26 de enero de 2017. Ante una escalada histórica de los precios en el mercado mayorista de electricidad el presidente del Gobierno de España, Mariano Rajoy, declara "Va a llover. Han anunciado que va a llover y eso va a dar lugar a una bajada".
No hubo suerte con el anuncio. Al menos en el corto plazo. 2017 fue un año muy seco y el precio mayorista de electricidad cerró en una media de 52 € por MWh, el precio más alto desde 2008, el tercero más caro en los 20 años de existencia del mercado.
15 de marzo de 2018. En un contexto de fuertes lluvias durante tres meses consecutivos acompañadas de anuncios meteorológicos de tormenta tras tormenta con nombre propio que amenazan con agotar la onomástica, el ministro de energía del Gobierno de España, Álvaro Nadal, augura que el recibo de la luz este año será "bastante menor" que el del año pasado. Refiriéndose, entre otros factores, a las lluvias sostiene que "el año pasado los elementos coyunturales fueron muy malos y este año son sustancialmente mejores. Cuando la situación coyuntural es buena, el efecto sobre el recibo final se nota".
8 de mayo de 2018. La energía disponible en los embalses hidroeléctricos ya supera tanto el valor medio de los diez últimos años como el de los últimos cinco. Podemos hablar con seguridad de un año hidrológico húmedo que ha permitido dejar atrás la extrema sequía del año anterior. A pesar de ello, el mercado mayorista de electricidad acaba de cerrar el mes de abril con un incremento en su precio del 6% respecto del mes anterior, en niveles tan solo un 2% inferiores a los del mismo mes del sequísimo 2017. Los mercados de futuros, por su parte, vaticinan que el precio medio del año acabará cerrando en más de 53 € el MWh, por encima del nivel del año anterior.
*Imagen: año hidrológico 2017/2018
¿Qué pasa ahora? ¿Cómo es posible que la luz no haya bajado sustancialmente después de las lluvias?
La respuesta es sencilla: no basta con que llueva, tiene que diluviar para que el agua embalsada desplome el precio de la luz.
Y la razón son las reglas de juego en el mercado eléctrico. En él cada central envía una oferta para la energía que prevé producir en cada hora del día siguiente. El operador del mercado las recibe todas, las ordena por precio creciente y las "casa" con la demanda que se prevé en cada hora. La más cara de todas las ofertas necesaria para satisfacer la demanda será la que determine el precio que cobrarán todas las que produzcan energía a esa hora y el que pagaremos todos los consumidores. Bajo este sistema las centrales eólicas y solares, además de las nucleares, ofertan a precio cero o muy próximo a él. No quiere esto decir que no vayan a cobrar por su energía, simplemente que funcionarán salga el precio que salga. Al fin y al cabo, una vez construido un parque eólico no tiene sentido pararlo si hace viento, puesto que el coste variable de mantenerlo activo es ridículo comparado con el montante de la inversión inicial. Las centrales que queman carbón y gas, por su parte, ofertan, al menos teóricamente, al precio que marcan sus costes variables, entre los que destaca el precio del combustible, muy dependiente de las cotizaciones internacionales del mismo. Son ellas, por tanto, las que van a determinar el precio de todas las demás. La más cara que entre será la que lo haga. Si es el gas el precio será muy superior al del año pasado, dado que, en paralelo a la subida del petróleo, el precio del gas en los mercados internacionales se ha incrementado un 30% en el último año. ¿Y qué hacen los embalses? Pues ofertan "al coste de oportunidad". Es decir, sus propietarios calculan cuál sería el precio al que ofertarían las centrales que las sustituirían en caso de que decidieran guardarse el agua para otro momento. Nótese que como es la única tecnología de las citadas que permite almacenar energía (en forma de agua embalsada), no sólo contemplan el coste de oportunidad de producir mañana, sino también el de hacerlo pasado, al otro, al otro… incluso dentro de varios meses. De todos ellos escogen el precio más caro.
El sistema funciona así salvo que el nivel de llenado del embalse sea tal que ponga en riesgo su seguridad, en cuyo caso su propietario se comporta como si de una central eólica o solar se tratara y oferta toda la energía que puede a precio cero, consciente de que debe aliviar la situación del pantano cobre lo que cobre por la energía producida.
Al fin y al cabo, pues, la energía hidroeléctrica es bimodal: u oferta al precio más caro de todas o al más barato. Sólo que este último caso sólo se da en la circunstancia poco frecuente de que haya diluviado y se prevea que siga lloviendo.
Por eso, aunque en abril de 2018 el agua haya supuesto el 24% de la electricidad producida en España mientras que en el mismo mes del año anterior se quedara en el 9%, el precio ha sido prácticamente el mismo. Nos han vendido el agua a precio de cava.
En mi opinión, más que encomendarse a chamanes, es urgente cambiar la ley para que el precio al que se venda la producción hidroeléctrica sea muy próximo a lo que cuesta producirla, mucho menos de lo que cuesta quemar carbón o gas.
Hay quien me dirá que eso es precisamente lo que ocurre en los mercados competitivos. Yo añadiré, en los cercanos a la competencia perfecta. Pero el mercado eléctrico español está muy lejos de esa situación. En primer lugar, porque no hay libertad de entrada en una tecnología crítica para el sistema por sus especiales características. Nadie puede construir presas en nuestros ríos del tamaño de las existentes. Mucho menos hacerlo en las condiciones en las que se erigieron a mediados del siglo pasado. En segundo lugar, porque las eléctricas propietarias de las presas cuentan con un gran poder de mercado, ya que suman a éstas numerosas centrales de otras tecnologías que las convierten en indispensables para satisfacer la demanda de electricidad en muchas horas del año.
La solución pasa, a mi juicio, por sacar fuera del actual mercado mayorista de electricidad a las centrales hidroeléctricas y acabar de una vez por todas con la posibilidad de especular con el agua para subir el precio de la luz.