La Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (aelēc), cuyos tres únicos socios son Endesa, Iberdrola y EDP, ha difundido un comunicado de...
La Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (aelēc), cuyos tres únicos socios son Endesa, Iberdrola y EDP, ha difundido un comunicado de valoración de la propuesta de reforma del mercado eléctrico que ha presentado esta semana el Gobierno.
13 enero 2023.- Aelēc advierte en esa nota de que algunas de las "modificaciones de calado" que contiene la propuesta pueden "afectar" a las inversiones que el sector tiene previstas. Endesa anunció hace unos días inversiones en la Península Ibérica por valor de 8.600 millones de euros para el trienio 2022-2024. Iberdrola, 6.000 millones de euros, para el trienio 2023-2025. La reforma Ribera del mercado eléctrico propone que sea el Gobierno el que regule el precio de la electricidad de origen nuclear e hidráulica. Iberdrola, Endesa y EDP suman entre las tres más de 20.000 megavatios de potencia nuclear e hidráulica.
Ponerle coto a los beneficios extraordinarios que llevan obteniendo durante el último año y medio la gran hidráulica y la nuclear, que, aunque no han incrementado sus costes (ni el agua ha subido de precio ni el uranio lo ha hecho), estarían vendiendo sus megavatios hora de electricidad al precio que marca el mercado mayorista, precio disparado por el incremento del precio del gas. Ese es uno de los objetivos que se plantea el Gobierno con su reforma: regular el precio de hidráulica y nuclear para que su rentabilidad sea razonable y no extraordinaria. Según informes de la Comisión Nacional de Energía, generar un megavatio hora en una central hidroeléctrica amortizada costaba en 2008 tres euros (3 €). Si damos por sentado que las centrales entonces amortizadas, presumiblemente hoy lo están mucho más (mucho más amortizadas) y damos por sentado que por mucho que se hayan incrementado los costes de operación y mantenimiento en estos quince años no lo han hecho un 3000%, pues parece lógico pensar que resulta extraordinario cobrar los más de 300 ó 400 ó 500 euros a que ha cotizado el mercado este año por un megavatio hora hidro que a Iberdrola o a Endesa le ha costado generar 3 €. De ahí saldría la propuesta de reforma del Gobierno.
Sobre cómo funciona el mercado mayorista
Ya lo hemos contado en más de una ocasión, pero quizá conviene repetirlo aquí, siquiera sea grosso modo. El operador del sistema eléctrico nacional -Red Eléctrica de España- prevé una demanda dada para cada día. Por ejemplo, mañana necesitaremos 100 megavatios hora cada hora del día (es solo un ejemplo). A continuación se celebra una subasta en la que pujan todas las tecnologías (nuclear, eólica, fotovoltaica, termosolar, gas) con el fin de ofertar su electricidad y venderla.
Imaginemos -hipótesis de trabajo- que la demanda estimada (la electricidad que va a necesitar el país) es 100, por ejemplo. Pues bien, la nuclear y las renovables pujan en la subasta que se celebra en ese mercado (coloquialmente conocido como pool) a cero. ¿Por qué a cero? Pues porque las renovables tienen que vender lo que producen cuando lo producen (no se puede almacenar el viento) y porque a la nuclear, dadas sus características técnicas, le resulta más barato operar en modo fijo, y no andar parando y arrancando, parando y arrancando, parando y arrancando en función de la demanda. Así las cosas -y dicho sea grosso modo-, nuclear y renovables (entendidas estas por fotovoltaica y eólica) pujan siempre a cero euros (0€) para que siempre entre en el mercado la electricidad que producen, o sea, para vender toda la electricidad que generan.
Si entre todas ellas (nuclear y renovables) no suman 100 (suman 90, por ejemplo), entran a continuación otras tecnologías, tecnologías que empleen una fuente de energía que pueda almacenarse (residuos que podemos almacenar en vertederos, agua que podemos almacenar en pantanos, gas que podemos almacenar en tanques). Todas esas fuentes de energía pueden esperar a que la subasta vaya calentándose, vaya encareciéndose, para entrar en el último minuto (a diferencia de lo que ocurre con la eólica y la fotovoltaica -no almacenables- o la nuclear -condicionada técnico/económicamente-, como se ha dicho).
¿Y qué está ocurriendo?
Pues que el gas y el CO2 se han encarecido en los mercados internacionales. Y las centrales térmicas de ciclo combinado que queman gas natural para producir electricidad tienen que vender su electricidad más cara para cubrir costes y obtener su margen de beneficio. Eso está encareciendo la electricidad. Sí. Y el agua, que también es una fuente de energía almacenable, está aprovechando la coyuntura.
El planteamiento sería aproximadamente el siguiente: la hidráulica estima “a cuánto puede ofertar el gas para cubrir costes y obtener un margen de beneficio” y, una vez hecha esa estimación, los operadores de las centrales hidroeléctricas (Iberdrola, Endesa y Naturgy, por ejemplo) ofertan en la subasta un ápice por debajo de lo que puede ofertar el gas y se adjudican el megavatio.
