La hidráulica, la cenicienta de la energía, quiere su propia subasta
El sector pide una retribución fija para invertir en bombeo Un grupo de expertos plantean que se revisen las concesiones
Filomena puso en evidencia las complejidades del mercado eléctrico español y suscitó cierto debate en torno a la hidráulica. Esta tecnología cumplió durante el temporal con su función de respaldo de las renovables, pero se benefició del coste de oportunidad en que se basa el sistema de fijación de precio en España para cobrar como si se tratara de gas, lo que llevó a que algunos expertos le achacaran parte de culpa del alza del recibo. Pero la evidencia muestra que no ha sido así.
Simplemente, se ha beneficiado de las circunstancias y de un mecanismo enrevesado. Todos los días, el operador de la red recurre primero a las tecnologías más baratas, como las renovables, para cubrir la demanda, pero si con estas no es suficiente, lo hace con las más caras, gas y carbón. El detalle es que la última fuente en entrar al cruce fija el valor de todas las demás.
La ausencia de viento y sol durante la nevada obligó a tirar de gas natural, cuyo precio, coincidentemente, se había disparado porque el gasoducto de Argelia falló con el suministro y los barcos metaneros (que venden siempre al mejor postor) se habían desviado a Asia, donde también se estaba sufriendo una ola de frío.
Esta “tormenta perfecta”, como la llamó la CNMC, propició que una tecnología barata como la hidráulica acabase produciendo al precio marcado por el gas, a pesar de que sus costes se mantuvieron invariablemente bajos. Estos beneficios caídos del cielo, de los que también se favorece la nuclear, han sido blanco frecuente de críticas.
Los socios de Gobierno, PSOE y Unidas Podemos, se han comprometido a ponerles fin en las directrices de su Estrategia de Desarrollo Sostenible 2030, un documento aprobado este mes que, sin embargo, no es vinculante.
Filomena hizo que la producción hidráulica se cobrase al precio marcado por el gas
“Las compañías eléctricas, que tienen activos de todo tipo (agua, eólica, nuclear, ciclo combinado), determinan que con un poco de gas que entre en el pool suba el precio de todas”, afirma Fernando Prieto, ecologista del Observatorio de Sostenibilidad. Este grupo de expertos plantea que el Gobierno aproveche la finalización de concesiones de 45 centrales en los próximos siete años para asegurarse una potencia hidráulica mínima que permita corregir desequilibrios como el de enero.
Prieto aclara que su propuesta no pasa por estatizar la gestión de los saltos, sino que el Gobierno los vuelva a licitar en condiciones acordes a la nueva realidad –“hace 75 años, cuando se dieron las concesiones, no existía la eólica”, recuerda– y que organice subastas de capacidad como las que ya está convocando para eólica y solar, de manera que, a cambio de una retribución fija, las eléctricas se comprometan a bombear agua a un precio previamente establecido cuando sequías o temporales así lo requieran.
Endesa e Iberdrola han negado la existencia de esa sobrerretribución e incluso han sostenido que las hidroeléctricas no están amortizadas completamente, ya que cada año invierten en ellas montos muy altos. Pero el sector sí está de acuerdo en la necesidad de que el mercado regulado se complemente con subastas de capacidad que aseguren un ingreso fijo a la inversión.
“Está contemplado en la legislación europea y permitiría desarrollar nuevos proyectos de bombeo. Estos no requieren inversiones muy grandes, pero a los precios actuales no nos salen las cuentas”, comenta Juan José Alba, director de regulación de Endesa, que opera 4.700 MW.
La compañía pide también que se cambie la forma en que se cobra el impuesto a la producción eléctrica (7%) y el canon hidráulico (2,5%). “Estas tasas se aplican sobre los ingresos totales por la venta, lo que afecta la eficiencia de las centrales”, explica.
Endesa sostiene que los impuestos afectan al rendimiento de las centrales
En lugar de eso, propone que se aplique sobre el saldo entre el dinero gastado en la compra de energía para mover las turbinas y el ingreso por la venta de la energía producida, de modo que el rendimiento de la instalación no se vea afectado por el diferencial de precios.
Ambas reformas, insisten, son urgentes para que la instalación de los 3.500 MW en centrales reversibles o de bombeo puro (capaces de almacenar energía) que el Gobierno ha fijado como objetivo para 2030 sea viable.
Desde EDP coinciden en que el bombeo es ahora mismo poco atractivo porque el desarrollo de los proyectos es muy largo y “hay una gran incertidumbre sobre la recuperación de la inversión”. Consideran también que las subastas pueden ser interesantes para algunos proyectos pequeños en los que están trabajando.
“La hidráulica es aquí la cenicienta de la energía”, dice Luis de Valdivia, presidente y fundador de Ecoener, que opera 52 MW y desarrolla otros 469 MW, la mayor parte en el extranjero. “Los planes hidrológicos de las cuencas otorgan las concesiones por 20 años, un plazo demasiado corto para recuperar el capital”, se queja.
De Valdivia argumenta que los inversores pueden interpretar un plazo tan corto como ese como una invitación a no desarrollar centrales hidroeléctricas en España cuando, en su opinión, "es necesario utilizar la hidráulica como sistema de almacenamiento de energías renovables; no hacerlo va a significar un incremento de los costes que acabará pagando el consumidor". "Creo", concluye, "que se deben desarrollar políticas en ese sentido, que reviertan en beneficio de las personas".
Las cifras
12,8% aportó la hidráulica a la generación peninsular en 2020, constituyendo así la segunda fuente de energía de España, solo por detrás de la eólica, según el último avance estadístico de Red Eléctrica.
17.296 MW de potencia instalada de hidráulica y bombeo mixto es el objetivo del Gobierno para 2030, frente a los actuales 16.796, de acuerdo con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).
6.800 MW de potencia instalada es la meta para el bombeo puro o reversible, que hoy se sitúa en los 3.337.
