El mercado eléctrico de Chipre emite señales de precios contradictorias por su dependencia del petróleo

Dos vías de precios definen el mercado

Chipre opera dos mecanismos paralelos de fijación de precios eléctricos basados en lógicas económicas diferentes. El principal precio mayorista sigue de cerca al mercado internacional del petróleo, mientras que un segundo precio se aplica a las unidades generadoras que deben permanecer en funcionamiento por necesidades del sistema. Según SBC TV, este último se basa en costes operativos declarados y en una subasta con prácticamente un solo oferente, no directamente en el petróleo ni en la demanda eléctrica.

La diferencia es relevante porque más del 90 % del valor que circula por el mercado eléctrico chipriota procede de la quema de productos petrolíferos. La mayoría de las unidades de generación son antiguas y poco flexibles, y deben seguir funcionando al mínimo técnicamente viable incluso durante las horas de sol. Sin almacenamiento ni interconexiones eléctricas transfronterizas, las variaciones del petróleo internacional se trasladan casi automáticamente a los costes de generación y a las facturas.

Los precios mayoristas siguen siendo volátiles

SBC TV informó de que el precio mayorista se situó en torno a €150-180/MWh a finales de 2025 antes de subir a €250/MWh en marzo. Después bajó, pero regresó a €243/MWh en agosto y alcanzó €257/MWh en septiembre. El promedio del periodo fue de €203/MWh. Estas oscilaciones muestran la exposición directa de hogares y empresas a las perturbaciones del mercado petrolero.

Chipre no puede compensar actualmente el encarecimiento del combustible con importaciones de electricidad más barata. La generación renovable tampoco se aprovecha plenamente porque las centrales convencionales deben seguir conectadas y el sistema carece de almacenamiento. El resultado es un mercado pequeño y aislado en el que los productos petrolíferos determinan gran parte de los costes, incluso cuando la producción solar reduce temporalmente la necesidad de generación térmica.

Para los productores y grandes consumidores eléctricos, esto crea una estructura de costes difícil de cubrir dentro del mercado nacional. Los generadores siguen ligados al combustible importado, mientras que los usuarios industriales y comerciales afrontan variaciones mayoristas provocadas por acontecimientos externos. Las inversiones en renovables, almacenamiento e interconexiones podrían reducir la exposición, pero la estructura vigente continúa determinando las facturas actuales.

Las unidades obligatorias dan otra señal

Alrededor de un tercio del mercado corresponde a unidades de integración obligatoria, que deben mantenerse disponibles para respaldar el funcionamiento del sistema. Su precio debería reflejar el coste de mantenerlas preparadas y no la relación inmediata entre oferta y demanda. Sin embargo, SBC TV señaló que el mecanismo utiliza costes declarados que no se contrastan con las facturas reales de combustible y que la subasta cuenta esencialmente con un solo oferente.

La misma combinación de cuatro unidades apareció en esta categoría en octubre de 2025, junio de 2026 y septiembre de 2026. Sus precios fueron de €189,52/MWh y €227,37/MWh en los dos primeros meses, cerca de un 17 % por encima del precio mayorista correspondiente. En septiembre, en cambio, el mercado mayorista alcanzó su máximo anual de €257/MWh y el precio de las mismas unidades cayó a €75,77/MWh, convirtiendo la anterior prima en un descuento de aproximadamente el 70 %.

La divergencia plantea dudas sobre cómo se calculan, verifican y trasladan al consumidor los costes declarados. La Autoridad Reguladora de Energía de Chipre debe aclarar si esos costes se someten a una revisión independiente y si los resultados serán publicados. Para los participantes del mercado, una verificación transparente ayudaría a separar los gastos reales de seguridad del sistema de los resultados de precios derivados de una competencia limitada.