REPORTAJE

Agua a precio de gas: así se 'forró' Iberdrola vaciando el embalse de Ricobayo en 5 meses

[CON GRÁFICOS] La energía hidroeléctrica ha marcado el precio del mercado mayorista de electricidad el 75% de las horas más caras de este 2021 de precios récord, según se desprende de los datos del Operador del Mercado Ibérico de Electricidad. La eléctrica, que defiende que el embalse de Ricobayo cumple "su función en el momento más necesario" desaguó desde el 3 de marzo más de mil hectómetros cúbicos (todo Riaño y el Porma enteros), y la mitad entre el 1 de junio y el 4 de agosto, cuando cambiaron las tarifas. Así funciona el mercado eléctrico para sacar beneficio del agua en centrales ya amortizadas.

Embalse de Ricobayo en Zamora vaciado por Iberdrola
Ricobayo tiene casi dos veces más capacidad que el de Riaño y lo han dejado así. // Miriam Chacón / ICAL
ileon.com / elDiario.es | 15/08/2021 - 19:45h.

Iberdrola ha ganado mucho dinero vaciando casi por completo el embalse Zamorano de Ricobayo. Ha desaguado mil hectómetros cúbicos desde el 3 de marzo -la mitad entre el 1 de junio y el 4 de agosto, justo cuando cambiaron las tarifas eléctricas y subieron espectacularmente los precios- porque el agua turbinada de una central hidroeléctrica más que amortizada le ha salido a precio de gas, el más caro de todos. Negocio Redondo.

Según un reportaje de Antonio M. Vélez y Raúl Sánchez en elDiario.es, "la energía hidroeléctrica ha marcado el precio del mercado mayorista de electricidad el 75% de las horas más caras de este 2021 de precios récord, según se desprende de los datos del Operador del Mercado Ibérico de Electricidad".

El cálculo –continúa el trabajo de los dos periodistas– recopila los datos de OMIE desde enero hasta el sábado, 14 de agosto, cuando el precio medio del denominado pool, que determina una parte de la factura de la luz, va a marcar un récord para este día de la semana (sábados y domingos suelen registrar precios más bajos por la menor demanda) en mitad de la primera ola de calor del año, que ha disparado el uso de aparatos de aire acondicionado.

En concreto, el pool va a cayó el sábado poco más de un 2% con respecto al récord del viernes, tras encadenar cinco máximos históricos consecutivos. Pese a la ligera caída, este 14 de agosto igualará su récord horario de 130 euros megavatio hora (MWh) a las 22 horas, cuando la hidráulica de bombeo será la tecnología que fije el precio que cobren todas las tecnologías de generación.

Iberdrola defiende que ha hecho lo correcto

Iberdrola, por suparte, ha llegado a afirmar que el embalse de Ricobayo cumple "su función en el momento más necesario"  que la explotación del embalse zamorano "se está realizando dentro de los rangos y cotas establecidos y con normalidad" y que en otras ocasiones se ha llegado a cotas similares "e incluso inferiores". Hasta en ocho en los últimos 25 años, según señalan desde la empresa.

Para la Eléctrica, esta función es "la de producir energía para el suministro de la demanda y desplazar, junto a otras fuentes de generación eléctrica, a las tecnologías más caras en la conformación del precio de la electricidad". Recuerda además que Ricobayo es un "embalse de regulación anual que se llenan con el agua de las lluvias para posteriormente generar energía en la época seca, siempre que se demande y cuando es más útil para el sistema".

Para Iberdrola Ricobayo es una "reserva de energía, que se encuentra a disposición del sistema eléctrico" y éstas se utilizan "cuando más aportan al sistema", o cuando no hay suficiente con otras fuentes de generación, o para sustituir a las más caras, y se excusa en que "ningún otro embalse del eje del Duero tendría esta capacidad de regulación y que, con el nivel actual, el embalse de Ricobayo conserva más volumen de agua que Aldedávila y supera lo almacenado por los otros dos embalses zamoranos del Duero juntos, Villalcampo y Castro".

Una regulación desfasada

Esta dinámica es el resultado del funcionamiento de un mercado cuya regulación está "desfasada", dijo el jueves la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera. Ante la tormenta política y la alarma social por la sucesión de récords, Ribera ha cambiado su discurso y ahora estudia la tradicional propuesta de Podemos de que una empresa pública gestione la energía hidroeléctrica según venzan sus concesiones. Dijo mostrarse "escandalizada" ante lo ocurrido en Ricobayo, justo al día siguiente de que la presidenta de la CHD, Cristina Danés, acordara que se dejara de desembalsar cuando lo habían vaciado el 90% y además manifestó sentirse orgullosa por lo que consideraba "un logro" con la Eléctrica.

El portavoz parlamentario de Izquierda Unida en el Congreso y portavoz adjunto de Unidas Podemos, Enrique Santiago, pidió el viernes que esa eléctrica pública se materialice "cuanto antes", pero el ministro de la Presidencia, Félix Bolaños, señaló que "sería en el medio y largo plazo".

