricas ya pactaron en 2019 con el Gobierno el cierre de las 5 centrales nucleares, entre 2027 (la 1ª, Almaraz en otoño de 2027) y 2035. Ahora, las mismas eléctricas proponen ampliar la vida útil de estas centrales, pero piden a cambio “que se reduzca su fiscalidad”. A lo claro: piden que se les reduzca el coste de los residuos (muy elevado), a costa de subir el precio de esta luz nuclear a los consumidores, algo a lo que se niega el Gobierno. Y además de costosos, los residuos nucleares son peligrosos durante siglos.

La clave es seguir con las energías renovables, porque España tiene un potencial de sol y viento (y agua) que nos han convertido en líderes en Europa, permitiendo tener la electricidad más barata del continente, lo que facilita la instalación de empresas (Centros de datos, por ejemplo) y la electrificación de la industria (sustituyendo el petróleo y el gas), a precios muy competitivos. Un salto en las renovables que ha sido impresionante: generaban un tercio de la electricidad en 2009 (32,65%), pasaron a aportar casi la mitad en 2019 (49,3%), ya suponen dos tercios de la electricidad generada (64,3% en abril). Y el objetivo del Gobierno, en su Plan energético (PNIEC), es que generen el 81% de la electricidad en 2030.

Hay que seguir apostando por las renovables, como hace toda Europa, pero con seguridad, porque los expertos coinciden en señalar que una red con muchas renovables es más difícil de gestionar que una red con energías tradicionales. Pero se puede hacer, gracias a la tecnología. Por un lado, hay que invertir en centrales de bombeo en las centrales hidroeléctricas: en caso de necesidad sueltan agua de arriba abajo y generan rápidamente electricidad. Y en el caso de las centrales solares fotovoltaicas y las eólicas, hay dos tecnologías que las hacen “más seguras”. Una, la instalación de inversores (convierten la corriente continua en corriente alterna, permitiendo su vertido a la red). Y la otra, la instalación de baterías, que permitan almacenar la energía renovable que no se consume.

Los expertos denuncian que las propuestas normativas que se han presentado desde REE para hacer obligatorios estos inversores en las plantas fotovoltaicas y eólicas “duermen en un cajón del Ministerio y de la CNMC”. Y también se ha pospuesto la regulación de los almacenamientos de baterías, donde España está muy retrasada: al cierre de 2024 sólo había 3,3 GWh de almacenamiento (el 4% de toda Europa) y el objetivo es subir esa capacidad a 22,5GWh en 2030, para lo que vamos muy retrasados (el sector se queja de que las autorizaciones para el almacenamiento se retrasan entre un año y medio y dos). Antes del apagón, el Ministerio había puesto en marcha un Plan de ayudas, con 700 millones de Fondos europeos, para cofinanciar proyectos de almacenamiento a gran escala de renovables. Pero sigue pendiente de aplicación la orden ministerial sobre capacidad aprobada en diciembre de 2024.

Hace meses que muchos expertos piden al Gobierno y a Red Eléctrica que aumente las inversiones en la Red, para evitar problemas. Pero hasta ahora, ha sido muy “conservador”, aprobado una inversión en redes para 2021-2026 de sólo 5.684 millones, menos de lo que querían las eléctricas: el Gobierno no quiso invertir más en redes porque eso suponía cargar más el recibo a los consumidores. Ahora, tras el apagón, parece claro que hará falta un Plan inversor para fortalecer las redes eléctricas (ojo: 700.000 kilómetros), para hacerlas más seguras (aunque el riesgo cero no existe).

Otro elemento clave para asegurar el suministro eléctrico y reforzar las redes es mejorar la interconexión eléctrica con Europa, dado que la Península es “una isla eléctrica”: la interconexión con Europa no llega al 3% de la electricidad (2.800 MW), cuando la Comisión Europea estableció en 2014 que debía ser del 10% en 2020 y del 15% en 2030. El problema está en las reticencias de Francia a que España exporte electricidad barata a Europa y en el alto coste económico (y ecológico) de las conexiones proyectadas. Actualmente hay 2 conexiones terrestres con Francia (a través de Euskadi y Cataluña) y está prevista otra conexión a través del Golfo de Vizcaya para 2028 (3.100 millones de inversión) y dos conexiones terrestres más, una por Navarra para 2035 (2.609 millones) y otra por Aragón, para 2041 (con un coste de 2.372 millones). La semana pasada, el propio Sánchez pidió a la presidenta Von der Leyen que intervenga para acelerar estas interconexiones.

