En la Parte I de este artículo vimos que la hidroeléctrica española podía ser considerada como una gran batería, la cual se recarga intermitentemente con la lluvia con ciclos estacionales de frecuencia anual y modulación hiperanual.
Actualmente, la capacidad nominal de la batería hidroeléctrica española es de 18.588 GWh. y su potencia se mantiene en 17.095 MW.
Esta gran batería ha tenido una utilización anual en 2023 de 1.360 horas, pero de solo 964 horas en 2022. Esto se produjo pese a que se dejó que las reservas bajasen en septiembre a solo 4.855 GWh, lo que hizo que ciertos embalses quedasen prácticamente secos, generándose conflictos y opiniones extremas en ciertos sectores de la población.
En último término, se han desencadenado reacciones en contra de las empresas eléctricas, a las que se le han impuesto gravámenes especiales, que ahora se ha tratado de convertir en permanentes, a cuenta de los llamados “windfall profits”.
No, no es que las empresas históricamente lo estuviesen haciendo mal, todo lo contrario. Mirando los datos históricos y viendo cómo se mantienen las reservas a lo largo de los años pasados, se observa una buena aproximación a la media de la serie histórica. Es últimamente cuando se produce el problema.
A mi entender, esto sucede por la confluencia de dos novedades relacionadas con el cambio climático, como son: alteración de la pluviometría y fuerte penetración de tecnologías intermitentes en el sistema eléctrico.
Y es que como ya he dicho en este mismo foro, la economía de mercado necesita tutela cuando vienen curvas.
Por eso propuse: en la Parte I de esta serie, la creación de un Ente que gestionase las ofertas de lluvia embalsada con objeto de que estas cubriesen el hueco estacional dejado por el sistema eólico-solar. Y en la Parte II, que en los demás casos de falta de oferta flexible, dar mayor valor a la electricidad procedente de almacenamientos reversibles que a la citada de lluvia embalsada.
La situación se podría superar si los poderes públicos y las empresas aceptasen que es urgente y prioritario pactar una regulación que diese prioridad y precio en las subastas a aquellas ofertas provenientes de almacenamientos reversibles. De forma tal que:
• Las ofertas provenientes de estos, que no fuesen para cubrir huecos estacionales, cobrarían un precio equivalente al que hubiese resultado si no hubiesen entrado las ofertas de agua de lluvia embalsada.
• La cantidad del sobreprecio pagado sería abonado por estas últimas.
• El precio de mercado obtenido en las subastas no sería alterado.
Este mecanismo incentivaría a los concesionarios a actualizar los aprovechamientos haciendo reconversiones a bombeos mixtos.
Estos se obtendrían usando un vaso inferior o superior o, en su caso, conectando dos embalses relativamente cercanos si el diferencial de cotas es adecuado.
Esto sí, a cambio de ampliar el periodo concesional.
Pues si ahora se otorgasen las concesiones, por lógica, a muchas se les obligaría a la reversibilidad y quizás a instalar fotovoltaica para aprovechar la superficie del agua, la infraestructura eléctrica y reducir evaporación.
Actualmente, en el tema del almacenamiento, a los inversores no les salen las cuentas y están pidiendo ayudas. Al tiempo que almacenar el excedente de energía solar y eólica ahorraría 9.000 millones de euros al año en la UE, hágase la cuenta para el MIBEL.
Alargar el periodo concesional del conjunto puede ser una parte de la negociación. Por eso creo que es preferible reconducir la situación mediante el acuerdo.
Si han cambiado las condiciones contractuales de las concesiones ante el cambio de situación del mercado, reconvirtamos y repotenciemos estas instalaciones.
Esto, sin olvidar minimizar la estacionalidad del conjunto eólico-solar, guardando la debida proporción de potencia instalada de estas dos tecnologías en el sistema eléctrico.