"Una de las posiciones que se plantea es que pueda haber una empresa pública, cuando terminen las concesiones en todo caso, porque la seguridad jurídica es muy importante, y hay que ver también las condiciones de las concesiones una vez que concluyan. Es una de las medidas que se están trabajando, pero sería en el medio y largo plazo", indicó Bolaños.

"No estamos diciendo que vamos a hacer una empresa pública energética, estamos diciendo que vamos a analizar en el caso de las explotaciones hidráulicas cuál es la mejor respuesta", señaló por su parte la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen. "No estamos prejuzgando quién va a gestionar estas concesiones, pero sí estamos analizando cuál es la opción que maximizaría esas necesidades", añadió.

"¿Por qué lo hacen? Porque pueden"

Los vectores que explican los elevadísimos precios del mercado mayorista son la cotización del gas natural y las emisiones de CO2, que están en máximos históricos por la mayor ambición climática de la UE y por la fuerte demanda de esta materia prima desde Asia en un contexto de problemas de suministro en Rusia. Como explicó Ribera el jueves, las eléctricas, en función de los precios del gas y el carbono, "ofertan electricidad que procede de tecnologías mucho más baratas interiorizando ese precio".

Entre ellas, la hidroeléctrica, que utiliza un bien público como es el agua. Lo hacen porque pueden. En España, como en Europa, el mercado mayorista opera bajo un sistema marginalista. Todas las tecnologías reciben el precio que marca la última central que permite casar oferta y demanda en una subasta horaria que se celebra con un día de antelación. Y a diferencia de la nuclear (una energía de base, que oferta su producción a precio cero), la hidráulica no necesita verter electricidad constantemente. Se adapta al precio de mercado que van marcando los ciclos combinados (que queman gas natural) y se oferta a un precio alto para maximizar sus beneficios.

"Europa debería modificar urgentemente su sistema de precios marginalistas", reclamaba este viernes, en un artículo en Expansión, el presidente de la papelera Ence, Ignacio Colmenares. El ejecutivo, cuya empresa tiene intereses en renovables, aseguraba que "en ningún caso la subida de precios de nuestra factura de la 'luz' se debe a la descarbonizacion de la economía, ni al aumento de la generación eléctrica con energía renovable, ni tampoco a la mayor electrificación de la energía demandada".

La subida se come el efecto bajada del IVA... ¿Es ahora adecuado el PVPC?

La escalada de agosto va a comerse el efecto de la bajada de urgencia del IVA de la luz al 10% y la suspensión del impuesto del 7% a las generadoras de electricidad. "Esto no tiene una solución única ni se resuelve con una movilización en la calle", advertía Ribera, tras la amenaza de movilizaciones de su socio de Gobierno, Unidas Podemos. Otra de las vías que analiza el Ejecutivo es cambiar la tarifa regulada, como piden las eléctricas, para que sea más estable a cambio de una "pequeña prima".

Los cambios en esa tarifa, el precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC), menos caro que las ofertas que promocionan las empresas, están por definir. El sistema actual se puso en marcha en 2014, tras otro pico de precios que se saldó con una multa de la CNMC a Iberdrola por manipular el mercado eléctrico y la eléctrica acabó imputada en la Audiencia Nacional y el procedimiento sigue abierto casi ocho años después. La solución del entonces ministro de Industria, José Manuel Soria, fue implantar el actual sistema de precios (que indexa el PVPC directamente a la cotización del pool) en sustitución de una subasta trimestral conocida como Cesur.

En esas subastas participaban empresas eléctricas, entidades financieras, brokers y traders, y arrojaron un importante sobrecoste para el consumidor que se cifró en unos 2.000 millones en el periodo comprendido entre 2008 y 2013, por la prima de riesgo que comportaba pagar un precio fijo cada tres meses por la energía que iban a suministrar las comercializadoras de último recurso (CUR).

La actual escalada del pool ha dado munición a los detractores del PVPC, que pese a ser más barato lleva años en retroceso: actualmente hay acogidos unos 10 millones de suministros, frente a los 17 millones que están en el mercado libre. Al tener como referencia el mercado mayorista, recoge de manera inmediata sus fluctuaciones. Y la traslación de las subidas de la luz en los mercados eléctricos europeos por el alza de los derechos de emisión y el gas ha sido "particularmente elevada" en España, según un reciente estudio del Banco de España que señala que el encarecimiento del pool explicaría una tercera parte de la subida del IPC en el primer semestre de este año.

¿Es el PVPC una mala solución? El Banco de España recuerda en ese informe que los sistemas que referencian la tarifa doméstica directamente a la cotización de la energía, como el español y otros como el de Estonia o Suecia, son más volátiles, pero "permiten que los consumidores interioricen en mayor medida las señales proporcionadas por los precios, adaptando su patrón de consumo en consonancia", ahorran a los usuarios la prima de riesgo que implica un precio fijo y "tienden a dotar al mercado de una mayor transparencia y permitir una gestión más eficiente de la demanda".

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