Los apagones nunca se pueden evitar al 100%, pero parece claro que su riesgo es mucho menor si España invierte en fortalecer la red eléctrica y prepararla para tener un 81% de electricidad renovable .Eso pasa por un cambio en los Protocolos de actuación de Red Eléctrica (REE), porque los actuales son de 1996. Los expertos creen que habría que cambiar al menos un tercio de las más de 60 normas técnicas con que opera REE, sobre todo las normas relacionadas con niveles de tensión y frecuencia, protecciones, automatismos, restricciones, planes de seguridad, coordinación de operadores y conexiones internacionales. Pero dos son los cambios más urgentes. Uno, exigir a las energías fotovoltaicas y eólicas que ofrezcan las mismas garantías de firmeza y control de tensión que el resto de energías : la tecnología existe aunque es cara, por lo que hay que “obligar/incentivar” a las empresas a utilizarla. Y la otra, la revisión a fondo de los cortafuegos de emergencia, porque los “deslastres” utilizados fueron insuficientes.

Además, el apagón debería obligar a una mayor transparencia en el sector eléctrico, un negocio en régimen de monopolio (Endesa, Iberdrola y Naturgy suministran el 80% de la energía), donde hay más de 500 empresas operando (distribuidoras y comercializadoras), más una red con miles de kilómetros, estaciones y subestaciones, donde operan las propias eléctricas y coordina Red Eléctrica (Redeia), una empresa con un 20% de capital público y el 80% restante en manos privadas (sobre todo Fondos de inversión).  Ahora, con el apagón, se ha visto que ni el Gobierno ni REE controlan lo que pasa en este mercado y en toda la red. Y que el Gobierno ha remoloneado para invertir más porque eso obligaba a subirnos más la parte regulada del recibo. Si hay que invertir más para hacer una red más segura y prevenir apagones, habrá que hacerlo. Y eso pasa por forzar a las eléctricas (que ganaron 11.249 millones en 2024) a que financien la mayor parte, no nosotros como clientes. Luz y taquígrafos.

El nuevo recibo de la luz, más caro

Mira el recibo de la luz que te llegue en enero: verás que pagas más. En mi caso, unos 3 euros más sólo por la subida de los 3  impuestos a la electricidad. Y queda ver la subida por el nuevo recibo (que incluye electricidad comprada a plazo, no sólo el precio diario), la supresión de la excepción ibérica y la reforma del mercado eléctrico europeo. Los expertos creen que todos estos cambios nos costarán 10 euros al mes (120 euros más al año). Así que en 2024 pagaremos algo más por el recibo de la luz que en 2023, pero aún así, la electricidad será mucho más barata que en 2022 (un año negro) y que en 2021. Y seguiremos pagando la luz más barata que el resto de Europa, como ha pasado ya en 2021, 2022 y 2023, gracias sobre todo al clima y al creciente peso de las renovables, que ya producen más de la mitad de la electricidad en España.

                  Enrique Ortega

Antes de entrar en el recibo de la luz de 2024, hagamos un balance de cómo se ha comportado el precio de la luz en 2023. Los datos indican claramente que los precios en el mercado mayorista de la electricidad bajaron sobre los precios disparados de 2022. Y, gracias a ello, el recibo de la luz de los que tienen tarifa regulada (PVPC) fue también más bajo que en 2022 (e incluso que en 2021). Veámoslo. El coste de la luz en el mercado mayorista (donde venden y compran luz las compañías productoras y distribuidoras) cerró 2023 con un precio medio de 87,43 euros/MWh, menos de la mitad del precio medio de 2022 (209,69 euros/MWh) y por debajo también del precio medio de 2021 (111,39 euros/MWh), aunque todavía duplique el precio medio de los 5 años anteriores (46,15 euros/MWh).

