A la gran hidráulica le cuesta producir un megavatio hora solo tres euros, pero hoy lo va a cobrar a una media de 152,31 euros, pues ese es el precio que ha salido de la subasta que ha tenido lugar esta mañana en el mercado mayorista. La electricidad más barata, la que producen las centrales hidroeléctricas, hiperamortizadas (algunas llevan funcionando más de cien años), la que generan con un recurso público como es el agua (cuyo uso está sujeto a concesión administrativa) es la que ha fijado el precio de las cinco horas más caras del día de hoy, que ha resultado ser el día más caro de toda la historia. ¿El techo? A las nueve de la mañana. A esa hora, la generación hidráulica le ha puesto a la luz un precio top top: 159,31 euros (precio top que comparte con las 21.00 horas, que también nos va a salir por 159,31 euros).
Según Red Eléctrica de España, que es el operador del sistema eléctrico, actualmente hay en el país 17.098 megavatios de potencia hidráulica. Pues bien, 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 3.331 MW 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 el norte de Portugal.
A ese proyecto de Iberdrola, por cierto, 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. Tâmega constará de tres nuevas presas y centrales hidroeléctricas, incluida una central de bombeo. Iberdrola calcula que esta iniciativa precisará "una inversión aproximada de 1.500 millones de euros", por lo que el préstamo que le ha concedido el BEI equivale a casi el 45% de la inversión total. Las nuevas infraestructuras tendrán una potencia total de 1.158 megavatios (MW) y entrarán en funcionamiento en 2023. Están siendo financiadas con dinero público y aprovecharán un recurso público sujeto a concesión, el agua.
¿Marcará nuevos máximos en el futuro el bombeo del Tâmega?
De momento hoy la generación mediante bombeo hidráulico ha marcado el precio como nunca en el verano: hasta seis horas. En total, 15 de las 24 horas de mañana llevan la marca del agua: hidráulica convencional o generación por bombeo (bombeamos agua hacia el embalse de arriba, desde el embalse de abajo, cuando el precio de la luz es menor y, cuando el precio es elevado, dejamos caer el agua del embalse de arriba y producimos electricidad que nos pagarán a precio de oro). [Abajo, los cuatro días más caros de la historia de la electricidad en España; en detalle, las diez horas más caras, todas marcadas por la hidráulica].
Es lo que tiene el poder almacenar la electricidad, que uno puede venderla cuando su precio es más atractivo (atractivo para el que vende). ¿Y que está ocurriendo estas semanas? Pues que la hidráulica está haciendo caja, aprovechando la subida del precio del gas y, sobre todo, las reglas obsoletas de un mercado que parece más diseñado para premiar la especulación que para atender la demanda de un bien de primera necesidad, como es la energía eléctrica.
La demanda en este mes de septiembre, en todo caso, está por debajo de la demanda registrada en 2019 (último año homologable), por lo que los analistas en esta ocasión no van a poder echar mano de la consabida ola de calor (más calor, más aires acondicionados, más demanda, sube el precio) para justificar el disparo del precio de la luz. Y no podrán echar mano de la ola porque en este caso la única ola es el tsunami de beneficios que va a cosechar la gran hidráulica de coste 3 (véase el informe Precios y Costes de la Generación de Electricidad, Comisión Nacional de Energía).
Otros argumentos
La tonelada de CO2 cotiza hoy a 62,39 euros. En septiembre de 2020 estaba a 27,81. En septiembre de 2019, a 25,75. Las centrales generadoras que producen electricidad con combustibles fósiles (carbón, diésel, gas natural) emiten CO2 en ese proceso de producción. Ese CO2 tiene un precio (por tonelada) que deben satisfacer. Las centrales hidroeléctricas, la eólica, la fotovoltaica o la nuclear no lo emite, por lo que se ahorra ese coste.
El gas también ha subido de precio. Y el gas es la materia prima que emplean las centrales térmicas de ciclo combinado para generar electricidad. Hoy está a 56,75 euros el megavatio hora. Hace un año, a 11,41. ¿Explica ese dato -su precio se ha quintuplicado- la subida del precio de la luz? El gas no va a producir ni el 25% de la electricidad de hoy. O al revés, más del 75% de la energía eléctrica contratada hoy saldrá de centrales nucleares, hidroeléctricas, termosolares, de biomasa, etcétera, etcétera.
