Gas Natural y las eléctricas se enfrentan en el 'pool'
La semana pasada Gas Natural encendió la mecha, que ya sostenía desde hacía meses Iberdrola, de las supuestas manipulaciones que Endesa practica sobre los precios del mercado mayorista de la electricidad, o pool. Este mercado está gestionado por Omel (Operador del Mercado Ibérico Español), sociedad en la participan todas las compañías del sector y los grandes bancos, entre otros.
Para sacar conclusiones sobre esta nueva batalla en el sector eléctrico es necesario conocer el funcionamiento de un mercado que, aunque libre, está dominado por Endesa e Iberdrola: cada una controla el 40% de las ventas (a través de sus generadoras) y de las compras (a través de sus distribuidoras).
El pool responde a las reglas de oferta y demanda por las que se rige cualquier mercado: existe una oferta de electricidad procedente de las centrales y una demanda de las distribuidoras y las comercializadoras para dar cobertura a sus clientes. Esta demanda se considera 'inelástica', pues hay que cubrirla en todo momento, sea cual sea el precio a pagar, y discurre desde las llamadas horas valle hasta las horas punta. Y, como en cualquier mercado, allí donde se cruzan la curva de la oferta y la de la demanda, se determina la producción y el precio.
El pool eléctrico funciona a través de subastas que se realizan cada hora y todas las generadoras del régimen ordinario están obligadas a ofertar todas sus centrales, si quieren cobrar la llamada garantía de potencia, ya que las del régimen especial (renovables) tienen preferencia y entran automáticamente.
Si todas las centrales utilizasen la misma tecnología o combustible para producir o tuviesen la misma antigüedad, la situación sería sencilla. Sin embargo, al ser diferentes los costes de cada una de las energías (nuclear, hidráulica o térmicas de carbón, fuel y gas) las ofertas son dispares. Estas ofertas deben recoger, al menos, los costes de producción variables (coste del combustible y el del mantenimiento de la central), más el mínimo precio (marginal) al que la empresa está dispuesta a pujar. Es la frontera entre no ganar y perder.
Las ofertas se mandan con 24 horas de antelación (mercado diario) y el precio que se fija en cada subasta es el de la oferta más cara que ha conseguido casar con la demanda. Esto significa que, si se hacen ofertas de megavatios a precios muy altos y no son aceptados, quedan fuera de la subasta y la central tiene que parar o reducir su carga. Por el contrario, la energía ofrecida a precios inferiores (incluso a cero) se paga al del precio de la oferta ganadora.
En el caso de las nucleares, que no se pueden parar porque el coste del arranque no lo permite, 'su oferta natural es precio cero o negativo', según un experto. Por tanto, no marcan precio, sino que cobran el que marca el sistema. En el caso del carbón, se puede llegar a bajar carga sin que la central se pare y en los ciclos combinados, el arranque no tiene costes. Por su parte, en la hidráulica, cuyo coste variable es cero (no paga combustible), se pueden mantener ciertas reservas con lo que la gestión de las ofertas de estas plantas se hace por el llamado coste de oportunidad, 'o la expectativa de cuándo va a estar más cara la electricidad'.
¿Cuáles son los costes variables de cada tipo de central que determinan el precio al que se oferta? Aunque los costes no son transparentes, algo muy criticado, hay un cierto consenso en el sector: el de las centrales de carbón importado, entre 15 y 16 euros MW/hora; el carbón nacional, entre 15 y 20 euros y el de los ciclos combinados a 33 euros, todos ellos para un precio del barril de brent de 40 dólares). Las viejas centrales de fuel, con costes variables elevados (entre 45 y 50 euros por MW/hora) , nunca cruzan con la demanda, salvo en puntas máximas. Dada la actual situación del crudo, al que se referencia el precio del gas, son las ofertas de las centrales de carbón las que están marcando, en general, el precio de la electricidad en el mercado mayorista.
¿Quién tira los precios de la electricidad?
Quienes acusan a Endesa de manipular a la baja los precios del pool (cuando el del carbón se ha duplicado) e incluso de ofertar por debajo de sus costes, argumentan que lo hace para acelerar el cobro de CTC (costes de transición a la competencia) que favorece a las centrales de carbón. Este mecanismo legal garantiza, vía tarifa, el cobro de hasta 36 euros MW/hora, a las centrales anteriores a la liberalización del mercado (1997), que no consigan ese precio en el pool. En Endesa aseguran que su estrategia de recuperación de los CTC es a largo plazo (se pueden cobrar hasta 2010 y a 31 de diciembre le faltaba por cobrar un 53% y a Iberdrola, un 20%).Además, Endesa y Unión Fenosa, dicen, muy por el contrario, que los precios bajos del pool (similares, en cualquier caso, a los del año pasado), responden al fuerte aumento de la capacidad de producción (casi 2.000 MW nuevos de potencia este año). 'A mayor oferta, el precio cae', señalan fuentes de estas empresas, 'y es un fenómeno que se va a acrecentar en el futuro'. Las mismas fuentes señalan que 'en muchas horas del año sobra potencia'.Por otro lado, aseguran que los contratos de gas que mantiene Iberdrola, con cláusulas de take or pay (que debe pagar aunque no lo use) le obligan a mantener los ciclos combinados en funcionamiento. 'El coste de ese combustible se convierte en fijo y tiene que ofertar con precios cercanos a cero', en alusión a la estrategia que mantienen muchos ciclos combinados en el pool.