Mis cálculos sobre el precio del kWh: ¿una estafa legalizada que cuesta 15 mil millones al año?
«Si el PUN estuviera calibrado según los costos reales de producción de energía en Italia, el precio bajaría un 30% para las familias y las empresas (y para el Estado)». Con la ayuda de la IA, Bruno Campanino, el lector que nos escribió, realizó dos cálculos sobre cómo se determina el precio de un kWh. Y concluyó: «Un ‘fraude legalizada’ por parte del ESTADO y de EUROPA». Entonces, ¿por qué «vender la energía nuclear como la solución a todos los problemas o buscar algoritmos complejos para reducir el PUN en las facturas en 1 o 2 céntimos por kWh? ¿Qué opinan? ¿Me equivoco?». Para escribirnos: info@vaielettrico.it.
Y aquí está en detalle su cálculo, basado en datos oficiales de Terna y del GSE
¿Cuánto pesan las energías renovables y cuánto cuesta el gas?
- La producción interna bruta/neta asciende en total a unos 270 TWh al año.
- Contribución de las fuentes renovables (FER totales). Teniendo en cuenta todas las fuentes renovables (es decir, no solo solar, eólica e hidroeléctrica, sino también las bioenergías y la geotermia), la producción suele situarse en un rango comprendido entre el 45% y el 49% de la producción nacional (y alrededor del 40-41% si se calcula la cobertura de las necesidades totales de Italia, que también se satisfacen mediante importaciones del extranjero).
- Solar, eólico e hidroeléctrico. Tanto por separado como sumados, no superan de forma estable el 50% de la producción total italiana, oscilando históricamente entre un 40% y un 48% según la temporada hidrológica (la hidroeléctrica, de hecho, varía mucho en función de las precipitaciones).
Tabla de referencia de la producción eléctrica en Italia
Datos promedio de referencia
Fuente / Categoría
TWh anuales indicativos
Porcentaje de la producción interna
Total de energías renovables (hidroeléctrica, solar, eólica, biogás, geotérmica)
125–135 TWh
45%–49%
Termoeléctrica (principalmente a partir de gas natural)
130–140 TWh
48%–52%
Otras fuentes (p. ej., residuos o carbón residual)
5–10 TWh
2%–3%
Comparación entre el precio marginal y el costo real de producción
Analicemos el escenario hipotético propuesto (de un total de 270 TWh, el 60% cubierto por turbinas de gas, es decir, 162 TWh, y el 40% cubierto por fuentes renovables, es decir, 108 TWh) comparando el precio determinado por el criterio marginal (el PUN teórico basado únicamente en el costo del gas) con el precio medio ponderado real basado en los costos efectivos de producción de cada fuente.
Costo de producción de las turbinas de gas (con gas a ~90 €/MWh)
1. Costo del combustible (materia prima)
Considerando una eficiencia media de las centrales de ciclo combinado del 55-60%, se necesitan aproximadamente 1,7–1,8 MWh térmicos de gas para producir 1 MWh eléctrico.
Con el gas a 90 €/MWh, el mero costo de la materia prima asciende a unos 153–162 €/MWh.
2. Costos de ETS (cuotas de emisión de CO₂)
Aproximadamente 0,35–0,40 toneladas de CO₂ por MWh de electricidad. Con los permisos de emisión estables alrededor de 65–75 €/tonelada, el impacto del CO₂ se mantiene en 24–28 €/MWh.
3. Costos fijos y de gestión (O&M)
Aproximadamente 10–15 €/MWh.
Comparación con los costos de producción de las energías renovables
A diferencia del gas, las fuentes renovables no tienen costos de combustible ni costos por cuotas de CO₂, por lo que el costo de producción está determinado principalmente por la amortización de la inversión inicial (CapEx) y por los costos de mantenimiento (OpEx).
Con el gas a estos niveles, el costo para generar un megavatio con centrales térmicas a gas aumenta considerablemente, ampliando enormemente la brecha de costos en comparación con las fuentes renovables:
Fuente energética
Costo de producción (€/MWh)
Costo de producción (€/kWh)
Notas
Fotovoltaico solar (a gran escala)
45–60
0,045–0,060
Muy competitivo durante las horas de sol.
