La lluvia no cala en el recibo de la luz

Pero este año está lloviendo, y bastante. Como generar electricidad con agua es mucho más barato que hacerlo con carbón o gas, el mercado eléctrico debería haber reflejado esos menores costes de producción. Pero no lo ha hecho. ¿Por qué? Según coinciden diversos analistas, porque las compañías eléctricas están vendiendo la energía generada en las presas y embalses a un precio muy superior al que corresponde por costes. Agua a precio de cava, como ha ironizado alguno de ellos.

Para entender las claves de la situación en primer lugar hay que comprender el funcionamiento del 'pool'. Al mercado mayorista de la electricidad acuden básicamente las compañías generadoras, las comercializadoras, y clientes finales (por ejemplo, empresas). Las centrales ofrecen la energía que prevén producir cada hora del día siguiente. El operador del mercado (que en la Península Ibérica es Omie) casa dichas ofertas con la demanda prevista. ¿Y a qué precio se retribuye esa energía producida? Pues al precio de la más cara de las ofertas necesaria para cubrir esa demanda. Un proceso que se repite de forma continua las 24 horas de cada día.

Así, cuando la demanda para una determinada hora es cubierta con las fuentes de producción más baratas (renovables y nuclear), el precio resultante es muy bajo. Eso en teoría. Sucede cuando la principal fuerza generadora es la eólica (también pasa con la energía solar, pero su peso en el mix energético es mucho menor), cuyos costes variables son cero. Pero no ha sido el caso de la hidroeléctrica, que también genera electricidad a muy bajo coste. Por ejemplo, durante el pasado mes de mayo, la producción de presas y embalses fijó el precio del mercado en el 73% de las horas. Sin embargo, «no lo ha hecho a su coste, sino al coste de las centrales más caras que ha sustituido; esto es, al de las centrales de gas y de carbón», explican Natalia Fabra y Gerard Llobet en el blog 'Nada es gratis'.

Sucede que el precio de las materias primas que utilizan esas centrales (los combustibles fósiles) cotizan en la actualidad a precios muy elevados, «alimentados por la mayor demanda de gas y carbón en los mercados asiáticos, así como las tensiones políticas en algunos países exportadores de petróleo», añaden estos dos expertos del mercado eléctrico. A ello hay que añadir los mayores precios del CO2 en el mercado europeo de emisiones, lo que también contribuye a encarecer la generación eléctrica a partir de carbón y gas. «Ambos factores han permitido a los propietarios de las centrales hidroeléctricas elevar sus precios de oferta, sin riesgo de quedar desplazadas por las centrales térmicas. Y estos mayores precios ofertados por el agua han servido, a su vez, para aumentar la retribución del resto de centrales», concluyen Fabra y Llobet. Es lo que se denomina «coste de oportunidad».

Así que mayo - con una media de 54,92 kilovatios/hora- acabó como el segundo más caro desde que Omie opera el mercado eléctrico. Más de ocho euros por encima de mayo de 2017, cuando la producción hidroeléctrica fue bastante inferior, y se tuvo que recurrir a tecnologías de generación más caras, como el carbón. Algo muy parecido sucedió en abril, cuando el mix energético estuvo dominado con claridad por las presas y embalses. En opinión de Francisco Valverde, observador del mercado eléctrico, resultaba «curioso» comprobar cómo ese mes, «aún estando los embalses por debajo de lo que sería lo normal otros años, se ha generado como si fuera un año de mayor abundancia, y a unos precios de fósil. Y es que este año se está haciendo negocio redondo con el agua». Así, el 24% de la electricidad producida ese mes provino de las centrales hidroeléctricas, mientas que en abril del mes anterior se quedó en el 9%, y el precio final del 'pool' fue casi el mismo.

El 'coste de oportunidad' puede ser aprovechado en muchas cinrcunstancias. «Salvo que el nivel de llenado del embalse sea tal que ponga en riesgo su seguridad». En tal caso, el propietario «ofertará toda la energía que puede a precio cero (como si fuera una eólica o solar), consciente de que debe aliviar la situación del pantano cobre lo que cobre por la energía producida», sostiene Jorge Morales, experto del sector.

