José Luis Velasco, Cristóbal Gallego, Marta Victoria

Observatorio Crítico de la Energía. Colaboradores del Círculo Economía, Ecología, Energía de PODEMOS.

A finales del año pasado asistimos al último episodio de un escándalo que, como tantos otros que implican a grandes empresas, ha pasado rápidamente y sin hacer excesivo ruido por la prensa. Todo comenzó un año antes, a finales de 2013, con “movimientos inusuales en los precios del mercado de electricidad”. Así lo enuncia la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en un reciente informe de título cristalino: “Resolución del procedimiento sancionador incoado a IBERDROLA GENERACIÓN S.A.U. por manipulación fraudulenta tendente a alterar el precio de la energía mediante el incremento de las ofertas de las unidades de gestión hidráulica de Duero, Sil y Tajo”. ¿Cómo habría tenido lugar dicha manipulación? El funcionamiento del mercado eléctrico puede verse en detalle en nuestro informe “Entiende el mercado eléctrico” pero un par de ideas básicas bastan para entender lo fundamental.

Primero, lo que se paga a las centrales de generación eléctrica se determina fundamentalmente en un mercado, en el cual cada una de ellas hace su oferta (“estoy dispuesta a producir y vender tantos kWh de electricidad si el precio es este, estoy dispuesta a producir y vender tantos kWh si el precio es este otro”, etc.). Todas estas ofertas se juntan para generar la curva de oferta agregada. El punto de cruce de dicha curva con la curva de demanda agregada determina qué centrales tienen que producir y cuál es el precio que recibirán en el mercado por cada kWh que venden. Todas las centrales, este detalle es muy importante, recibirán el mismo precio independientemente de la oferta que hubiesen hecho. Segundo, según la teoría microeconómica, en competencia perfecta, centrales con costes variables y marginales bajos [1], como las basadas en tecnología hidroeléctrica, nuclear, eólica o fotovoltaica, deberían estar dispuestas a producir a precio bajo; centrales con costes variables y marginales altos como los ciclos combinados de gas natural o las térmicas de carbón, por el contrario, ofrecerán electricidad a precio alto. Todos estos elementos combinados hacen que temporadas de viento o lluvia y embalses llenos signifiquen precios de la electricidad bajos: la entrada de energía renovable en la curva de oferta agregada ocasiona una disminución del precio de cruce al que se retribuyen todas las centrales [2]; por otro lado, durante anticiclones y sequías, entran a funcionar más centrales de gas y carbón, y el precio de mercado sube.

En la práctica, por mucho que se hable de competencia, el mercado eléctrico es muy peculiar: cada hora se fija un precio distinto y en él participan tecnologías muy diferentes, lo cual hace que estas tengan también en cuenta, a la hora de hacer ofertas, un concepto más amplio llamado “coste de oportunidad”. Por ejemplo, una central hidroeléctrica puede predecir que el día siguiente la electricidad se pagará más cara, y por tanto decidir que le conviene esperar un día para desembalsar el agua. Buscar así el máximo beneficio propio es legal (es más que discutible si es legítimo, ya que esto proporciona a las compañías eléctricas enormes beneficios caídos del cielo a nuestra costa) siempre y cuando con ello no se busque alterar el mercado. Pues bien, lo que dice la CNMC es que IBERDROLA GENERACIÓN S.A.U. operó para asegurarse de que algunas de sus centrales hidroeléctricas no entraran en el mercado, a pesar de que podían hacerlo y era razonable que lo hicieran (y lo habían hecho en el pasado en situaciones análogas) y eso produjo que el precio de mercado de la electricidad subiera, lo que perjudicó a todos los consumidores (pagamos más) y benefició a los propietarios de las centrales que sí suministraron electricidad (todas cobraron más). Este post estima que el beneficio extraordinario obtenido por Iberdrola habría sido de 60 millones de euros, más del doble de la multa de 25 millones de euros que se le ha impuesto.