Eólico (terrestre)
40–55
0,040–0,055
Una de las fuentes más económicas en absoluto.
Hidroeléctrico (existente)
30–50
0,030–0,050
Plantas históricas con costos muy bajos.
Turbogas (ciclo combinado)
185–205
0,185–0,205
Depende del precio de las materias primas y del CO₂.
El costo para generar 1 kWh de energía eléctrica mediante plantas de turbogas a metano es más del doble en comparación con el costo promedio de producción de plantas solares y eólicas a gran escala. La razón principal por la cual las plantas de turbogas siguen siendo indispensables radica en su programabilidad y flexibilidad, esenciales para equilibrar la red eléctrica en los momentos en que el sol y el viento no están disponibles.
Supuestos iniciales y costos de referencia (con gas a ~90 €/MWh)
Turbogas (60% de la producción / 162 TWh): costo de producción estimado en 195 €/MWh (valor central del rango 185-205 €/MWh, que incluye el gas, el CO₂ y los costos de operación y mantenimiento).
Renovables (40% de la producción / 108 TWh): costo promedio ponderado de producción (solar, eólico, hidroeléctrico) estimado en torno a 50 €/MWh.
1. El PUN basado en el precio marginal (regla del mercado eléctrico)
En el mercado eléctrico italiano y europeo (fijación de precios marginales), el precio al por mayor (el PUN) no es el promedio de los costos de todas las centrales, sino que está determinado por la planta más costosa necesaria para cubrir la última unidad de demanda (la planta marginal).
En el escenario en el que el 60 % se cubre con gas y el 40 % con energías renovables, durante la mayor parte de las horas del día (especialmente cuando la demanda es alta o la energía fotovoltaica no produce, por ejemplo, por las noches), es la central a gas la que marca las pautas.
PUN teórico marginal: dado que el gas fija el precio de mercado para todas las tecnologías cuando está en funcionamiento, el precio de venta pagado por cada MWh intercambiado en el mercado se alinea con el costo de la planta a gas.
Valor del PUN: 195 €/MWh (0,195 €/kWh).
En este régimen, incluso la energía producida por fuentes renovables (cuya producción cuesta 50 €/MWh) se “precia” en el mercado al costo del gas (~195 €/MWh), lo que genera un fuerte beneficio adicional para los productores de energías renovables.
2. El PUN calculado ponderando correctamente los costos de producción (media ponderada)
Si, por el contrario, imaginamos un sistema en el que la energía se remunera exactamente según el costo industrial de producción (costo más margen) ponderado según las cantidades reales:
Sustituyendo los valores del escenario:
Costo total de la generación:
Precio medio ponderado resultante:
Tabla comparativa de síntesis
Parámetro / Método
PUN al precio marginal (régimen actual)
PUN al costo medio ponderado (real/mezclado)
Costo más económico/bajo
195 €/MWh (0,195 €/kWh)
137 €/MWh (0,137 €/kWh)
Quién fija el precio
El costo marginal de la última planta (gas)
El promedio ponderado de todas las tecnologías
Impacto económico en el sistema (sobre 270 TWh)
~52,6 mil millones de euros de gasto teórico al por mayor
~37,0 mil millones de euros de gasto real de producción
Diferencia / Margen
—
Un ahorro teórico de más de 15 mil millones de euros que, en el mercado actual, se absorbe en forma de rentas marginales o beneficios adicionales.
Para familias y empresas: un impacto enorme
Un ahorro del 30% en el costo de la energía al por mayor no es en absoluto un detalle marginal:
Pasar de 0,195 €/kWh a 0,137 €/kWh significa reducir 58 € por megavatio-hora.
Para una familia promedio con un consumo de 2.700 kWh/año, significa ahorrar aproximadamente 150–160 € al año solo en la materia prima (a lo que se suman el IVA y los impuestos proporcionales).
