Red Eléctrica (REE) tiene registrados a día de hoy 17.096 megavatios de potencia "hidráulica" en España. Iberdrola controla 10.000 megas; Endesa, 4.746; Naturgy, 2.062 MW. O sea, que tres empresas manejan los grifos de prácticamente el 100% del parque hidroeléctrico nacional. Además, REE cuenta a día de hoy 3.331 megavatios de "turbinación bombeo", la inmensa mayoría de los cuales pertenecen a las mismas empresas. Iberdrola por ejemplo presume de La Muela, "el complejo de energía hidroeléctrica más grande de Europa", que tiene una potencia de turbinación de 1.762 MW y 1.293 MW de bombeo (por bombeo se entiende aquella instalación que cuenta con dos depósitos de agua, a diferente altura; dos depósitos entre los que la Iberdrola, Endesa o eléctrica de turno circula el agua: bombeamos el agua al depósito de arriba cuando la electricidad es barata y soltamos desde allí -turbinamos- cuando la electricidad es más cara.
[Bajo estas líneas, a la derecha, tabla con las tecnologías que han fijado el precio del megavatio hora en el mercado diario mayorista nacional de electricidad. Como se aprecia en la imagen, el agua fija precio prácticamente siempre en las horas más caras de cada día, entre las ocho y las diez-doce de la noche (Fuente: OMIE). Las siglas corresponden a Hidráulica (HI), centrales Térmicas de Ciclo Combinado (TCC), Generación hidráulica de Bombeo (BG), y Renovables, Cogeneración y Residuos (RE). En las horas nocturnas en las que marcan precio las tecnologías RE, pocas veces son las Renovables las que lo fijan, lo habitual es que lo marque la Cogeneración, que también emplea gas para producir electricidad].
En línea con lo registrado el año pasado
La hidráulica (y no los ciclos combinados, como muchos creen) ha sido en el año 23 la tecnología que más horas ha fijado el precio de la electricidad en el mercado diario mayorista. Lo ha hecho (el agua, y no el gas) en el 34,5% de las horas. Las centrales de Ciclo Combinado, que queman gas natural para producir electricidad, han marcado el precio del 15,5% de las horas en 2023 (todos los datos son de OMIE, el operador del mercado ibérico de electricidad). O sea, que el agua (gran hidráulica, mini hidráulica y bombeo) ha fijado precio en 2023 en más del doble de ocasiones que el gas. El fenómeno (llámese coste de oportunidad, llámese especulación) se ha extremado en estos últimos meses. En los 18 días de octubre que llevamos, por ejemplo, el agua ha fijado precio en 214 de las 432 horas del mes. Las horas punta, las horas en las que el megavatio hora vendido en el mercado mayorista es más caro, son por sistema las ocho, las nueve, las diez de la noche (20.00, 21.00 y 22.00 horas). Pues bien, la hidráulica ha fijado precio en 40 de esas 54 horas de este mes de octubre.
¿Ejemplos? Producimos a 8, 10, 15 euros el megavatio hora hidroeléctrico y vendemos a
173,81 euros el megavatio hora de las nueve de la noche (21.00 horas) del día 1 de octubre.
146,41 euros a las diez de la noche (22.00 horas) del día 4.
129,22 euros a las ocho (20.00 horas) del día 10.
119,93 euros a las nueve de la noche (21.00 horas) del día 12 de octubre.
161,89 euros el megavatio hora a las ocho (20.00 horas) del día 14.
¿Rentabilidad? ¿800%? ¿700? ¿1.000%?
La hidráulica también fija precio por las mañanas. El pico matutino de demanda sucede a las ocho, a las nueve de la mañana, cuando buena parte de la población se está preparando en casa para salir rumbo a sus puestos de trabajo o centros de estudio. Es entonces cuando más demanda hay, y es entonces cuando la electricidad matutina es más cara. El día 11 de octubre, por ejemplo, el precio del megavatio hora en el mercado mayorista superó la cota de los 155 euros a las nueve de la mañana (09.00 horas), y la tecnología que fijó ese precio volvió a ser la hidráulica, que, aunque produce a menos de 20 euros cada megavatio (entre 3 y 15, según diversas fuentes), coloca esos megavatios hora en el mercado a más de cien.
El negocio está atado y bien atado
Las compañías eléctricas que pueden acumular en depósitos sus fuentes de energía (como el agua en un embalse o el gas en un tanque) esperan hasta que la demanda no puede ser atendida por electricidad renovable (por ejemplo, esperan hasta que se oculta el sol cada tarde) y, en ese momento, entran en el mercado y fijan precio. Cuando lo hace el gas, el margen de beneficio puede ser "razonablemente ajustado". Generar hoy un megavatio hora en una central de ciclo combinado puede costar en el entorno de los 100 euros. El gas ha fijado precio solo en 19 de las 432 horas de lo que llevamos de octubre. ¿Por ejemplo? 109,56 euros ayer a las ocho de la tarde o 128,9 euros a las diez de la noche del pasado día 14.
