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.

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.

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.