Para una empresa o una industria manufacturera que consume gigavatios-hora, una diferencia del 30% representa la línea de demarcación entre ser competitivos en el mercado global o quedar fuera del mercado.
Para el Estado y el mercado: el nudo de las rentas marginales
Los 15 mil millones de euros de desviación que surgen del cálculo representan una transferencia de riqueza colosal.
En un sistema de precios marginales, estos 15 mil millones no se destinan a cubrir los costos industriales reales de producción, sino que se convierten en rentas de posición (beneficios adicionales) para quienes producen con instalaciones renovables que tienen costos fijos ya amortizados o muy bajos.
Un mecanismo que debe ajustarse. Pero, ¿cuál es la alternativa?
Es ciertamente verdad que las energías renovables tienen costos de producción generalmente inferiores a los del gas. Y es verdad que el mecanismo del precio marginal puede generar rentas inframarginales para las instalaciones que producen a costos inferiores a los de la tecnología que determina el precio de mercado.
No obstante, de esta premisa no se deduce automáticamente que existan 15 mil millones de euros en beneficios adicionales.
El primer problema es que se asume que el gas determina el precio de toda la energía producida, mientras que el precio marginal se establece en cada intervalo de mercado y en las distintas zonas geográficas. No es la combinación anual de producción la que determina cuántas horas el gas resulta marginal. Con una fuerte producción fotovoltaica e eólica, por ejemplo, el precio puede descender significativamente incluso cuando el gas representa una cuota importante de la producción anual.
Las matemáticas funcionan, pero las unidades de medida no
El segundo problema es la comparación entre magnitudes económicas diferentes. Los 195 €/MWh de la turbogas son una estimación del costo de generación en determinadas condiciones de precio del gas y del CO₂. Los 50 €/MWh de las energías renovables, por su parte, son una estimación del costo medio de producción, que también incluye la inversión inicial. No se trata de magnitudes directamente homogéneas.
El tercer problema se refiere a los 15,66 mil millones de euros. El cálculo matemático es correcto si asumimos que el 60 % de la energía cuesta 195 €/MWh, que el 40 % restante cuesta 50 €/MWh y que los 270 TWh en su totalidad se remuneren a 195 €/MWh. Pero se trata de un ejercicio teórico, no de una medida de las ganancias adicionales realmente obtenidas. Para llegar a esta última cifra sería necesario conocer cuánta energía se vende realmente en el mercado spot, a qué precio, a través de qué contratos y con qué costos y cargas para los productores.
El precio marginal coordina la demanda y la oferta
Finalmente, hay una cuestión fundamental: el precio marginal no fue concebido para remunerar cada planta según su costo promedio, sino para coordinar la demanda y la oferta y garantizar que siempre se produzca la energía necesaria. Es normal que, en los momentos de mayor estrés en la red, es decir, cuando existe riesgo de apagón, el sistema esté dispuesto a pagar más al proveedor que garantiza la cantidad adicional. Es una simple ley del mercado.
Expansión de las energías renovables y desacoplamiento del precio del gas para un futuro sostenible
Por lo tanto, es legítimo discutir si este mecanismo debe integrarse o corregirse, especialmente en un sistema donde las energías renovables adquieren una importancia creciente. Pero una alternativa basada en el costo medio de producción no puede considerarse automáticamente más eficiente, menos costosa y, sobre todo, igual de segura. Al menos en un sistema de libre competencia entre productores privados. No en vano, entre las diferentes opciones también se evalúa la posibilidad de “nacionalizar” las centrales turbogas, hasta que sigan siendo indispensables para el equilibrio de la red.
En resumen, compartimos la tesis de que una mayor penetración de las energías renovables puede reducir el costo promedio de la energía y la dependencia del gas. No compartimos la conclusión de que el sistema actual implicaría necesariamente 15 mil millones de euros en beneficios adicionales transferidos a los productores de energías renovables. Para demostrarlo se necesitan datos de mercado reales, y no solo una simulación basada en dos costos promedio.
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