El sector energético español combina su firme apuesta por el despliegue de las renovables con un decidido recurso a las fuentes fósiles para, de manera simultánea y en plena escalada de los precios de venta de la energía a familias y empresas, mantener los boyantes niveles de rentabilidad del negocio, tal y como certifican los más de 19.000 millones de euros de beneficios netos que acumularon el año pasado las principales compañías eléctricas, gasistas y de hidrocarburos.

El sector energético español se está situando como uno de los principales beneficiarios de las alteraciones que la cronificación de la guerra de Ucrania, las tensiones en la OPEP por el paulatino agotamiento de las reservas petrolíferas y la intensificación de la crisis climática están provocando en el mercado global de la energía, un escenario en el que está obteniendo elevados réditos gracias, en buena medida, a una intensificación de la quema de combustibles fósiles para generar electricidad sucia.

Y las compañías están aprovechando esas oportunidades en sus frentes comerciales, en una serie de procesos que están teniendo mayores reflejos en sus cuentas de resultados que en las de gastos de los hogares y las empresas españolas, cuyas facturas energéticas siguen creciendo pese a la reducción generalizada del consumo y como consecuencia de un desmesurado aumento de los precios en el mercado interior.

Así lo recogen los datos de OMIE, el Operador del Mercado Ibérico de Electricidad, que indican que los 89,86 euros de enero suponen el primer descenso del precio medio del Mw.h (megawatio.hora) por debajo de los cien euros desde agosto de 2021, y los del Ministerio de Industria, que recogen cómo el litro de gasolina y el de gasóleo llevan un año por encima del euro y medio.

Ese escenario de carestía en el mercado interior coincide con un notable aumento de las exportaciones tanto de electricidad como de hidrocarburos por parte de las empresas energéticas españolas.

En el caso de la electricidad, y según indican los datos de Red Eléctrica, el operador semipúblico de la red de transporte de alta tensión, los intercambios fronterizos arrojaron un saldo favorable a las ventas de 19,8 millones de mw.h, un volumen desconocido en la última década, en la que lo habitual había venido siendo cerrar con pequeños déficit o, en años extraordinarios como 2013, con un superávit de menos de la tercera parte del último.

Ese superávit exportador equivale al 7,6% de la energía eléctrica generada en España el año pasado, en el que se marcaron dos hitos: un máximo de la década en exportaciones, con 27,83 millones de mw.h que suponen un registro histórico, y un mínimo de 8,03 de importaciones.

Más de la décima parte de la electricidad que produjeron las centrales eléctricas de todo tipo en España en 2022 fue destinada a otros países, con Portugal y Francia, que el pasado verano cerró 22 de sus 56 reactores nucleares para operaciones de mantenimiento y por las dificultades que la sequía provocaba para su refrigeración, como destinatarios del grueso de esa energía.

El funcionamiento de los principales componentes del sistema eléctrico español, en el que la demanda cayó algo más de dos puntos y medio para liberar algo más de seis millones de mw.h, presentó el año pasado algunas peculiaridades, ya que con la nuclear en sus niveles habituales y la hidráulica en retroceso por la sequía los principales crecimientos de la producción vinieron de la solar y de las centrales térmicas de carbón y de gas: las primeras sumaron más de seis millones y medio de megawatios.hora mientras el rendimiento de las segundas aumentaba, respectivamente, en 2,7 y 23,6.

De hecho, las centrales de ciclo combinado fueron el año pasado, con 68,13 millones de mw.h, la tecnología que mayor volumen de energía aportó al sistema eléctrico español, por encima de la eólica (61,17) y de la nuclear (55,98), en un giro que viene a confirmar el regate en seco a la transición energética que venía anunciando la propia UE con medidas como la catalogación como verde de las producciones basadas en el gas y la nuclear.

Una de las lecturas que ofrecen esos resultados sugiere que las eléctricas españolas aumentaron el año pasado la producción de electricidad con gas, que es la tecnología de mayores costes frente a otras con las instalaciones amortizadas como la hidroeléctrica o la nuclear y a las que como las renovables no requieren combustibles, para poder atender la demanda de otros países, una maniobra que, fuera cual fuera la finalidad, habría tenido efectos alcistas en los precios del mercado interior.

