Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés

Instalaciones de una central hidroeléctrica. G. GARCÍA

Luis Gancedo17·06·21 | 04:00 | Actualizado a las 09:03

La familia que, estando acogida a la tarifa regulada de la luz, encendió la cocina vitrocerámica hacia las 21 horas de ayer para hacer la cena pagó 26 céntimos de euro por cada kilovatio/hora consumido, precio récord que supone algo más del triple que a la misma altura del día 16 de junio de 2020. ¿De dónde viene ese aumento tan explosivo? Muchos análisis de expertos lo están asociando principalmente al encarecimiento del gas natural, combustible de las centrales de ciclo combinado, y también a la cotización de los bonos de CO2, que esas mismas térmicas (también las de carbón, si funcionan) necesitan para producir.

Pero a las 21 horas de ayer, como sucedió durante gran parte del resto del día, el precio no lo determinó de manera directa ningún ciclo combinado cuyos costes variables se hayan disparado últimamente por los comentados factores, sino que lo fijaron plantas hidroeléctricas con costes variables ínfimos y construidas generalmente hace muchas décadas. Las reglas del llamado mercado mayorista de la electricidad permiten que sea así y los productores las exprimen para maximizar sus ingresos y sus rendimientos.

En ese mercado (“pool” eléctrico, en la jerga del sector) las compañías que ofrecen sus kilovatios no cobran en general el precio que hayan ofertado. Si lo cobraran estaríamos ante la modalidad definida con el anglicismo “pay as bid” en lugar de la versión “marginalista” que se utiliza en España y en el conjunto de los países de la Unión Europea (UE). En síntesis, supone lo siguiente: todos los kilovatios que cubren la demanda de una hora del día son retribuidos al precio de la oferta más cara, la última aceptada para cubrir el consumo de ese período. Otro rasgo de gran calado: las compañías generadoras no ofertan sus producciones según sus costes variables, sino en función del “coste de oportunidad”. Una aproximación a su significado tomando el ejemplo de una instalación hidroeléctrica: el coste de oportunidad recogería los ingresos a los que renunciaría por usar sus reservas de agua para producir en un momento determinado en lugar de hacerlo en otro en el que podría obtener un rendimiento mayor, como ocurre cuando es un ciclo combinado el que marca el precio.

Los precios de la luz en el

mercado mayorista español

Datos del 16 de junio, en euros por megavatio/hora

Horas en las que el precio lo marcaron las

centrales hidroeléctricas

120

100

80

60

40

20

0

100,8

105,5

100

100

Hora

6

12

18

24

Fuente: OMIE

La opinión dominante entre los economistas es que el modelo marginalista del mercado eléctrico y la aplicación del criterio del “coste de oportunidad” permiten una asignación “más eficiente” de los recursos. También procura grandes rendimientos a las centrales hidroeléctricas –y a las nucleares, aunque los costes variables de estas últimas son significativamente mayores–, como se infiere de los resultados recientes del mercado. Durante la jornada de ayer, con una cotización media de 94,63 euros por megavatio/hora –frente a los 31,07 euros de hace un año– las plantas hidroeléctricas convencionales marcaron el precio de la electricidad en 16 de las 24 horas del día. Según datos de la sociedad que actúa como operadora del mercado (OMIE), las hidroeléctricas han determinado el coste de la energía consumida en el 52% de las horas de lo que va de junio. Ninguna otra tecnología se aproximó a ese balance; los ciclos combinados, directamente afectados por la carestía del gas y de los derechos de emisión, han marcado el precio en el 25% de las horas este mes.

¿Quién saca más partido de esos resultados? La gran mayoría de la potencia hidráulica instalada en España está en manos de los tres grandes grupos eléctricos: Iberdrola, Endesa y Naturgy. Las tres suman el 92% de la capacidad productiva, encabezadas por Iberdrola (9.716 megavatios), muy por delante de Endesa (4.793) y de Naturgy (1.954). Las compañías explotan concesiones administrativas de 75 años de duración y suelen ser herméticas sobre la situación concreta de los plazos y también acerca de los niveles de amortización de las obras, aspecto medular de los costes fijos de instalaciones que en su momento requirieron inversiones fortísimas.

La forma en que la regulación del mercado favorece que esas y otras centrales obtengan rendimientos extraordinarios, particularmente en situaciones como la actual, encaja en lo que las corrientes más críticas con el sistema llaman “beneficios caídos del cielo” (traducción de la expresión inglesa “windfall profits”). Son ingresos que repercuten en la factura energética de los hogares y de las empresas y que mejoran la cuenta de resultados de las energéticas con las bendiciones de la UE, donde se gestó el modelo en los años 90 del pasado siglo. Jorge Fabra, economista, expresidente de Red Eléctrica de España y uno de los principales referentes del antedicho sector crítico, lo veía así en una entrevista reciente : “El diseño del mercado de la electricidad corresponde a la época más radical del neoliberalismo más sectario en la historia de la política económica europea; y eso tendrá que cambiar, pero hay intereses muy fuertes por mantenerlo”.