Con el precio de la luz en origen a mitad de coste, todos los consumidores vieron reducir el precio de su recibo en 2023, sobre todo los consumidores que tienen la tarifa regulada PVPC (precio voluntario para el pequeño consumidor), 8,5 millones de usuarios (frente a un total de más de 20 millones: el resto tienen una tarifa “libre”): la tarifa PVPC bajó un 40% en 2023 sobre la de 2022, según el Ministerio de Transición Ecológica, gracias a que el mercado mayorista tuvo unos precios menos disparados y más regulares, básicamente por la excepción ibérica y, sobre todo, el mayor peso de las energías renovables (eólica y solar), mucho más baratas. Además luego, tuvo una gran influencia sobre el recibo la bajada de los 3 impuestos de la electricidad (en 2021 y en 2022), que redujo la factura a todos los usuarios, tanto en el mercado libre como en el regulado.

La consecuencia es que el recibo medio de la luz (4,6 KW de potencia y 292 KWh de consumo al mes) cerró 2023 con un precio medio de 60,26 euros al mes (723 euros año), una rebaja importante (-42,8%) respecto al recibo medio de la luz en 2022 (105,48 euros al mes, 1.266 euros al año) y en 2021 (79,11 euros mensuales, 949 euros anuales), según la OCU. Un recibo que está en línea con lo que pagábamos de luz antes de dispararse la energía y la inflación en 2021 (el recibo  medio fue de 56,28 euros en 2020 y 62,33 euros en 2019).

Con estos precios más moderados en 2023, tanto en el mercado mayorista de origen como en el recibo final al consumidor, España ha conseguido ser el país de Europa con la electricidad más barata, tanto en 2023 como en 2022. Antes de esta crisis energética, España tenía unos precios de la electricidad más caros que Francia y Alemania: en 2019, el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista fue de 50 euros por KWh, superior al de Francia (38 euros) y Alemania (40), sólo algo más bajo que el de Italia. Pues bien, gracias a la “excepción ibérica” implantada en junio de 2022, a la bajada de impuestos y al “tirón” de las renovables, España ha cambiado las tornas y ha conseguido un precio mayorista de la luz más bajo que en Francia, Alemania e Italia, según los datos publicados por el Grupo ASE. En los últimos 18 meses (junio 2022-diciembre 2023), el precio mayorista de la electricidad fue de 102,64 euros por MWh en España, 161,48 euros en Alemania, 175,82 en Francia y 207,88 euros en Italia. Y si miramos sólo el año 2023, el precio mayorista en España (87,43 euros) es un -14,2% inferior a la media de coste en los 4 grandes paises UE (101,82 euros).

Hasta aquí el balance del precio de la electricidad en 2023, muy positivo tanto por la bajada del precio mayorista en origen como por la bajada en nuestros recibos. ¿Qué va a pasar con la luz en 2024? La respuesta corta es sencilla: el recibo de la luz va a subir. De hecho, ha subido ya para los que hemos recibido el primer recibo en enero, por el aumento de los 3 impuestos a la electricidad  que aprobó el Gobierno desde el 1 de enero, tras dos años y medio de rebajas para contrarrestar los precios disparados de la energía. Junto a este primer cambio, hay tres cambios más en el recibo este año: ha cambiado la tarifa regulada (PVPC), se suprime la excepción ibérica (tope al gas) y entra en vigor la reforma del mercado eléctrico europeo. Cuatro cambios que subirán el recibo de la luz en 2024.

Veamos el efecto del primer cambio, la subida de los 3 impuestos a la electricidad: subida del IVA (estaba en el 21%, el Gobierno lo bajó al 10% en 2021 y luego al 5% en junio de 2022, para subirlo en enero al 10% durante todo 2024), subida del impuesto especial a la electricidad (lo bajó del 5,11% al 0,5% en septiembre de 2021 y lo ha subido en enero, al 2,5% en el primer trimestre, al 2,8% en el 2º y al 5,11% de antes a partir de julio) y subida del impuesto a la generación de electricidad (que pagan las eléctricas pero lo repercuten en el coste final del mercado mayorista), que se suprimió en 2021 y ha vuelto ahora, al 3,5% en el primer trimestre, al 5,25% en el 2º y al 7% de antes a partir de julio. El efecto de estas 3 subidas ya se nota en el recibo de enero: en mi caso, ha subido +3,27 euros sólo por los impuestos. La estimación de la consultora Nera es que la subida de impuestos repercuta 4,8 euros al mes en el primer trimestre, 5,70 euros en el segundo y más en la segunda mitad del año, con una media de 7,50 euros extras mensuales en todo 2024.  O sea, que pagaremos 90 euros más este año más sólo por los nuevos impuestos.

