La hidráulica marca el precio de la luz en casi el 60% de las horas desde el inicio de la crisis energética

Los ciclos combinados no son los únicos responsables de la brutal escalada de la luz en los últimos meses. El encarecimiento del gas natural y de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO₂) han llevado también a las centrales hidroeléctricas a ofertar energía a niveles inéditos y a fijar el precio de la luz en el mercado mayorista en una amplísima mayoría de las horas transcurridas desde el pasado 1 de agosto. Desde esa fecha, la electricidad ha cotizado por encima de los 100 euros por megavatio hora (MWh) de manera recurrente: solo ha bajado de esa cota una decena de días.

Del análisis agregado de los datos del Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE) desde el verano se desprende que la hidráulica —una tecnología barata, con centrales en operación desde hace décadas— ha marcado el precio final de la luz en casi seis de cada diez franjas horarias de ese periodo, frente a las dos de cada diez de la eólica y de los ciclos combinados (que queman gas natural). Los saltos de agua fijan su precio en función del coste de oportunidad: antes de ofertar, observan a qué precio están ofertando las centrales de gas y actúan en consecuencia, ofreciendo un precio ligerísimamente por debajo. En un sistema marginalista de fijación de precios como el español, la tecnología que aporta el último MWh al mercado —el más caro— es el que marca la retribución de toda la electricidad ofertada en cada tramo horario.

“Es uno de los grandes escándalos en el sector desde hace años. Son dos las empresas que controlan la hidráulica, y en algunas partes del año solo una. Los embalses que tienen capacidad de gestión son muy pocos y ofertan a coste de oportunidad, como si fuera un bien en competencia. No hay ninguna regulación sobre esto, y es un escándalo monumental”, critica Jorge Morales de Labra, experto en temas energéticos y director de la comercializadora Próxima Energía. “Son centrales amortizadas, que en algunos casos tienen más de 100 años. La única solución es que la CNMC [Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el regulador] tome medidas para evitar que se ejerza esa posición de dominio”.

Según un estudio publicado en 2015 por la consultora Ecofys y la Comisión Europea, el coste medio por MWh de la energía hidráulica en España rondaba entonces los 50 euros. Ahora, fuentes de Endesa elevan esa cifra hasta los 60,2 euros, de los que 21,7 son impuestos, 18,8 son costes fijos e inversiones recurrentes, 15 costes del capital (”mayoritariamente amortizaciones”) y poco más de cuatro, costes variables. Con esos valores en la mano, a los actuales precios de mercado (en diciembre y enero rondan los 200 euros) el margen sería de hasta cuatro veces. Iberdrola y, en menor medida, Endesa son las mayores operadoras hidroeléctricas, de acuerdo con los registros del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Esa amplísima diferencia entre el coste de producción y la retribución que fija el mercado mayorista abrió el pasado verano la caja de los truenos en el Gobierno de coalición. Mientras que Unidas Podemos apostaba —y apuesta— por limitar por decreto el precio que pueden recibir las centrales hidroeléctricas y nucleares —ambas con costes y capacidad de generación muy estables, nada que ver con la volatilidad de las centrales de ciclo combinado o con la intermitencia de las renovables—, la parte socialista, liderada por la vicepresidenta Teresa Ribera, reconocía la “obviedad”: que “algunas eléctricas” están obteniendo “ganancias excesivas”, pero se ha negado a cualquier medida que vaya “contra el derecho comunitario”.

Alternativas

“No es ninguna novedad: el sistema lo permite y las eléctricas lo utilizan. Lo que pasa es que ahora marcar precio es con tres dígitos y antes era solo con dos, y eso hace que aumenten sus ganancias”, apunta José Luis Sancha, profesor de la Universidad de Comillas y autor del libro Presume de entender (a fondo) las facturas de la luz y el gas. “Con precios por encima de 200 euros por MWh, las rentas que están consiguiendo son muy elevadas; en el pasado, han ganado mucho menos o incluso han perdido, pero ahora mismo evidentemente están consiguiendo unos beneficios muy altos”, constata Pedro Linares, director de la Cátedra BP de Energía y Sostenibilidad. “El tema es que estas concesiones están, básicamente, en manos de dos o tres empresas y marcan el precio para otras tecnologías que tienen también en cartera. Si los precios del gas no bajan, los de la hidráulica tampoco van a bajar y esto va a tener continuidad”, profundiza Juan Antonio Martínez, del Grupo ASE, uno de los mayores agregadores energéticos de España.

¿Cómo hacer, entonces, para corregir esta tendencia? “Hay varias maneras: ahora mismo, la única posible, aunque sujeta a la aprobación de Europa, sería hacer contratos por diferencias en los que se acuerde con el regulador una remuneración media, como en las subastas de renovables. Cuando vayan terminando las concesiones, se podría o bien subastarlas, de forma que el Estado se quede con una parte de la renta, o bien mantenerlas como propiedad del Estado, y contratar su operación con algún agente privado, tanto empresas generadoras o REE [Red Eléctrica de España, de titularidad público-privada]“, afirma Linares.

“Que haya más competencia, también en el hueco hidrotérmico, y más transparencia en la fijación de precios. Que haya menos empresas verticalmente integradas y más comercializadoras independientes. Y que la generación que es tan competitiva en España llegue al consumidor final y no se quede atrapada en intereses monopolistas: las renovables han reducido mucho las barreras de entrada, pero hace falta más”, enumera Martínez, de ASE. “El problema no es el sistema marginalista de fijación de precios, sino la transparencia, y que se pueda romper la relación que existe entre generación y comercialización”, cierra. “Lo ideal sería que un generador no tuviese comercialización y que tuviese que vender toda su energía en contratos de futuros o en el mercado diario: rebajaría los precios”.

Mayoritariamente vendida a precio fijo

Un portavoz de Iberdrola consultado por este diario apostilla que “si la generación hidroeléctrica se pusiese más barata que el gas, se despacharía antes y en pocos días se vaciarían los embalses, poniendo en riesgo el suministro en los momentos que falte generación renovable”. Y niega que estas instalaciones estén amortizadas, a pesar de contar con varias décadas a sus espaldas: son dice, 4.000 millones de euros los que aún están pendientes de amortizar en su caso. “Es engañoso comparar los costes de las instalaciones con los precios del mercado diario”, argumenta, por su parte, Juan José Alba, director de Regulación de Endesa, que cifra en 820 millones las amortizaciones pendientes.

Ambas eléctricas apostillan, además, que la mayoría de la energía generada por los saltos de agua “no cobra el precio de mercado [mayorista], dado que está vendida a clientes finales” a un precio fijo. “Solamente se venden a mercado los excedentes de lo vendido a clientes, que son prácticamente nulos”, apuntan desde Iberdrola. Esos contratos fijos son los que, de momento, han salvado a las grandes eléctricas de abonar la penalización que fijó el Gobierno para atajar los llamados beneficios caídos del cielo: la sobrerretribución de tecnologías libres de emisiones, como la nuclear o la propia hidráulica, por un alza de los derechos de dióxido de carbono que en nada afecta a su matriz de costes.