Los precios del mercado mayorista (al que acuden los generadores–vendedores de electricidad y los compradores) salen de una subasta en la que la tecnología que fija precio es la última, la que cuadra oferta (de megavatios hora) y demanda (de electricidad). ¿Y qué está ocurriendo? Pues que la hidráulica está especulando con el agua. Espera a que se caliente la subasta de cada día, que vaya subiendo el precio, mantiene tranquila cerrados sus grifos y, cuando estima que el gas a ofertarse como productor de esos últimos megavatios que hacen falta para cuadrar oferta y demanda… pues oferta un poquito por debajo del precio del gas y se lleva el megavatio al agua, un megavatio que produce a precio de agua y cobra a precio de gas. Es lo que algunos llaman coste de oportunidad y otros denominan especulación. Especulación con un bien básico de primera necesidad para la vida, con un público, el agua. Agua cuyo uso obedece además a una concesión del Estado.
Así, el mercado mayorista de la electricidad arroja precios (hasta 700 euros el megavatio hora) que no reflejan el verdadero coste, lo que verdaderamente cuesta generar un megavatio hora. ¿Y por qué sucede eso? Pues porque el legislador ha ideado un mercado con unas reglas que no reflejan esa diversidad de costes. Así, el mercado enriquece a unos pocos (los productores) y empobrece a todos los demás.
El legislador podría auditar la producción de electricidad para averiguar a cuánto produce cada tecnología sus megavatios hora. Y podría aplicarle a cada tecnología una rentabilidad razonable, para que los propietarios de las centrales, los accionistas y los inversores tuviesen claro que ese negocio es rentable y atractivo. Como se hizo en su momento (a mediados de la década pasada) con las energías renovables. Pero no lo ha hecho. Y está permitiendo que el gas, o sea, Vladimir, y Joe y los jeques árabes marquen el precio.
Bajo estas líneas, bombeos en tramitación, según el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. Solo se incluyen los proyectos para los que se ha presentado, al menos, la solicitud de autorización administrativa previa. Muchos promotores -informa el Ministerio- tienen intención de desarrollar proyectos, pero todavía no han comenzado la tramitación de la autorización de los mismos (la lista está actualizada a mayo de 2022).
Más de 17.000 megavatios
Según el operador del sistema eléctrico nacional, Red Eléctrica de España, ahora mismo hay en este país 17.098 megavatios de potencia hidráulica, y solo tres empresas (Iberdrola, Endesa y Naturgy) controlan el 96,2% de toda esa potencia. Iberdrola maneja el grifo de 9.715 megavatios (MW). Endesa, el de 4.793. Naturgy, 1.951 (en total, 16.459 megavatios hidro, el 96,2% de la potencia hidráulica nacional). Además, hay varios miles de megavatios de bombeos. E Iberdrola, Endesa y Naturgy vuelven a ser protagonistas. Iberdrola, por ejemplo, opera la mayor central de bombeo de Europa, La Muela II, en el río Júcar, en el término de Cortes de Pallás, Valencia. Es más, ahora mismo la compañía que preside José Ignacio Sánchez Galán está desarrollando el megaproyecto (hidráulica y bombeo) del Tâmega, en Portugal. Ah, además, Iberdrola, Endesa y Naturgy controlan 15.000 de los 26.000 megavatios de gas natural que hay instalados en España. O sea, que saben muy bien a qué precio puede ofertar el gas. Bueno, pues ya está la radiografía hecha.
Le llaman coste de oportunidad –cobrar a 700 euros un megavatio que produces a 70, ó a 7–, pero no es en realidad sino especulación. Las empresas que pueden, las que disponen de instalaciones de generación suficientes, especulan con un bien de primera necesidad, como es la electricidad, y obtienen así pingües beneficios. Y van a seguir haciéndolo, con o sin tope al precio del gas (tope provisional y con fecha de caducidad: mayo del 23). Siguen haciéndolo hoy en el norte de Europa (donde no hay excepción ibérica) y lo harán mañana, a partir de mayo del 23, al sur de Pirineos. Porque no se trata de ponerle un tope al gas y un parche por aquí y otro por allá. De lo que se trata es de establecer unas reglas de mercado que alumbren un precio razonable (rentabilidad razonable y no usurera) para lo que no es sino un bien básico de primera necesidad.