¿Qué ocurre? Pues ocurre que los propietarios de las hidroeléctricas son los mismos que los propietarios de los ciclos combinados. Actualmente hay en el país 26.250 megavatios de potencia en Ciclos Combinados, tecnología con idénticos protagonistas a los arriba identificados: Naturgy (que cuenta con 7.400 megas de potencia CC); Iberdrola, 5.700; y Endesa, que es la tercera con más potencia instalada, 5.445 MW.
"Si mi ciclo me va a costar 90 y yo oferto 95, y solo voy a ganar cinco, y sé que mi hidráulica me va a costar 15, entre mantenimiento, operaciones y demás, oferto hidráulica a 90 y en vez de ganar 5...". Se lo contaba a este periodista una profesional del mercado eléctrico. Y eso es lo que está (lleva ya mucho tiempo) ocurriendo.
Según el estudio Precios y Costes de la Generación de la Electricidad (Comisión Nacional de Energía, 2008), generar entonces (en 2008) un megavatio hora hidroeléctrico en una central amortizada costaba 3 euros. Hoy, aunque esas centrales están 13 años más amortizadas (y aunque a las centrales amortizadas de entonces se habrán sumado otras que entonces aún no lo estaban), la gran hidráulica está cobrando la electricidad a 146,41 euros el megavatio hora, o a 173,81 o a 161,89. El operador del sistema prevé que hoy, a las 21.00 horas, hora de máximo precio diario (más de 103 euros el megavatio hora), la hidráulica produzca 11.537 megavatios hora. Electricidad (cuyo coste de generación es extraordinariamente bajo) que alcanza un precio extraordinariamente alto.
A esa hora, además, la principal fuente de electricidad en el sistema será la hidráulica.
¿Cómo se traduce el precio del mercado mayorista en la tarifa?
Los precios de la electricidad en el mercado mayorista se trasladan de manera directa (en un 75%) a la factura de aquellos usuarios cuyos contratos de suministro de electricidad están indexados al mercado mayorista (por ejemplo, aquellos que tienen contratado el denominado Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor, PVPC, que es el precio regulado por el Gobierno). El otro 25% del precio toma como referencia los mercado de futuros. La proporción de vinculación con el precio del pool se irá reduciendo progresivamente, para incorporar las referencias de los mercados de futuros, de modo que éstos representen el 25% en 2024, el 40% en 2025 y el 55% a partir de 2026.
En la actualidad -y según Red Eléctrica de España-, se calcula que existen en España cerca de 29 millones de consumidores domésticos (el 94% del total de los contratos de suministro eléctrico), de los que 8,5 millones (dato Gobierno de España) están acogidos al PVPC.
Los vaivenes del precio de la electricidad en el mercado mayorista en todo caso van más allá del PVPC, pues los demás consumidores también podrían verse arrastrados por el viento de cola de esos precios a medio plazo, conforme vayan expirando sus contratos de suministro. Y se verán afectados previsiblemente a medio plazo porque se supone que las comercializadoras, conforme vayan caducando los contratos que tienen esos clientes, ajustarán sus precios minoristas en función de la evolución de los mayoristas.
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Hay tener un poco de vista y pensar las consecuencias de lo que se está proponiendo en el artículo. Pongamos que se les auditan costes y se les obliga a ofertar a ese precio ok. ¿Qué consecuencias podría tener esto? De acuerdo, muchas horas vamos a bajar el precio de la electricidad mayorista, bien a priori. ¿Qué pasará inmediatamente? que vamos a estar turbinando agua todo el tiempo mientras haya reserva. ¿Podemos funcionar así largos periodos? evidentemente no este no es un país tropical. A los pocos meses de fiesta de electricidad barata, empezaremos a hablar de sequía, racionamiento de agua para agricultura, ganadería e industria, y por supuesto a todas horas el precio a precio de ciclo combinado (la hidroeléctrica dejaría de poder "comerse picos de precio"). // Por otro lado incluso si toda la potencia hidraulica no fuese propiedad de "las grandes eléctricas" en este escenario ¿Qué puede hacer esta empresa para mejorar sus resultados? Sabiendo que la única alternativa en la subasta es el gas, lo que sabe que debe hacer es ofertar el MWh al coste de su competencia (ahora el carbón no existe) Coste de MWh del CC: precio del gas + precio de las emisiones de CO2. Si oferto esto menos 1 céntimo, entro en la subasta y maximizo mi beneficio, por lo que el precio vuelve a ser el del CC(-0.01€/MWh) // El sistema de subasta garantiza que los recursos se racionalizan y que tecnologías nuevas más baratas consiguen se desarrollan buscando llevarse ese diferencial frente al precio del CC. // Disculpas por el tocho de texto