"Dudo que se estén activando centrales de ciclo combinado solo para abastecer a Francia con los costes económicos y ambientales que eso supone", plantea Javier Andaluz, responsable de Energía y de Cambio Climático de Ecologistas en Acción, quien recuerda que "los ciclos combinados entran en servicio cuando no hay capacidad para producir electricidad con otras fuentes, pero para que eso ocurra es necesaria una orden de Red Eléctrica" y, en su caso, del sistema europeo.

En cualquier caso, todo apunta a que el sistema español lleva camino de convertirse en uno de los principales suministradores de energía eléctrica de Europa, y de ahí la instalación de líneas y la repotenciación de instalaciones que se está realizando en el Pirineo.

Esas operaciones se vienen desarrollando, con fuertes focos de oposición local en las zonas de Aragón y Catalunya por las que discurren los tendidos y/o está previsto que lo hagan, bajo la premisa de que su construcción es necesaria para la evacuación del previsible aumento de la generación derivado el despliegue de las tecnologías renovables, aunque a fecha de hoy esa avalancha de proyectos sigue lejos de entrar en servicio.

Mientras tanto, en la práctica se dispara la producción de electricidad con fuentes fósiles, algo que ocurre justo en la dirección contraria de la hoja de ruta que oficialmente sigue la transición energética aunque con un factor favorable en la llamada excepción ibérica.

"Quemar gas para producir electricidad es más barato en España que en el resto de la UE por la excepción ibérica", apunta Andaluz, que recuerda que, al mismo tiempo, una operativa de ese tipo tendría un claro efecto alcista sobre los precios de venta al público en España.

La estrategia tampoco sería tan novedosa. De hecho, no dejaría de ser una réplica de la externalización de costes ambientales que las compañías españolas comenzaron a aplicar con Marruecos hace cuatro años, cuando el cierre de las térmicas de carbón se desarrollaba de manera simultánea a la importación de electricidad generada a partir de ese combustible en el país africano, o de la que están implementando países como Argelía, decididos a elevar el rendimiento de sus reservas gasistas a base de vender kilowatios generados con ellas en el parque de centrales de ciclo combinado que están desplegando.

Ese elevado consumo de gas en las centrales de ciclo combinado no deja de estar relacionado, por otra parte, con el aumento de las importaciones de gas hacia España, que el año pasado, según los datos de las Cámaras de Comercio y la Agencia Tributaria, alcanzó un récord de 28,85 millones de toneladas cuyo aumento multiplica casi por cuarenta el que experimentaron en ese mismo periodo las exportaciones de ese combustible (4,141 por 0,104): todo apunta a que el gas que llegó lo hizo para ser quemado aquí con la intención de extraerle un elevado valor añadido como fuente de producción de electricidad.

La invasión de Ucrania por Rusia y la existencia de sanciones de la UE al país agresor tampoco tuvo efectos apreciables en esos flujos comerciales, ya que las importaciones de ese país aumentaron más de un 30% (de 2,745 millones de toneladas a 3,696) además de triplicarse con creces su precio.

Sí los tuvo, por el contrario, el alineamiento en de España con EEUU en el flanco comercial de ese conflicto bélico, ya que las importaciones de esa última procedencia se duplicaron de largo al crecer de 4,31 a 9,57 millones; algo que, por otro lado, compensó la caída del flujo procedente de Argelia, que pasó de 10,55 a 6,82.

En el primer caso el volumen de negocio se disparó en algo más de 7.000 millones de euros mientras en el segundo lo hacía en 1.400 pese a la reducción de las remesas.
Por otro lado, recuerda Andaluz, el complejo energético español ha pasado a jugar "un papel clave en la cadena de distribución de gas y derivados del petróleo en la UE", algo que ha llevado a sacar de su hibernación al depósito gijonés de El Musel ante la falta de capacidad del sistema para atender a la demanda.

Ocurre algo similar con los derivados del petróleo, que el año pasado alcanzaron un máximo de 25,924 millones de toneladas con una creciente participación de las refinerías españolas como áreas de avituallamiento para otros países, que acaparan más de la cuarta parte de esa cifra con 7,491 millones de toneladas.

Ese volumen se distribuye por partes prácticamente iguales entre los países de la UE, destinatarios de 3,34 millones de toneladas, y terceros estados que se llevaron otros 3,95.