En agosto de 2021, el mes pasado, el gas de los ciclos combinados solo ha producido 4.076 gigavatios hora. En agosto del año pasado produjo más: 5.529, y eso que estábamos en lo peor de la pandemia. Pero es que, un año antes, en agosto de 2019, de los ciclos combinados que queman gas natural para producir electricidad salieron 7.389 gigavatios hora, un 80% más que este año. Del total de la electricidad generada entonces, el gas supuso un 32%. Este año, en agosto el gas solo ha generado el 18% de toda la electricidad.
¿Justifica la subida del precio del gas la escalada del precio de la electricidad cuando el gas pesa lo que pesa en el mix eléctrico?
Ya lo hemos contado en alguna ocasión, pero quizá conviene recordarlo
Si en la cesta de la compra incluimos tres productos (pan, leche y manzanas), que nos cuestan a razón de 100 euros cada uno (100 euros el pan, 100 la leche y 100 las manzanas), pagaremos 300 euros en total. Si resulta que al día siguiente uno de esos productos (la leche, por ejemplo) sube de precio un 100% y empieza a costarnos 200 euros, pagaremos 400 euros en total: 100 por el pan, 100 por las manzanas y 200 por la leche. En conjunto, habremos pagado un 33% más que el día anterior.
En el caso de la electricidad no sucede eso. En el caso de la electricidad, sube una de las fuentes de energía eléctrica (el gas) y por eso -señalan algunos analistas- sube la electricidad toda, que triplica precio en un año. Es como si al subir un 100% la leche, debiera subir (fuera "lógica") una subida del 100% del precio de la cesta toda, y si ayer la cesta toda costaba 300, hoy debiera costar 600 (y no 400, que es lo que nos costaría si atendemos solo al incremento del precio de uno de los productos, la leche).
Otros analistas consideran que el responsable de la subida brutal del precio de la luz es el mecanismo de conformación de precio que el legislador ha ideado para el mercado de la electricidad. El legislador ha establecido unas reglas del juego según las cuales hay una subasta (se subasta la cantidad de megavatios hora que se estima va a necesitar el país para funcionar ese día), y en esa subasta las tecnologías van ofertándose, y cuando casan la oferta y la demanda, el precio del último megavatio hora es el precio que deben cobrar todos los megavatios hora.
Al pagarlo todo al coste de la leche (o del gas), la cesta toda (o la factura de la luz) sube su precio de manera desorbitada. "Es el disparatado diseño del mercado eléctrico, que conduce inevitablemente a que paguemos 100 por lo que cuesta 1", ha dejado escrito el profesor Jorge Fabra en este imprescindible hilo de Twitter. En él, el economista, expresidente de Red Eléctrica de España, viene a postular que las fuentes de electricidad, aunque todas generen lo mismo (electricidad), prestan servicios muy distintos y que no tiene sentido pagar todos esos servicios por igual.
Sobre cómo funciona el mercado mayorista
Ya lo hemos contado en más de una ocasión estos días, pero quizá conviene repetirlo aquí, siquiera sea grosso modo. El operador del sistema eléctrico nacional -Red Eléctrica de España- prevé una demanda dada para cada día. Por ejemplo, mañana necesitaremos 100 megavatios hora cada hora del día (es solo un ejemplo). A continuación se celebra una subasta en la que pujan todas las tecnologías (nuclear, eólica, fotovoltaica, termosolar, gas) con el fin de ofertar su electricidad y venderla.
Imaginemos -hipótesis de trabajo- que la demanda estimada (la electricidad que va a necesitar el país) es 100, por ejemplo. Pues bien, la nuclear y las renovables pujan en la subasta que se celebra en ese mercado (coloquialmente conocido como pool) a cero. ¿Por qué a cero? Pues porque las renovables tienen que vender lo que producen cuando lo producen (no se puede almacenar el viento) y porque a la nuclear, dadas sus características técnicas, le resulta más barato operar en modo fijo, y no andar parando y arrancando, parando y arrancando, parando y arrancando en función de la demanda. Así las cosas -y dicho sea grosso modo-, nuclear y renovables (entendidas estas por fotovoltaica y eólica) pujan siempre a cero euros (0€) para que siempre entre en el mercado la electricidad que producen, o sea, para vender toda la electricidad que generan.