El segundo cambio, la supresión el 1 de enero de la “excepción ibérica” (tope al precio del gas para producir electricidad) es importante, porque perdemos “un colchón” ante posibles crisis futuras, pero no tendrá repercusión en nuestro recibo de 2024, porque al haber bajado drásticamente el precio del gas, no se aplicaba desde finales de febrero de 2023. La “excepción ibérica” (para España y Portugal), que entró en vigor el 15 de junio de 2022, fue clave para contener el recibo en 2022, ya que fijó un tope al precio del gas (40 euros/MWh en 2022 y hasta un máximo de 65 euros en 2023) cuando su precio estaba por las nubes (80 euros/MWh en junio de 2022, 215,64 euros/MWh  en agosto, 138,62 euros en diciembre de 2022), lo que rebajó drásticamente el precio mayorista de la electricidad y los recibos (aunque tuviéramos que pagar una compensación a las eléctricas por la diferencia ).

En 2023 empezó a bajar el precio del gas y el 28 de febrero se pagaba por debajo del tope (a 49,6 euros), con lo que la excepción ibérica no se aplicó el resto de 2023. Aún así, el Gobierno estima que ha permitido un ahorro en nuestros recibos de 5.106 millones de euros (4.000 en 2022 y 1.100 en 2023). Ahora, Europa no acepta que siga en vigor la “excepción ibérica”, lo que no nos afecta porque el precio del gas sigue bajo (30,85 euros MWh) y se espera que siga así (salvo conflictos) en 2024 (29,70 euros) y 2025 (33 euros).

El tercer cambio, muy importante, es el nuevo recibo de la luz para la tarifa regulada (PVPC), que ha entrado en vigor el 1 de enero de 2024. El anterior sistema lo cambió el Gobierno Rajoy y se aplicaba desde el 1 de julio de 2014, para fijar la tarifa no sobre el precio trimestral de la luz en el mercado mayorista, sino sobre el precio diario. Se trataba así de evitar los saltos de precio ligados a las subastas trimestrales. El sistema funcionó bien y fue bastante estable (con precios mayoristas entre 50 y 34 euros por MWh de 2015 a 2020). Pero en 2021, al estallar la crisis de la energía y disparase el precio del gas, el precio mayorista de la luz se disparó, alcanzando un precio de 283 euros MWH en marzo de 2022 y un máximo de 307,75 euros en agosto de 2022, a pesar de la excepción ibérica y la bajada de impuestos, aunque cerró diciembre de 2022 con un precio de 135,29 euros.

Estos saltos en el precio mayorista repercutían mes a mes directamente en la factura de la tarifa regulada, que saltó de 69,88 euros mensuales en diciembre de 2021 a 143 euros en marzo de 2022 y 130,99 euros en agosto de 2022 (también la tarifa del mercado libre se disparó, aunque menos). Estos altibajos llevaron a Bruselas a pedir al Gobierno que fijara un nuevo sistema de tarifa regulada, que no tuviera sólo en cuenta el mercado mayorista diario sino que forzara a los distribuidores a comprar electricidad a plazo (futuros), para “suavizar” las oscilaciones de precios. Y eso es lo que pretende el nuevo recibo: si hasta ahora, el 100% del coste de la tarifa regulada se calculaba con el precio diario del mercado mayorista, este año 2024, un 25% del coste del recibo tendrá que ser el precio de contratos a plazo de la electricidad. En 2025, se sube al 40% y en 2026 computara un 55% la electricidad comprada a plazo. A lo claro: se obliga a las suministradoras a ir comprando luz con contratos de futuros (más estables y teóricamente más baratos) y no sólo luz al precio del día.

El nuevo sistema para calcular el precio de la tarifa regulada debería estabilizar más los costes, evitar los altibajos del mercado mayorista diario, en beneficio de los consumidores. Pero eso no quita que, al principio, encarezca el recibo de 2024, aunque se rebaje después. Por dos razones. La primera, que quizás las eléctricas “se curen en salud” al hacer las primeras compras a plazo, y paguen más para “no pillarse los dedos” con el suministro. Y esta mayor demanda de contratos a plazo (hoy escasos), hará subir los precios en el mercado de futuros, al menos al principio. Y la segunda razón, porque el nuevo sistema incluye que las comercializadoras contraten “una prima de riesgo”, para afrontar los altibajos de precios y evitar quiebras, una especie de “seguro” que acabaremos pagando los consumidores. Por ello, al principio al menos, subirá el nuevo recibo, unos 3 euros al mes por esto en 2024.