Por ejemplo, la hidráulica estima que el gas (habida cuenta de lo que ha subido su precio en los mercados internacionales) podría ofertar a 200 euros el megavatio hora. Pues bien, los operadores de las centrales hidroeléctricas van y dicen: pues yo puedo generar ese megavatio hora a 199 euros… y se lo adjudican.
Y lo hace porque puede. Porque la hidráulica puede mantener el grifo cerrado y no soltar el agua que mueve la turbina hasta que el precio de la subasta sea lo suficientemente atractivo, o elevado. Es lo que algunos llaman coste de oportunidad y otros denominan especulación. Especulación con un bien público, el agua. Agua cuyo uso obedece además a una concesión del Estado.
Hasta aquí, los actores; ahora, el escenario: el mercado marginalista
El legislador ha ideado un mercado eléctrico, y ha establecido unas reglas determinadas, según las cuales el precio 199 que cierra la subasta, el precio último, el precio que casa la demanda con la oferta (el precio del megavatio 100, si se me permite), el precio del megavatio de gas último, o del megavatio hidro último, es el precio que cobrarán todos los megavatios, los 99 megavatios anteriores. Todos, todos, todos los megavatios van a cobrar a razón de 199 €. ¿Resultado? Como bien apuntan por ahí algunos analistas, estamos pagando sardinas a precio de caviar.
¿Otro resultado? Todos los generadores están contentos (unos más que otros, pero todos contentos): el gas (porque repercute en ese precio sus costes crecientes: combustible y CO2), las renovables (las que participan en ese mercado, porque hay muchas renovables que tienen un precio previo tasado y no participan ahí) y, por fin, la nuclear (que produce aproximadamente el 20% de la electricidad que usa cada año este país) y la gran hidráulica (que produce aproximadamente el 15%).
¿Por qué le interesa a Iberdrola por ejemplo (o a Endesa, o a Naturgy) vender más megavatios de hidráulica que de gas? Pues porque el margen de beneficio es mucho mayor. Según el estudio Precios y Costes de la Generación de la Electricidad (Comisión Nacional de Energía, 2008), generar entonces (en 2008) un megavatio hora hidroeléctrico en una central amortizada costaba 3 euros. Hoy esas centrales están 15 años más amortizadas, la gran hidráulica está generando probablemente a menos de 3 euros el megavatio en muchos casos y, sin embargo, está cobrando, por obra y gracia de un legislador que ha elegido unas ciertas reglas del juego, a razón de 189,9 euros, un precio que fija precisamente ella, la hidráulica, en el mercado.
¿Por qué funciona así el mercado, o por qué Bruselas propuso el mercado marginalista?
La teoría: una central de producción de electricidad que sea ineficiente ofertará a unos precios superiores a la media y nunca entrará en el mercado, porque otras habrán ofertado sus kilovatios hora a un precio menor (porque son más eficientes). Esto obligará a la menos eficiente a mejorar sus procesos. Y al revés: los productores que vendan su electricidad más barata en el mercado mayorista sí prosperarán (porque los mayoristas les comprarán a ellos sus kilovatios hora más baratos) y tendrán más beneficios que sus competidores, que no pudieron entrar porque ofertaban más caro y en la subasta los mayoristas a igual calidad compran lógicamente al menor precio. Es decir, que el mercado produce las señales que obligarán a los productores a adaptarse o perecer; a ser cada vez más eficientes o desaparecer. Y, además, el mayorista adquirirá la electricidad al precio más barato, con lo que, cuando la venda al detalle, también podrá hacerlo a un precio más bajo. Esa es la teoría.
Y cuando todas las centrales producen kilovatios con gas (y el gas es adquirido en mercados internacionales a unos precios similares para todos), pues esa teoría puede valer. Y la central de gas más eficiente, la que es capaz de generar más kilovatios hora quemando una menor cantidad de gas (es más eficiente y por eso oferta a un precio menor sus kilovatios hora en el mercado mayorista) pues será la central que se lleve el pato al agua. Y si un competidor (otra central de gas) quiere arrebatarle mercado, pues tendrá que ser más eficiente (mejorar sus máquinas y procesos) y producir a un precio menor aún. Ello le permitirá ganar cuota de mercado y, además, el consumidor saldrá beneficiado. Eso es la teoría.
Esa manera de establecer el precio fue ideada cuando la mayoría de la potencia (la mayoría de las centrales) tenían como principal coste el coste variable: el combustible, cuyo precio varía. En 1997, cuando el Gobierno introdujo el mercado marginalista, había más de 11.000 megavatios de potencia en carbón, fuelóil y gas (combustibles cuyo precio varía), 7.500 de nuclear y 16.000 de hidráulica. Además, venían de camino 26.000 de gas (ciclo combinado), con lo que el horizonte era fuentes de electricidad con combustibles fósiles diversos (de precio variable). Y la idea era "montamos un mercado marginalista y así fomentamos la competencia entre actores -razonablemente homogéneos- y abaratamos el precio".
Además, el Gobierno estableció unas ayudas para la nuclear y la hidráulica (más de 8.000 millones de euros) denominadas Costes de Transición a la Competencia. En estos dos casos, no había coste variable reseñable, pues el agua es gratis y el uranio no está sometido a la enorme fluctuación de precios a la que sí están sometidos los combustibles fósiles.