Más allá de este caso que estudia la CNMC, e independientemente de cómo acaben las apelaciones (en este interesante post de Economistas frente a la Crisis se argumenta que Iberdrola habría ejercido su poder de mercado principalmente mediante sus centrales térmicas, más que mediante las hidroeléctricas), conviene pararse un segundo a repasar qué elementos han sido clave para que IBERDROLA GENERACIÓN S.A.U. tuviera la capacidad de llevar a cabo los actos de los que se le acusa. Son cuatro:

- Propiedad y gestión de la central hidroeléctrica en manos de una gran empresa privada, que a su vez posee un alto porcentaje del resto del parque de generación español.

- Uso prácticamente gratuito de un bien público (el agua), de modo que los costes variables y el coste marginal de generación son bajos.

- Un sistema de fijación de precios de mercado que remunera todas las tecnologías por igual, independientemente de sus costes reales, y en el que las centrales de costes variables y marginales bajos (que en competencia perfecta deberían ofertar a precio bajo) tienden a mantener bajo el precio de mercado.

- Pocos incentivos para entrar a producir a toda costa (bien porque ya recuperó los costes fijos asociados a su construcción o bien porque le quedan muchos años de concesión de la explotación para hacerlo).

Es necesario remarcar que todos y cada uno de estos elementos se deben a motivos históricos y no técnicos. O, por ser más precisos, son consecuencia de decisiones políticas que se tomaron en determinados momentos, del mismo modo que se hubieran podido tomar otras, de haber querido:

- Gran parte del parque hidroeléctrico español se construyó y concedió durante el franquismo. Fue de hecho con la dictadura de Franco cuando se consagró el bloque oligopolístico eléctrico Tras la transición, este parque continuó en manos de las mismas empresas, que siguieron siendo privadas, pese a que se pudo (y se daba por inevitable en la práctica) nacionalizar estas compañías cuando se las rescató tras la burbuja nuclear [3]. Tampoco en general se ha aprovechado la finalización de concesiones para revertir la gestión de las centrales hidroeléctricas al sector público.

- El hecho de que las concesiones duraran muchas décadas y se fueran renovando casi automáticamente hace que muchas centrales hidroeléctricas estén plenamente amortizadas y, al haber recuperado la inversión inicial, no tengan incentivos para producir a cualquier precio. A esto contribuyó que estas centrales recibieron el 20% de los Costes de Transición a la Competencia que el Gobierno del PP decidió establecer como “compensación” por la liberalización del sector eléctrico (y de los cuales las eléctricas cobraron en exceso más de 3.600 millones de euros).

- En cuanto a los costes variables, estos vienen determinados fundamentalmente por los cánones fijados en los contratos de concesión, sumados a que el 25% de la energía producida debe reservarse a los poderes públicos (condición incumplida en muchas ocasiones). Los enormes beneficios de las compañías eléctricas, mucho mayores que los de sus homólogas europeas, son una indicación de que estos cánones podrían ser mayores.

- Finalmente, el mercado eléctrico español es la repuesta a la Directiva Europea 96/92/CE que instaba a los países a liberalizar el sector. Sin embargo, el diseño concreto responde a las medidas aprobadas en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico; en otros países, como Francia, se cumplió la directiva sin perder el papel dominante de los poderes públicos. Además, en el caso español, sus actores principales son pocos, grandes y privados porque sucesivos gobiernos lo permitieron: por ejemplo dieron luz verde a la fusión de Iberduero e Hidrola para formar Iberdrola; también protagonizaron la privatización de la muy rentable Empresa Nacional De Electricidad S.A., que pasó a ser Endesa S.A. (sin trocear además, pese a que los más liberales lo aconsejaban).

Dicho esto, es obvio que, en tanto que decisiones políticas (con una componente, por supuesto, técnica), pueden revertirse. Por ejemplo:

- El estado puede recuperar las centrales hidroeléctricas cuyas concesiones caduquen, para gestionarlas públicamente. Así han empezado a hacerlo algunas Confederaciones Hidrográficas con determinados saltos de agua.

- Se puede denunciar la situación de beneficio en que operan centrales hidroeléctricas amortizadas gracias a los CTC, así como el exceso de CTC cobrados, como ha hecho la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético.

- También hay margen para imponer tasas a la producción hidroeléctrica, y en efecto eso se va hacer en varias comunidades autónomas. Se puede luchar y se lucha por que las empresas que no lo hacen cumplan lo estipulado y entreguen el 25% de la energía producida.

