El mercado eléctrico en España, al igual que en el resto de los países europeos, funciona con un sistema marginalista en el que la última tecnología que consigue casar la oferta y la demanda para completar las necesidades energéticas en cada franja horaria es la que determina el precio al que se paga el megavatio hora (MWh) del resto de las tecnologías utilizadas en ese momento. Así, por ejemplo, la hora más cara en el mercado mayorista el pasado viernes fue la comprendida entre las 20.00 y las 21.00, con un precio de trescientos euros (300 euros por megavatio hora), y, según los datos de OMIE, fue la energía hidráulica la que marcó el precio con el que se retribuyó a todas las fuentes de generación utilizadas en esa franja, independientemente de que sus costes de generación sean inferiores (según la Comisión Nacional de Energía, generar un megavatio hora en una central hidroeléctrica amortizada costaba en 2008 tres euros; hacerlo en una central nuclear amortizada, 18. Parece lógico pensar que las hidroeléctricas amortizadas ese año lo están hoy más amortizadas aún. En el caso de la nuclear, las mayores exigencias en materia de seguridad pueden haber incrementado los costes, que, según fuentes del propio sector, podrían estar en el entorno de los 50 euros; ambas tecnologías están cobrando ahora a 200, 500 y hasta 700 euros el megavatio hora).
Repasando
Los precios del mercado mayorista (al que acuden generadores-vendedores de electricidad y compradores) salen de una subasta en la que la tecnología que fija precio es la última, la que cuadra oferta y demanda. El precio que fija no es el precio al que cobrará su megavatio singular (el que cuadra oferta y demanda), sino que ese precio va a arrastrar (al alza siempre) a todos los demás. ¿Y qué está ocurriendo estos días? ¿Qué lleva ocurriendo desde que comenzase el rallye de precios a mediados del año pasado? Pues lo que está ocurriendo -como apuntábamos- es que el precio lo fija la hidráulica (y no el gas de los ciclos combinados).
La hidráulica estima a cuánto puede generar el gas, oferta algo por debajo, y así gana ese último megavatio (el que cuadra la oferta con la demanda) y cobra a precio de gas lo que está generando a precio de agua. (No te pierdas esta pieza, donde explicamos cómo funciona esa subasta y qué empresas son las propietarias de las centrales hidroeléctricas y de las centrales de ciclo combinado que queman gas para generar electricidad).
Así, el mercado mayorista de la electricidad arroja precios (hasta 544 euros el megavatio hora) que no reflejan el coste de producción de la electricidad. El problema es que ese precio se le aplica a todas las tecnologías (hidráulica, nuclear, residuos), tecnologías que generan megavatios hora a un coste mucho menor que el gas (pero que serán retribuidas como si estuviesen quemando gas) y que pagará el consumidor como si de gas se tratase.
¿Por qué? 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.
Tras muchos meses de fuerte resistencia, el debate en el seno de la Comisión Europea se centra ahora por fin en cómo atajar el impacto en los mercados eléctricos del aumento del precio del gas.
Desde 2019
Según los datos obtenidos de OMIE, la energía hidráulica, al compás de los precios del gas, fijó la retribución de las tecnologías de generación eléctrica en el 41,4% del total de las horas en el mercado mayorista entre 2019 y hasta el 24 de marzo de este año, frente al 19% en el que lo hicieron los ciclos combinados y el 25% de las renovables.
Asimismo, en 2021, el año con el precio medio del pool (mercado mayorista) más caro de la historia hasta el momento con 111,93 euros/MWh, el agua marcó la retribución del megavatio en el 58,7% de las ocasiones (50,99% hidráulica; 7,98% hidráulica de bombeo), mientras que el ciclo combinado lo hizo en el 14,5% de las franjas horarias.
Producción
El año pasado, las centrales de ciclo combinado (que queman gas para generar electricidad) produjeron solo el 17% de la demanda eléctrica de España. La hidráulica, el 11,4%. La nuclear, que produce un megavatio hora a unos 50 euros, el 20,8%. La eólica, el 23,3.
En el segundo día más caro de la historia, que tuvo lugar el pasado 9 de marzo, en la hora más cara (entre las 19.00 y las 20.00) el MWh se pagó a 605 euros y fue la hidráulica la tecnología que marcó la retribución en esa franja.
Hoy, la hora más cara del día sonará a las 21.00. ¿Precio? 288,86 euros el megavatio hora. ¿Tecnología que ha fijado el precio? La hidráulica, que genera (en centrales amortizadas), según la Comisión Nacional de Energía, a razón de tres euros el megavatio hora.
Según el operador del sistema eléctrico nacional, Red Eléctrica de España, en España hay ahora mismo 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 Portugal. 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.
* Precios y Costes de la Generación de Electricidad, Comisión Nacional de Energía (página 11)
