Las naciones más ricas de Occidente hemos convenido en que la libertad de mercado nos ha llevado a ello. Para algunos esto se ha convertido en un dogma de obligado cumplimiento. El libre mercado se basa en la paradoja por la cual la concurrencia de múltiples productos ofertados por agentes a los que les mueve su beneficio particular, conduce de manera natural al abaratamiento de los precios. Esto lógicamente resulta provechoso para el conjunto de la sociedad.
Pero para que esto resulte así, es necesario que se cumplan sus leyes, haya seguridad jurídica y se respeten las regulaciones del sector. En el energético las últimas suelen ser de tipo medioambiental, ecológico o social.
Sin embargo, con la rápida evolución de dicho sector por la obligada transición hacia las renovables, ciertos términos de las concesiones administrativas, acordados en el pasado para la explotación del agua embalsada, no son idóneos para la actual situación del mercado eléctrico. Se presenta así un conflicto entre las necesidades de este y la seguridad jurídica que ampara a los concesionarios que hicieron las inversiones.
Esto está sucediendo con las concesiones otorgadas a las hidráulicas de embalse, que en gran medida fueron realizadas entre los años 50 y 60 del siglo pasado, cuando el tema del calentamiento global no estaba planteado y cuyo periodo de concesión se estableció en 99 años. E incluso a las concedidas a partir de 1985 otorgadas por 75 años, cuando este era un tema aún desconocido más allá del ámbito académico.
Tan ignorado era que, en estas últimas fechas, se pusieron en marcha los grandes grupos de carbón y fuel oil, que además de cubrir la demanda configuraban un sistema eléctrico gestionable. Entonces la hidráulica de embalse se usaba preferentemente para cubrir la estacionalidad de la lluvia y para el control frecuencia-potencia. La llegada de los ciclos combinados a gas hizo al parque eléctrico más gestionable aún.
La resolución de la UE de descarbonizar la economía restringiendo el uso de energías fósiles ha cambiado la situación. Pues ocurre que las principales sustitutas de las fósiles, como son la eólica y la solar, son intermitentes y no gestionables. Por lo que para la gestión de la oferta solo han quedado el gas natural y la hidráulica de embalse como energías primarias en la producción de electricidad. Las cuales se reparten las más jugosas franjas horarias del mercado.
Al gas natural se le terminará expulsando con el recargo a sus emisiones de CO2. Pero las hidráulicas de embalse, a coste cero de su materia prima y más que amortizadas, están taponando la entrada de inversiones en almacenamientos reversibles; los cuales, además, soportan el sobrecoste de perder entre el 20% y el 70% de electricidad en el proceso. Esto entorpece el comprometido crecimiento de las renovables, cuyos inversores están necesitando mayor demanda y reversibilidad. Siendo que la hidráulica de embalse resta con su oferta de la primera en los momentos caros y al no ser reversible no aporta demanda para evitar vertidos.
El fondo de mi propuesta consiste en distinguir el mayor valor que tienen para el sistema los almacenamientos reversibles que aquellos que no lo son. Esto se haría dando mayor prioridad y precio a las ofertas provenientes de bombeos o baterías. En la Parte I propuse la creación de un Ente que gestionase las ofertas de la hidráulica de embalse para no interferir con los almacenamientos reversibles.
Para salvaguardar la seguridad jurídica, esto se tiene que negociar con los actuales concesionarios. Pero quizás esto se pueda obviar acordando con estos una novación de los términos de sus actuales concesiones. Donde estos aceptasen usar el agua de lluvia prioritariamente para cubrir estacionalidades a cambio de extender el periodo concesional. Esto bajo la obligación de reconvertir sus actuales centrales en bombeos mixtos.
(En la Parte III explicaré el mecanismo para hacer esto)