Si entre todas ellas (nuclear y renovables) no suman 100 (suman 90, por ejemplo), entran a continuación otras tecnologías, tecnologías que empleen una fuente de energía que pueda almacenarse (residuos que podemos almacenar en vertederos, agua que podemos almacenar en pantanos, gas que podemos almacenar en tanques). Todas esas fuentes de energía pueden esperar a que la subasta vaya calentándose, vaya encareciéndose, para entrar en el último minuto (a diferencia de lo que ocurre con la eólica y la fotovoltaica -no almacenables- o la nuclear -condicionada técnico/económicamente-, como se ha dicho).
¿Y qué está ocurriendo?
Pues que el gas y el CO2 se han encarecido en los mercados internacionales. Y las centrales térmicas de ciclo combinado que queman gas natural para producir electricidad tienen que vender su electricidad más cara para cubrir costes y obtener su margen de beneficio. Eso está encareciendo la electricidad. Sí. Y el agua, que también es una fuente de energía almacenable, está aprovechando la coyuntura.
El planteamiento, como contábamos hace unos días, es el siguiente: la hidráulica estima “a cuánto puede ofertar el gas para cubrir costes y obtener un margen de beneficio” y, una vez hecha esa estimación, los operadores de las centrales hidroeléctricas (Iberdrola, Endesa y Naturgy) ofertan en la subasta un ápice por debajo de lo que puede ofertar el gas y se adjudican el megavatio.
Por ejemplo, la hidráulica estima que el gas (habida cuenta de lo que ha subido su precio en los mercados internacionales) podría ofertar a 153 euros el megavatio hora. Pues bien, los operadores de las centrales hidroeléctricas van y dicen: pues yo puedo generar ese megavatio hora a 152 euros… y se lo adjudican.
Y lo hace porque puede. Porque la hidráulica puede mantener el grifo cerrado y no soltar el agua que mueve la turbina hasta que el precio de la subasta sea lo suficientemente atractivo, o elevado. Es lo que algunos llaman coste de oportunidad y otros denominan especulación. Especulación con un bien público, el agua. Agua cuyo uso obedece además a una concesión del Estado.
Hasta aquí, los actores; ahora, el escenario: el mercado marginalista
El legislador ha ideado un mercado eléctrico, y ha establecido unas reglas determinadas, según las cuales el precio 152 que cierra la subasta de hoy, el precio último, el precio que casa la demanda con la oferta (el precio del megavatio 100, si se me permite), el precio del megavatio de gas último, es el precio que cobrarán todos los megavatios, los 99 megavatios anteriores. Todos, todos, todos los megavatios van a cobrar a razón de 152 €. ¿Resultado? Como bien apuntan por ahí algunos analistas, estamos pagando sardinas a precio de caviar.
¿Otro resultado? Todos los generadores están contentos (unos más que otros, pero todos contentos): el gas (porque repercute en ese precio sus costes crecientes: combustible y CO2), las renovables (las que participan en ese mercado, porque hay muchas renovables que tienen un precio previo tasado y no participan ahí) y, por fin, la nuclear (que produce aproximadamente el 20% de la electricidad que usa cada año este país) y la gran hidráulica (que produce aproximadamente el 15%).
¿Por qué le interesa a Iberdrola por ejemplo (o a Endesa, o a Naturgy) vender más megavatios de hidráulica que de gas? Pues porque el margen de beneficio es mucho mayor. 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 esas centrales están 13 años más amortizadas, la gran hidráulica está generando probablemente a menos de 3 euros el megavatio en muchos casos y, sin embargo, está cobrando, por obra y gracia de un legislador que ha elegido unas ciertas reglas del juego, a razón de 152,31 euros, un precio que fija precisamente ella, la hidráulica, en el mercado.
Según Red Eléctrica de España, que es el operador del sistema eléctrico nacional, actualmente hay en el país -decíamos al principio- 17.098 megavatios de potencia hidráulica. Iberdrola controla 9.715. Endesa, 4.793. Naturgy, 1.951. O sea, que tres empresas manejan los grifos de 16.459 megavatios hidro, el 96,2% del total. Pues bien, 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.
Sobre el precio de la luz, escribimos en la edición de este mes de Energías Renovables (la revista de papel)
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