El cuarto cambio, la entrada en vigor de la reforma del mercado eléctrico europeo, nos afectará menos, porque tiene que ver con el cambio del recibo aprobado ya en España. Pero también puede subir algo la factura final, este año y los próximos. La reforma, aprobada el 14 de diciembre de 2023, bajo presidencia española, pretende evitar la volatilidad de precios en el mercado mayorista de la electricidad (potenciando las compras de futuros), acelerar el despliegue de las energías renovables y establecer un mecanismo para intervenir en los mercados en caso de crisis energéticas (evitar que se tarde meses en reaccionar a  una nueva crisis de la energía y el gas, como la desatada por Putin en 2021 y 2022). La reforma tiene 3 objetivos: conseguir una mayor estabilidad de precios a medio plazo (aunque a corto puedan subir, como en España, por encarecerse los mercados de futuros), garantizar el suministro (con medidas y ayudas  a las eléctricas, que tendrán un coste y acabaremos pagando) y ayudar a los consumidores más vulnerables (bono eléctrico).

Hasta aquí los 4 cambios en el marcado eléctrico que van a afectar a nuestro recibo, con una subida media de 10 euros al mes (+120 euros en 2024). Pero aún así, se estima que los cambios conseguirán unos precios más estables a medio plazo y asegurar el suministro, pase lo que pase. Eso sí, España seguirá teniendo en 2024 un precio de la luz más bajo que la mayoría de Europa, según adelantan los precios de la luz a plazo, para el primer trimestre de 2024: 74 euros MWh en  España, 88 euros en Francia y 89 euros en Alemania, según los datos del Ministerio de Transición Ecológica. Y eso por una razón básica: el fuerte aumento de las energías renovables en la generación de electricidad, mayor que en otros paises (además de la moderación en el consumo por el aumento de temperaturas). El dato es espectacular: en 2023, el 50,4% de la electricidad fue renovable (eólica, solar, hidráulica y otras), frente al 37,5% de electricidad renovable en 2019, según Red Eléctrica.

Este es el camino para rebajar el recibo de la luz: que aumente el peso de las energías renovables (mucho más baratas) en la generación de electricidad. Y la apuesta del Gobierno Sánchez se ha redoblado: si antes su objetivo era subir el peso de las renovables al 74% de la generación eléctrica en 2030, en el nuevo Plan de Energía y Clima (enviado a Bruselas en junio pasado) se propone subir el peso de las renovables al 81%. Un reto difícil, que exige ordenar todo el “boom” de nuevas instalaciones renovables (donde se ha gestado una cierta “burbuja”), aumentar las inversiones para nuevas redes, plantas de almacenaje, conexiones con Europa y formación de personal especializado. Inversiones que a corto plazo habrá que pagar en el recibo pero que, en menos de una década, nos permitirán tener una electricidad más barata y más limpia, sin los sobresaltos de los últimos años. Amén.

Otro cambio en el recibo de la luz

El  1 de enero de 2024 estrenarán nuevo recibo de la luz los 9 millones de españoles que tienen tarifa regulada (PVPC). El  cambio, exigido por Bruselas, pretende “amortiguar” las subidas y bajadas de la electricidad. Para ello, obliga a las eléctricas a suministrarnos más electricidad contratada a plazo (de 1 mes hasta un año) y que pese menos la comprada cada día, para evitar los altibajos de estos años. Lo normal es que la luz suba algo al principio, porque las eléctricas intentarán “no pillarse los dedos” en sus compras y porque pagaremos la prima de riesgo que contratarán. Pero a medio plazo, el recibo será más estable, salvo nueva debacle de la energía. Problema: el 1 de enero se termina “la excepción ibérica”, que nos ha ahorrado 5.106 millones de euros, y Europa no ha reformado todavía el mercado eléctrico. Y será difícil que lo haga, con las elecciones europeas en junio de 2024. Así que el nuevo recibo de la luz será una incógnita.