¿Y qué pasa ahora?
Pues que nuclear e hidráulica ya han cobrado esas ayudas (para abordar su transición) y ya están amortizadas, según la mayoría de los autores. ¿Y qué más pasa? Pues que hay más de 50.000 megavatios de potencia renovable (termosolar, eólica, fotovoltaica), potencia que no había en 1997, y que no utiliza combustible alguno porque genera con el viento o el Sol.
¿Quiénes ganan?
Nuclear e hidráulica. Porque, estando ya más que amortizadas (gracias entre otras cosas a las ayudas que recibieron) y teniendo como tienen costes variables muy bajos (agua gratis y uranio mucho más barato que el gas), van a cobrar como el que más (gracias al mercado marginalista, en el que todos cobran el precio que marca el kilovatio hora más caro). Y aquí los dos palos del sombrajo del mercado marginalista se caen. (Uno) Ni hidráulica ni nuclear se van a ver incentivadas por la competencia a mejorar sus procesos para ser más eficientes (porque no tienen competencia, porque ya no se van a montar nuevas nucleares ni nuevas grandes presas). (Y dos) Ni el consumidor final va a recibir un precio más bajo, sino todo lo contrario.
El Gobierno lo sabe y por eso ha montado subastas de renovables para inyectarle más potencia al sistema pero sin que esa nueva potencia participe en el mercado (las nuevas subastas han arrojado un precio para el productor -entre 19 y 28 euros-, pero no participan de ese marginalismo que quizá tuvo sentido un día pero que hoy no hace sino inflar innecesariamente el precio).
Y ahora el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha propuesto (esta misma semana) una reforma más amplia, una reforma uno de cuyos pilares es colocarle un precio regulado a nuclear e hidráulicas para evitar que sigan obteniendo esos beneficios extraordinarios que llevan tantos años obteniendo. La propia nuclear reconocía hace unos meses que podría transigir con un precio de unos 50-60 euros el megavatio (el mercado 2022 ha quedado en 209,69 euros).
La asociación de las tres grandes, aelēc, sin embargo no está de acuerdo con esa propuesta. Para empezar, la gran patronal eléctrica asegura que "más del 70% de la energía de las compañías españolas está ya vendida, por lo que no cobra los precios del mercado mayorista".
Algunos analistas reconocen que hay un porcentaje efectivamente vendido a plazo (no hay datos oficiales en todo caso, pues la única fuente de ese 70 es dato de parte), pero no menos cierto es, de cualquier manera, que muchos contratos van caducando y que los nuevos contratos -señalan diversos analistas- sí que reflejan el incremento de los precios del mercado mayorista.
La gran patronal del sector industrial nacional, la Alianza por la Competitividad de la Industria Española, poco sospechosa ella de bolivarianismo, difundía hace solo unos meses un comunicado en el que denunciaba que la situación crítica por la que está atravesando la industria española (debida a la crisis de precios) se está viendo "agravada por la ausencia de ofertas de suministro eléctrico a plazo, a precio fijo y razonable".
La Alianza está constituida por Anfac (automoción), AOP (refino), Aspapel (papel), Feique (química y farmacia), FIAB (alimentación y bebidas), Oficemen (cemento) y Unesid (siderurgia). Las empresas de las asociaciones integradas en la Alianza generan entre todas el 50% del Producto Industrial Bruto y 2,9 millones de empleos directos, indirectos e inducidos y realizan el 55% de las exportaciones industriales y el 60% de las inversiones en I+D+i.
Sea como fuere, aelēc concluye el comunicado que ha difundido hoy con una clara advertencia: "es importante realizar un análisis coste beneficio de las implicaciones que la reforma del mercado eléctrico propuesta tiene para los operadores del sector en aras de no perjudicar las inversiones y planes de expansión que se tienen ya comprometidos".
Eso sí, la asociación se manifiesta dispuesta en todo caso a colaborar con el Gobierno "para definir un mercado eléctrico acorde con la transición energética y la realidad de los operadores del sector".
Endesa anunció el pasado mes de noviembre inversiones por valor de 8.600 millones en la península ibérica (plan 2022-2024). Pocos días después, Iberdrola hacía lo propio. En el caso de la compañía presidida por José Ignacio Sánchez Galán, la inversión anunciada era de más de 6.000 millones de euros para el trienio 2023-2025 en España. Por su parte, EDP confirmó hace algunos meses su intención invertir en España alrededor de 2.000 millones de euros hasta 2025.
Según Red Eléctrica de España, que es el operador del sistema eléctrico nacional, actualmente hay en el país 17.093 megavatios de potencia hidráulica. Iberdrola controla 9.715. Endesa, 4.793. Naturgy, 1.951. O sea, que tres empresas manejan los grifos de 16.459 megavatios hidro, el 96% del total.
En España, el 100% de los 7.117 megavatios de potencia nuclear que hay repartidos en siete reactores pertenecen a estas empresas: Endesa, Iberdrola, EDP y Naturgy.
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