- Más pronto que tarde, no cabe duda de que también será inevitable reformar drásticamente el sector eléctrico, de modo que cada tecnología se remunere atendiendo a sus costes reales, no a lo que determine un mercado disfuncional.

Esto permitiría que la tecnología hidroeléctrica pasara a ejecutar el verdadero papel que debe tener en los modelos energéticos del siglo XXI: ser gestionada con el principal objetivo de facilitar la integración de energías renovables intermitentes tales como la eólica y la solar y con ello permitir el desarrollo de un sistema eléctrico 100% renovable.

Pero lo ocurrido con estas centrales hidroeléctricas que investiga la CNMC debe además servirnos de aviso a navegantes. Al fin y al cabo, pese a que las grandes eléctricas han usado a las tecnologías renovables como cabeza de turco de todos los males del sector, no han dejado de invertir en ellas. Desde hace años en parques eólicos y cada vez más en instalaciones fotovoltaicas, debido a que el coste variable de producir electricidad con ambas tecnologías es bajo, y el coste fijo derivado de la inversión inicial cada vez más reducido. Por si fuera poco, los últimos sistemas de incentivo a las renovables ideados por el Gobierno van en la dirección de remunerar la inversión inicial, en lugar de fomentar la producción, y de favorecer a empresas grandes frente a pequeños productores. Así ha ocurrido con la supuesta “rentabilidad razonable” impuesta en el recorte retroactivo a las instalaciones renovables [4] y con la subasta eólica de enero que denunciamos en este artículo (la subasta ha tenido un sorprendente resultado para el sector, pero no por eso su diseño, y la filosofía que subyace, deja de ser preocupante). Todo ello por supuesto sin plantearse reformar el sistema eléctrico.

Parece obvio que los mismos cuatro elementos previamente enumerados, que identificábamos como clave para que una tecnología tan potencialmente útil como la hidroeléctrica se pueda usar en perjuicio de los ciudadanos en lugar de en su beneficio, se empiezan a dar tímidamente en el sector renovable. Desde luego hay diferencias: no es exactamente lo mismo tener “parques eólicos detenidos cuando más viento sopla” que embalses acaparando agua cuando más llueve para soltarla después, pero el parecido es suficientemente grande como para que resulte alarmante, y ambos casos reflejan lo irracional del marco en el que opera el sector eléctrico. Estamos a tiempo de detener y revertir este tipo de políticas, que no responden a criterios técnicos, para que no nos hipotequen durante décadas como lo han hecho algunas concesiones hidroeléctricas. Cada vez es más evidente (y lo será más según nos acerquemos a un sistema 100% renovable) la necesidad de reformar el sistema eléctrico para acabar con las sobrerremuneraciones a ciertas tecnologías y con el poder de mercado de unos pocos. Pero quizás sea más robusto, más resistente a posteriores leyes eléctricas inspiradas por el oligopolio, que nos aseguremos de que el parque renovable acaba fundamentalmente en manos de la ciudadanía (como ocurre en otros países como Alemania) y no en las manos de los de siempre; que fomentando el autoconsumo y el cooperativismo nos hagamos con los medios de producción de energía. Con los grandes embalses era complicado; con paneles fotovoltaicos y aerogeneradores, lo tenemos al alcance de la mano.

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[1] Se llama coste marginal a la derivada del coste con respecto de la cantidad producida, es decir, cuánto costaría adicionalmente producir un kilovatio-hora extra.

[2] En nuestro informe “Primas para las energías renovables a coste cero" para los consumidores” cuantificamos este efecto, llamado ‘merit-order effect’, y demostramos que supone en muchos casos un ahorro que puede compensar el coste de las primas a las energías renovables.

[3] Los detalles de la burbuja nuclear y el consiguiente rescate pueden leerse en nuestro libro “Crónicas Eléctricas”, editado por Akal.

[4] Con el R.D. 413/2014, se podría dar el caso de que una instalación fotovoltaica reduzca un 50% su producción y sus ingresos anuales sólo lo hagan un 10%.