Enrique Ortega

Vuelve a cambiar el recibo de la luz, antes de que el actual cumpla 10 años. El anterior cambio del recibo eléctrico lo aprobó el Gobierno Rajoy el 28 de marzo de 2014 y se empezó a aplicar a los consumidores el 1 de julio. Antes, la subida de la luz estaba ligada al precio que se fijaba en el mercado eléctrico mayorista en una subasta trimestral (tarifa TUR, tarifa de último recurso). Pero se detectó que las eléctricas productoras elevaban artificialmente los precios antes de cada subasta, en perjuicio de los consumidores. El detonante fue la subasta de diciembre de 2013, cuando el precio mayorista de la electricidad subió un 10,5%, con lo que el Gobierno tenía que subir la tarifa (junto a los peajes) un +11,5% en el primer trimestre de 2014. Era políticamente impresentable, así que la Comisión de la Competencia (CNMC) “anuló” la subasta y el Gobierno cambió el sistema y aprobó un nuevo recibo, el que todavía tenemos ahora.

Este recibo (el actual) establecía una tarifa regulada con un nombre increíble, la tarifa PVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor), que podían disfrutar los particulares y empresas que contrataran menos de 10 kWh de potencia. Y la tarifa mensual se fijaba ya no sobre el precio de la subasta trimestral sino sobre el precio diario en el mercado mayorista de la electricidad, para evitar manipulaciones. Eso suponía el 42% del recibo, otro 37% eran los peajes que aprobaba el Gobierno (para financiar el transporte y la distribución de la electricidad, el parón nuclear, la deuda eléctrica, las ayudas a las renovables o el extracoste de la electricidad a las islas) y el 21% restante eran los impuestos. También se abrió el camino a que las eléctricas ofrecieran una tarifa libre, por un año y revisable después, que los consumidores y empresas podían contratar.

El nuevo sistema no dio problemas y el recibo de la tarifa regulada (PVPC) fue bastante estable, con un coste mensual en torno a los 50 euros por abonado entre 2014 y 2020. Pero en 2021, comenzó a dispararse el precio del gas natural (que era la energía que solía fijar el precio del resto, en el mercado eléctrico diario), sobre todo a partir de la primavera y el verano, cuando Putin utilizó el gas para presionar a Europa por el tema de Ucrania. Y en agosto de 2021, el recibo medio de la tarifa regulada ya subió a  105,94 euros, cerrando el año con un recibo medio de 239,17 euros en diciembre de 2021. Y tras la invasión rusa de Ucrania, el precio diario de la electricidad en el mercado mayorista pasó de 195,86 euros/MWh (23-F, el día antes de la invasión) a un máximo histórico de 544,52 euros/MWh el 9 de marzo de 2022, para mantenerse en torno a los 200 euros/MWh en mayo y junio.

La mayoría de esta subida disparatada de la electricidad en origen (mercado mayorista) se trasladaba a los consumidores con tarifa regulada (PVPC) y mucho menos a los que tenían una tarifa “libre” (que también subía, pero al renegociarla cada año). El resultado fue “una fuga de clientes” del mercado regulado al libre, apoyada por potentes campañas de marketing de las eléctricas (“Cámbiate a la tarifa libre y pagarás menos”) : si en 2014, al estrenarse el nuevo sistema, eran 26 millones los consumidores con tarifa regulada (PVPC), en 2021 eran ya sólo 18 millones y ahora son 9 millones, el 34% de todos los contratos de electricidad.

Ante estos precios disparados de la luz (por culpa del gas: saltó de 78 euros MWh el 23-F a 339,20 en agosto de 2022), el Gobierno Sánchez negoció en Europa, con Portugal, la llamada “excepción ibérica” : se aceptaba poner un tope al precio del gas utilizado para producir electricidad en la Península (primero 40 euros/MWh y hasta 70 euros en 2023) , para que no encareciera el resto de las energías (el sistema de precios establece que la hidráulica, nuclear y renovables, más baratas, se pagarán al coste del gas) y permitiera así bajar el precio de la electricidad en el mercado mayorista. La excepción ibérica entró en vigor el 15 de junio de 2022 y ha permitido bajar el precio mayorista de la electricidad: de los 200 euros/MWh en mayo y junio bajó a poco más de 100 euros/MWh en septiembre y hasta 16,19 euros/MWh el 29 de diciembre… El viernes pasado, 16 de junio, el precio mayorista estaba en 122,42 euros/MWh. Y aunque los consumidores con tarifa regulada pagan una compensación a las eléctricas por el tope al gas, su recibo medio ha caído estos meses: de 130,99 euros pagados en agosto de 2022 a 79,35 euros en diciembre y a 56,68 euros/MWh pagados de media por la tarifa regulada en mayo de 2023, según la OCU.