Los bombeos que están y los que vienen
Según el Ministerio para la Transición Ecólógica y el Reto Demográfico, ahora mismo hay en España concretamente 5.431 MW de potencia en bombeos hidráulicos y vienen de camino (están en tramitación) 2.485 MW más. Estamos hablando de proyectos para los que se ha presentado al menos la solicitud de autorización administrativa previa. En todo caso, y según fuentes del Ministerio, hay más iniciativas: “muchos promotores tienen intención de desarrollar proyectos, pero aún no han comenzado la tramitación de la autorización de los mismos”. En todo caso, con los 2.485 megas que ya han presentado la solicitud de autorización administrativa previa ya alcanzaríamos el objetivo 2030 que, en materia de bombeo, fija el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima: 8.000 MW. El negocio es rentable, a la vista está. Un bombeo es un almacén de agua con el que podemos generar justo cuando el precio es más elevado. Las grandes compañías lo saben y por eso lideran los proyectos más ambiciosos.
El mayor de todos ellos lleva la marca de Iberdrola y está llamado a ser clave de gestión el mercado ibérico de la electricidad. Se trata del complejo del Tâmega, que comprende tres embalses (Gouvães, Daivões y Alto Tâmega) y tres centrales hidroeléctricas con una potencia de 1.158 MW. El megacomplejo está siendo ejecutado a estas horas, en el río Tâmega, afluente del Duero, cerca de Oporto. Tras ocho años ininterrumpidos de obras, hace unos meses concluía la construcción de las plantas de Gouvães y Daivões. Tâmega será capaz de producir cada año –estima Iberdrola– 1.766 gigavatios hora (GWh), electricidad equivalente a la demanda de 440.000 hogares. Además –añaden desde la compañía–, esta gran infraestructura renovable tendrá capacidad de almacenamiento suficiente como para dar servicio “a dos millones de hogares portugueses durante un día entero”. En 2024, con la entrada en operación de Alto Tâmega, se completará la construcción de la instalación.
La gigabatería del Tâmega –así la llama Iberdrola– aportará 880 megavatios de capacidad de bombeo al sistema eléctrico portugués, lo que implicará un incremento superior al 30% respecto a los megavatios de bombeo de los que dispone hoy en día el país vecino. Iberdrola lo presenta así: las plantas de bombeo constituyen una salvaguarda para el sistema eléctrico, ya que permiten almacenar energía elevando el agua de un embalse inferior a otro ubicado a más altura. Esto hace que se pueda generar una gran cantidad de electricidad de forma rápida, dejando caer el agua desde el embalse superior y aprovechando esa caída para generar electricidad.
El modus operandi es, ya se sabe, el siguiente: la energía sobrante en períodos de bajo consumo (y bajo precio) se utiliza para bombear agua de un embalse inferior a otro superior. A continuación, cuando la electricidad es demandada por el mercado (y cuando la electricidad suele tener un precio mayor), el operador de la instalación abre el grifo del embalse superior para que el agua, en su caída, pase por las turbinas que generarán la electricidad. En el caso de la gigabatería del Tâmega se da la circunstancia de que a ese proyecto de Iberdrola el Banco Europeo de Inversiones (BEI), que es un banco de titularidad conjunta de los países de la Unión Europea, le ha concedido un préstamo en condiciones favorables por valor de 650 millones de euros. Iberdrola presume de ser líder en almacenamiento de energía, con una potencia de 4.500 MW instalados mediante tecnología de bombeo (sin contar todavía con esta instalación).
La pregunta es: ¿aprovechará Iberdrola mañana los grifos del Tâmega en clave de “coste de oportunidad”? El caso merece un ápice de reflexión, pues la empresa está aprovechando financiación pública y operará allí, como en cualquier instalación hidroeléctrica, con un bien así mismo público, el agua. Operará... ¿con qué objetivo? ¿Con el fin de prestar un servicio público que maneja un bien de primera necesidad? ¿O buscará el coste de oportunidad?
De momento ya sabemos qué tecnología es la que está fijando el precio de la mayoría de las horas en el mercado mayorista: la gran hidráulica; y ya sabemos cuánto cuesta generar hidroelectricidad (según la Comisión Nacional de Energía, menos de 10 euros el megavatio hora); y ya sabemos el precio al que está vendiéndose ese megavatio en el mercado mayorista: hasta 700 euros, el pasado 8 de marzo.
La apuesta hidro de Repsol
Otra súper compañía energética, Repsol, también está detrás de otro megaproyecto hidroeléctrico: la ampliación de Aguayo, una central cántabra que se encuentra en funcionamiento desde el año 1982. Repsol ya ha presentado la solicitud de “autorización administrativa previa” referida al “anteproyecto de ampliación de la central hidroeléctrica reversible de Aguayo – Aguayo II, de 993,72 megavatios en turbinación y 1.243,76 megavatios en bombeo”. La petrolera valora su proyecto, con el que estima generaría 2.000 GWh al año, en más de 630 millones de euros que supondría la adición de otros 1.000 MW de potencia a los ahora existentes.
