LA ELECTRICIDAD EN ESPAÑA

Colaboración de Jacinto Cobo

Capítulo I

De todos es conocido el anuncio de la subida que va a experimentar nuestro recibo de la luz desde el 2014.

Lo curioso de la noticia es que el Gobierno también se ha sorprendido del incremento tan fuerte que va a sufrir el servicio y, para que se entienda mejor cómo funciona el sistema eléctrico, vamos a intentar explicar, en varios capítulos, de qué manera se cocina esta sorpresa… ¿Nos la creemos?

Con la producción y venta de la electricidad no pasa lo mismo que con la cría y venta de borregos en Almenara porque los animales pertenecen a un ganadero y éste se entiende de manera directa con un comprador.

Con la electricidad no ocurre igual porque hay diferentes formas de producirla, diferentes dueños que venden, diferentes precios que se fijan según unas variables que ahora se explicarán y un único comprador… ¡El español zurritonto que ya no sabe de dónde va a sacar más dinero para pagar unas necesidades que van en razón inversa a su economía familiar!  

1.- Los costes del sistema

Los costes del sistema, como en cualquier otro, se dividen en fijos y variables. En el sector eléctrico es muy difícil separar los fijos de los variables, y además, existe un riesgo político importante, ya que si los costes variables son muy bajos respecto a los fijos, se fomenta el despilfarro energético ya que no resulta rentable invertir en eficiencia energética.

En una central nuclear, por ejemplo, se podría considerar que todos sus costes son fijos, ya que trabaja siempre al 100% de carga, pero también se podría considerar que sus costes son todos variables ya que al ser su producción anual fija y predecible, es muy sencillo determinar cuál es el coste de producción por KW·h.

Lo lógico sería pensar que si se suman todos los costes fijos del sistema, y se calcula la demanda previsible anual, añadiendo lo que cuesta producir esa demanda, y añadiendo los márgenes para los operadores, se podría calcular fácilmente cual sería el coste del KW·h.

Sin embargo, el sistema no funciona así. Los costes se separan en fijos y variables, y los ingresos provienen de una factura que tiene un término de potencia (término fijo) y un término de energía (término variable).

En principio, la suma de unos y de otros debería ser igual, pero nos encontramos que la suma de los costes es superior a la de ingresos, y que esa diferencia genera el Déficit de Tarifa.

¿Es eso cierto? ¿Es posible que en un sistema similar al de otros países del entorno nuestro sistema eléctrico sea más caro y deficitario?

Lo es, pero porque está mal regulado.

Y la trampa aparece en el término variable de la energía. A pesar de que el RDL 9/2013 habla de sobre retribuciones a las energías renovables pero obvia o pasa por alto las sobre retribuciones que reciben las energías convencionales.

Explicado en pocas palabras. A las eléctricas se les ha reconocido gran parte de sus costes como costes fijos. El adelgazar de costes las centrales de producción hace que los costes fijos del sistema aumenten.

En los costes variables aparecen los costes de producción a los que se suman otro tipo de costes variables, y la parte de costes fijos que no se puede cubrir con el término de potencia que se cobra a los usuarios mediante el término de energía.

Los costes de producción se obtienen del “pool eléctrico”, que es la subasta energética diaria, y ahí es donde se esconde la trampa de las eléctricas.

2.- Funcionamiento del “pool”

El “pool” o “subasta eléctrica” determina cuál va a ser la demanda horaria que va a haber diariamente.

Cada hora los diversos agentes de producción pujan por sus centrales, ofreciendo la energía a un precio determinado. El paquete de renovables entra si o si, a no ser que REE determine que en determinadas redes no puede entrar ese día energía y paralice principalmente parques eólicos.

La energía nuclear y la del carbón se aseguran que entrarán al 100 % de carga, pujando a un coste 0.

Las eléctricas deciden si algún embalse debe entrar, pujando a un precio relativamente bajo (hasta 30 €/MW·h los más caros) y posteriormente entra el gas de los ciclos combinados. Éstos entran a 50 €/MW·h los más desesperados hasta 70 €/MW·h los de las eléctricas, e incluso más en épocas donde el gas está caro.

Pues bien, una vez que se ha sumado horariamente cual es la energía que aporta la nuclear y el carbón, y la predicción de las renovables, empieza a entrar el gas, a las pujas que se han hecho, hasta alcanzar la oferta en energía a la demanda prevista.

Entonces se para el precio de la puja, y se ve a qué precio ha entrado el último pujante, que generalmente es gas, que entra entre 50 y 70 €/MW·h. Y a ese precio recibirán todas las tecnologías su retribución.

Las renovables recibirán un complemento en forma de prima, o directamente una tarifa fija independientemente del “pool”, en función de la energía aportada al sistema.

Las fuentes convencionales (nucleares y carbón) de energía han adelgazado convenientemente sus costes fijos, y los costes variables que declaran son muy bajos, por lo que la retribución que reciben en el “pool” cuando está a la media de 55 €/MW·h ronda el 350% de margen comercial en el caso de las nucleares o del 200% en el caso de las de carbón, muy alejadas por lo que se ve del 7'5% de retribución razonable para las renovables que pregona el RDL 9/2013.

También es cierto que esto no se da las 24 h del día, sino en las puntas. Ya hemos mencionado antes que hay 24.000 MW de potencia que se cubren en horas valle, y que esa potencia la cubren entre las nucleares, las renovables y el carbón, mientras que la fotovoltaica y el gas cubren las puntas.