En este primer año de la excepción ibérica, los mayores beneficiados son los 9 millones de consumidores con tarifa regulada (PVPC) que han visto abaratarse directamente su recibo al caer el precio del la luz en el mercado mayorista (incluso con precios de cero euros algunos días y horas). Los 20 millones restantes, con tarifa “libre”, no se han beneficiado tanto de la rebaja del recibo, ya que han tenido que esperar hasta la revisión de su contrato (1 año) para presionar a que les bajaran la tarifa. Globalmente, la excepción ibérica” (el tope al gas) ha supuesto un gran ahorro para los consumidores: 5.106 millones sólo entre el 15 de junio y el 26 de febrero, según los cálculos del Gobierno Sánchez, un 15% de la factura eléctrica. Y estiman que, en los primeros 8 meses, los españoles han ahorrado por la “excepción ibérica” (que el PP llamó "timo ibérico") 100 euros por hogar.

Como contrapartida a esta “excepción ibérica”, la Comisión Europea exigió a España que cambiara el recibo de la luz, la tarifa regulada (PVPC), para buscar un sistema que fuera más estable y con menos oscilaciones de precios. De hecho, otros paises europeos han tenido menos altibajos en el precio de la luz (a pesar de subirles a todos el gas), porque tienen recibos que no varían según el precio diario de la electricidad en el mercado mayorista sino en base a índices de precios que se revisan trimestral o anualmente, con lo que las oscilaciones y “sustos” al consumidor no son diarios y son más suaves. El Gobierno Sánchez se comprometió con Bruselas a tener el nuevo recibo antes del 1 de octubre de 2022, para aplicarlo en 2023, pero se ha retrasado, primero en el Gobierno y luego en el Consejo de Estado. Y finalmente, se aprobó en el pasado Consejo del 14 de mayo, para que entre en vigor en 2024.

El nuevo recibo de la luz en la tarifa regulada (PVPC) pretende ligar las subidas futuras no al mercado mayorista diario (con precios muy volátiles y grandes altibajos) sino a un mercado más a plazo, con contratos de suministro firmados a 1 mes, 3 meses y 1 año, para intentar “amortiguar” las subidas. Si ahora, el 100% de la electricidad con la que se calcula la factura es el mercado mayorista diario, en 2024 será solamente el 75% del total, el 60% en 2025 y el 45% del suministro en 2026. Y las eléctricas tendrán que suministrar electricidad con contratos a plazo ya en 2024 (un 25% del total), aumentarla en 2025 (40% del suministro total) y más en 2026, año en que la mayoría de la electricidad que nos vendan (el 55%) tendrá que proceder de contratos a plazo (a 1 mes, a 3 meses o a un año), para “suavizar” los altibajos de precios en el mercado y “evitar sustos” un día, una semana o un mes.

El nuevo sistema del recibo regulado no entrará en vigor para los usuarios hasta el 1 de enero de 2024, pero antes, el 1 de julio de este año, las comercializadoras eléctricas tendrán que empezar a hacer contratos a plazo, para poder vendernos ese 25% más estable desde enero próximo. En principio, el nuevo sistema podría subir algo los recibos en 2024, por dos razones. La primera, que quizás las eléctricas se “curen en salud” al hacer las primeras compras, para “no pillarse los dedos”, pero la mayor demanda a plazo seguro que subirá los mercados de futuros, al menos al principio. Y la otra razón, porque el nuevo sistema incluye que contraten “una prima de riesgo”, para evitar la quiebra de comercializadoras, y todo apunta a que ese seguro lo considerarán otro coste más y lo pagaremos los consumidores. Pero al cabo de un tiempo, todos los expertos creen que el nuevo sistema de fijación de la tarifa regulada será más estable y con precios menos volátiles, con menos altibajos en la factura mensual de los consumidores y empresas. Lo creen en la Comisión Europea, lo cree el Gobierno Sánchez y lo creen también las eléctricas, que apoyan el cambio.