El proyecto consiste en concreto en ampliar el existente aprovechamiento hidroeléctrico de la central de bombeo reversible de Aguayo entre los embalses de Mediajo (depósito superior) y Alsa (depósito inferior) mediante nuevas conducciones subterráneas de agua que unirán ambos depósitos y nuevos grupos de turbina–generador reversibles ubicados en una caverna construida al efecto. Según la documentación presentada por Repsol, esta central de generación estaría formada básicamente por (1) cuatro grupos de turbina generadora reversible tipo Francis de 253,5 MW de potencia nominal por unidad.
Por fin, el tercer gran proyecto de bombeo hidráulico hay que ir a buscarlo más allá de la península. Se llama Salto de Chira y aprovechará el desnivel existente entre un embalse superior (Chira) y uno, inferior (Soria). Cuando los parques eólicos y solares de la isla produzcan más energía que la propia isla pueda consumir en ese momento, esa electricidad será empleada para bombear agua desde Soria a Chira, agua que será posteriormente soltada para producir electricidad cuando no haya suficiente eólica o solar.
Chira y Soria
Salto de Chira es definido por el Gobierno de Canarias como “un proyecto público promovido por el Cabildo de Gran Canaria, a través del Consejo Insular de Aguas, propietario de las presas de Chira y Soria, aunque se trata de un proyecto estratégico en el que también intervienen el Gobierno de Canarias y el Gobierno de España”. La central será construida y operada en régimen de concesión administrativa por Red Eléctrica de España, empresa semipública, ya que un 20% de sus acciones pertenecen al Estado, que es el único accionista que supera el 3%.
La instalación funcionará así: una planta potabilizadora ubicada en Santa Águeda (Arguineguín) desalará agua del mar a pie de costa. Cuando las centrales solares y eólicas de Gran Canaria estén produciendo más energía de la que se está consumiendo, se utilizará ese excedente para bombear esa agua hasta el embalse de Chira en el que quedará almacenado. Cuando sea necesario, porque no hay suficiente viento o sol, se dejará caer esa agua hasta el embalse de Soria, agua que impulsará unas turbinas que generarán así energía también renovable. Además –informa el Gobierno de Canarias– en este proceso se generará un excedente de unos 700.000 metros cúbicos de agua que serán utilizados para impulsar la agricultura y la ganadería en la cumbre de Gran Canaria, para la reforestación, la lucha contra los incendios forestales y, en general, para frenar la desertización de la isla, uno de los principales problemas ambientales que afrontamos derivados del cambio climático.
La obra va a demandar una inversión de alrededor 400 millones de euros por parte del Estado y REE prevé que rebajará en 122 millones al año los sobrecostes de producir de energía en Canarias. Según el Anuario Energético de Canarias 2019, solo el 15% de la electricidad que usó la isla de Gran Canaria ese año salió de fuentes limpias, mientras que el 85% de esa electricidad fue producido con derivados del petróleo. REE prevé que Chira eleve ese 15 hasta el 51 en 2026, cuando estima comenzará a operar la nueva infraestructura.
En concreto, el proyecto contempla la construcción de una central hidroeléctrica de bombeo de 200 MW (que representa alrededor del 36% de la punta de demanda de Gran Canaria) y 3,2 GWh de almacenamiento, la estación desaladora y las obras marinas asociadas, así como las instalaciones necesarias para su conexión a la red de transporte.
Aguatenientes
Son, en fin, los bombeos que vienen. Almacenes de electricidad. Renovable. Y su gestión puede obedecer al interés general. O al interés del accionista “aguateniente”. Hace unos meses, en febrero, Unidas Podemos llevó al Congreso una proposición de ley (para impulsar una empresa de energía pública con la que gestionar las instalaciones de generación hidráulica cuyas concesiones fueran caducando). La proposición no pasó siquiera el primero de los filtros: su admisión a trámite. Y no lo hizo porque el PSOE se alineó en el “no” con toda la derecha parlamentaria: PP, Vox, Ciudadanos, PNV, el PDeCAT, UPN y Foro Asturias. A favor de la tramitación de la iniciativa votaron Esquerra Republicana, EH–Bildu, Más País– Equo, la CUP, Compromís, Teruel Existe y el BNG (Junts se abstuvo). La hidráulica de bombeo fijó el precio más alto del día más caro de la historia (el pasado 8 de marzo): 700 euros a las 20.00 horas. En 2021, el agua marcó el precio de casi el 60% de las horas del año.
• Contenido incluido en la edición de verano (julio-agosto) de Energías Renovables en papel (ER 213), que puedes descargar en PDF gratis aquí