Junio no ha sido a esta tendencia. Las hidroeléctricas están generando bastante más electricidad que otros años en el mismo mes, pero los precios del 'pool' siguen por todo lo alto. Un estudio del Grupo ASE analizaba el comportamiento del mercado eléctrico durante los primeros quince días del mes. En ese periodo la media del pool se situó en los 58,65 euros Mw/h, un 16,8% superior al de junio de 2017. Con dos centrales paradas, la producción nuclear fue un 17% inferior a la del mismo periodo del año anterior. Por su parte, la eólica también resultó mucho más baja (hasta un 21%). «En este escenario, la hidráulica, que compite con las energías térmicas más caras, puede elevar sus precios por encima de los 55 €/MWh, en la medida en que es capaz de controlar su flujo de producción», subraya los analistas de ASE.

El mes ha terminado con el 'pool' en los 58,46 euros Mw/h de media. La comparación con junio del año pasado refleja con bastante fidelidad la distorsión que está mostrando el mercado eléctrico. Aquel mes -en el que la demanda eléctrica, otro de los factores que influyen en el precio, fue muy similar- el pool marcó una media de 50,22 euros, y ello pese a que en el mix de generación estuvo dominado por las energías más caras: en primer lugar, por el carbón (cubrió un 20,6%) de la demanda, y en tercer lugar por las centrales de gas (un 15,4%). La hidroeléctrica fue la quinta fuente de generación. Sin embargo, en el recién acabado junio fue la primera (un 18,4%), ligeramente por delante de la nuclear (18,1%), mientras que la eólica cubrió el 13,3% de la demanda. Por su parte, los ciclos combinados y el carbón sólo cubrieron el 25% de la demanda entre ambos. Y pese a todo, este mes el mercado eléctrico ha sido más caro.

Algo parecido ha pasado en el primer semestre del año. El 'pool' ha registrado una media mensual de 50,18 euros Mw/h. Es un 2% menos que el año pasado (51,24 euros), pero la diferencia es que en lo que llevamos de 2018 las fuentes de generación más baratas han tenido mucho más protagonismo que en los seis primeros meses de 2017. Así, la hidráulica ha sido la tercera tecnología en producir más electricidad (con un 16%), por detrás de la eólica (21,7%) y la nuclear (19,5%). Por su parte, las fuentes de generación más caras sólo han representado un 20,2% del mix. En el mismo periodo del año pasado -cuando la hidroeléctrica ni siquiera entró dentro de las cinco primeras tecnologías de producción- carbón y gas representaron un 27%.

Y eso ha tenido su efecto en la factura eléctrica, ya que la del primer semestre de este año sólo ha sido un 2,2% más barata que en el de 2017. El recibo medio de un consumidor doméstico -un hogar con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (Kw), y un consumo anual de 3.900 Kw a la hora- ascendió a 411 euros, frente a los 420 del pasado año.

En opinión de Natalia Fabra y Gerardo Llobet, el mercado eléctrico no se está comportando de forma anómala. «La cuestión es si este mercado es el adecuado para determinar la retribución de la generación eléctrica, o lo que es lo mismo, si es el adecuado para determinar los precios que pagan los consumidores por la electricidad». Para Francisco Valverde, «vendría muy bien más competencia en generación (lo gordo se lo comen sólo 3 empresas), y en el caso del agua sería bien fácil: según vayan terminando las concesiones, si el Estado no las quiere gestionar, deberían sacarlas a concurso pero sólo para aquellos agentes que no tengan agua en su cartera».

Hasta hace bien poco un escenario en el que los molinos de viento giraban sin descanso y las presas y embalses se llenaban de agua se traducía en un recibo de la luz más barato. Ahora, visto lo visto, a los consumidores sólo les queda esperar que sople el viento.