Energía

¿Por qué las abundantes lluvias no han hecho que baje la factura de la luz como nos dijeron que ocurriría?

Facturas de electricidad.

En enero de 2017, en plena ola de frío y durante la escalada de precios que disparó la cuantía del recibo de la luz de los consumidores domésticos un 27% respecto al mismo mes del año anterior, según datos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), tanto el presidente del Gobierno, Mariano Rajoy, como el ministro de Energía, Álvaro Nadal, se encomendaron a la lluvia y la entrada de la energía hidráulica en el mix de energía para que bajara el precio de la luz. "Producir la electricidad con agua es mucho más barato, y con viento, también", dijo el jefe del Ejecutivo en una entrevista en Onda Cero

Ahora, casi año y medio después y con un 2018 muy húmedo –la precipitación media sobre España ha superado en un 80% el valor normal entre enero y abril, según datos de la Agencia Estatal de Meteorología– cabría esperar que las lluvias tuvieran ese deseado efecto en el recibo. Pero no está ocurriendo así. Este martes la OCU advirtió de que la factura doméstica de este mayo será la más cara desde que entró en vigor la actual tarifa regulada, en 2014. En abril también se había encarecido un 6,2% respecto al mes anterior, quedando tan sólo a niveles un 2% inferiores respecto al mismo mes de 2017, que fue seco y extremadamente cálido. 

¿Cómo es posible que el recibo de la luz no haya bajado de manera sustancial después en un período de frecuentes lluvias como el actual? Los expertos en el mercado eléctrico consultados por infoLibre atribuyen esta circunstancia a dos hechos concretos: el propio funcionamiento del mercado mayorista, el llamado pool, en el que cada hora del día durante los 365 días del año se cruzan la oferta de venta de los productores y la demanda de compra de las comercializadoras; y la falta de competencia en el mercado de la generación, que está principalmente en manos de las tres principales compañías del sector (Iberdrola, Endesa y Gas Natural Fenosa). 

El pool está referenciado al precio de las energías más caras, que son el carbón y el gas y que teóricamente ofertan al precio que marcan sus costes variables, especialmente el combustible, también en alza. Es decir, es un mercado con un solo precio para toda la electricidad con independencia de cuál sea la tecnología y la fuente energética desde la que se genera. Por ejemplo, centrales como las nucleares, las eólicas y solares, que ofertan a precio cero o muy próximo a él, se retribuyen igual que las energías fósiles. Y es ese precio marcado en el pool es el que se traslada a los clientes que tienen contratada la tarifa regulada o PVPC. 

¿Y qué ocurre con la energía hidráulica? "Los propietarios de esas centrales ofertan al llamado coste de oportunidad, que no tiene nada que ver con el de producción, y que se realiza sobre una estimación del precio al que ofertarían las centrales que las sustituirían si no casaran en el mercado, que son las de carbón y gas. Hacen ofertas algo inferiores a las de estas tecnologías y así se adjudican la producción", explica el ingeniero Jorge Morales de Labra, vicepresidente de la Fundación Renovables y experto en regulación. 

"Además, como es una tecnología que permite almacenar energía en forma de agua embalsada, hacen esa estimación para cierto horizonte temporal. Por ejemplo, si estiman que el precio del gas va a subir en los próximos seis meses, deciden hacer ofertas muy altas para que no casen y guardarse agua en sus embalses", añade. Todo esto, claro está, mientras las empresas no tengan la necesidad de desembalsar para evitar que una avenida impida regular los cauces con seguridad, aunque tengan que ofrecer la energía a precio cero. "Por lo tanto, no basta con que llueva, tiene que diluviar para que baje el efecto de la luz por el precio del agua", ilustra Morales de Labra. 

"Todavía no se ha dado esa circunstancia de que las centrales estén obligadas a desembalsar y tampoco se va a dar este año, dado que el agua tiene una estacionalidad. Aunque ha llovido mucho, la mayoría de los embalses hidroeléctricos todavía no han llegado al 85% de su capacidad. Con lo cual, siguen acudiendo al mercado al precio de las energías fósiles. Y si el precio de estas energías sube, como está ocurriendo ahora, el del agua también", señala el ingeniero Francisco Valverde, analista del mercado eléctrico. 

Propuestas

La sobrerremuneración hidroeléctrica es muy beneficiosa para las compañías, especialmente para Iberdrola, que tiene en su poder gran parte de la generación de electricidad a partir de energía hidráulica. Morales de Labra cree que haría falta un cambio regulatorio para que el precio al que se vende esta energía sea próximo al que cuesta realmente producirla y que está muy alejado del coste de quemar carbón o gas.

"No hablo de una intervención, sino de sacar del mercado mayorista a las centrales hidroeléctricas para que sean consideradas como un servicio de almacenamiento, no de producción y que puedan competir, por ejemplo, con baterías. Red Eléctrica podría ser la encargada de gestionar en qué momento se ponen a producir esas unidades. Esta es una opción muy interesante teniendo en cuenta que vamos hacia un modelo renovable en el que la capacidad de almacenamiento es crítica", subraya. 

Valverde considera que más que en el marco regulatorio y el modelo marginalista, que existe en el resto de países europeos, el problema está en la falta de competencia. "La generación está en manos de tres compañías: Iberdrola, que controla la mayoría del agua; Endesa, que hace lo propio con gran parte del carbón; y Gas Natural Fenosa, que tiene en su poder los principales ciclos combinados. La cuestión es que no hace falta ni que se pongan de acuerdo, ni que hablen siquiera, pues siendo tres ya saben lo que van a hacer las demás", señala. Y recuerda que esa concentración también se traslada a la comercialización, donde las tres copan el 85% del mercado.  

A su juicio, en la cuestión concreta de la energía hidráulica, la solución a esta falta de competencia podría propiciarse impidiendo que las empresas que actualmente gestionan centrales hidroeléctricas no puedan acceder a las nuevas licitaciones conforme vayan venciendo las concesiones que están actualmente en vigor. La mayoría de centrales son embalses construidos en los años cuarenta y cincuenta en las que las citadas compañías operan en forma de concesión. "Eso permitiría acceder a más actores al mercado. Y aunque no hubiera una caída espectacular de los precios por el marco regulatorio, al menos sí habría competencia", sentencia. 

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