Ahora, los 9 millones de clientes particulares que tienen la tarifa regulada (PVPC) no tendrán que hacer nada: el recibo será igual, aunque cambia el origen de la electricidad que les van a suministrar. Y los 20 millones de clientes particulares con “tarifa libre” podrán hacer el viaje inverso, volver a la tarifa regulada, aunque las eléctricas no se lo pondrán fácil: ya pusieron pegas (teléfonos y webs colapsadas) a los clientes que querían contratar la tarifa regulada del gas, más barata. También podrán acogerse a la nueva tarifa regulada (PVPC) las empresas (ahora la tienen 881.360 compañías), pero hay un cambio: ahora sólo la podrán mantener las pequeñas empresas (menos de 250 empleados y hasta 50 millones de facturación), porque el que tengan esa tarifa empresas más grandes contraviene la Directiva Europea. Así que las empresas tendrán que acreditar su tamaño ante las eléctricas para poder disfrutar de la tarifa regulada el 1 de enero de 2024.

Y por supuesto, el nuevo recibo de la luz mantendrá el distinto precio por horas, que se puso en marcha el 1 de junio de 2021. Se mantienen las tres franjas horarias en las que será distinto el precio de la luz que consumimos: horas valle (las más baratas: de 12 de la noche a 8 de la mañana y todos los sábados, domingos y festivos), horas punta (las más caras: lunes a viernes, de 10 a 14 horas y de 18 a 22 horas) y horas llanas (el resto de horas, con un precio intermedio). Sigue la discriminación horaria que cada día utilizan más usuarios y que puede suponer un ahorro de hasta 70 euros anuales en un hogar medio.

Mientras llega el nuevo recibo de la luz, el gran cambio será, también el 1 de enero, el final de la “excepción ibérica”, salvo que la Comisión nos lo prorrogue otra vez (lo hizo en abril de 2023, hasta diciembre), algo difícil (salvo que tengamos un invierno de altos precios). En 2024 no tendremos este “colchón” que atempera los precios  pero tampoco una reforma del mercado eléctrico europeo, como llevan años pidiendo España, Portugal, Francia e Italia. El pasado 14 de marzo, la Comisión Europea presentó formalmente una propuesta de reforma del mercado eléctrico muy poco ambiciosa, ya que no afronta el problema de fondo: mantener un sistema de precios “marginalista”, que asegura el precio de la energía más cara para el resto de energías (es como si un carnicero nos vende carne picada hecha con pollo, cerdo, ternera y chuletón y nos la cobra a precio de chuletón…). Eso supone un “sobreprecio” que pagamos los consumidores, a costa de unos beneficios millonarios de las eléctricas (y empresas gasistas). La reforma sólo incluye “parches”, como el cambio del índice europeo del precio del gas (para suavizar los precios) y centralizar las compras europeas de gas, además de promover las renovables (algo que exige tiempo).

España y la ministra Ribera ya remitieron antes, en enero de 2023, una propuesta de reforma del mercado eléctrico europeo más ambiciosa, que incluía un cambio en el actual sistema marginalista de precios, la posibilidad de establecer un precio fijo para la electricidad generada por nucleares e hidroeléctricas (ya amortizadas) y aumentar los contratos a plazo. Incluso, el Gobierno Sánchez buscaba apoyos para promover  una reforma más drástica de la propuesta por la Comisión, aprovechando su presidencia del semestre europeo. Pero ahora, con la convocatoria de elecciones, será difícil que España lidere el proceso, mientras Alemania, Holanda y los paises del norte de Europa no quieren hacer muchos cambios en el mercado eléctrico UE, presionados por el lobby eléctrico europeo. Y menos cuando se van a celebrar elecciones europeas en junio de 2024.

Así que en 2024, la factura de la luz será una incógnita, con un nuevo recibo y sin la ayuda de la excepción ibérica ni de una reforma del mercado eléctrico europeo. Todo va a depender de la evolución del mercado energético mundial, de las compras y precios del gas que consigan los paises europeos estos meses y de la dureza del invierno, junto a los avances en el ahorro de electricidad y las aportaciones de las energías renovables (más baratas). Factores claves que condicionarán la futura factura de la luz.