Las grandes eléctricas compraron gas caro porque tenían 'sus depósitos' sólo a un tercio

Las grandes eléctricas no han tenido más remedio que iniciar el año comprando gas caro en el mercado. Justo en el momento en el que la ola de frío disparaba su precio y el de la electricidad. ¿Por qué? Porque en verano, cuando el gas era barato, no aprovecharon para llenar sus depósitos.

El gas es clave para entender qué ha pasado con los precios de la luz en el inicio de 2017. Durante semanas, coincidiendo con los días de temperaturas más bajas, no se pudo tirar de producción eólica e hidroeléctrica, las energías más baratas, porque no había ni viento ni suficiente agua embalsada. La producción dependió de las centrales de ciclo combinado, que convierten el gas en electricidad. Son las caras.

Esa evolución de los precios del gas y de la luz ha puesto bajo la lupa a los principales operadores del sector energético. La sospecha: que pudieron aprovechar la escalada para arañar euros en favor de sus cuentas de resultados. En palabras de Álvaro Nadal, el ministro de Energía: "a río revuelto ganancia de pescadores… y hay que evitar ganancia de pescadores". Así se expresó hace una semana durante su comparecencia en el Congreso de los Diputados para dar explicaciones sobre la evolución de la luz en la ‘cuesta de enero’.

Nadal no desveló los nombres de esos "pescadores" pero sí señaló que tanto su Ministerio como la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) han puesto en el punto de mira a las grandes compañías del sector para ver si han llevado a cabo algún tipo de conducta irregular. "El 30 de diciembre envié una carta al presidente de la CNMC sobre mi preocupación. Me respondieron que lo analizaban desde antes y estamos esperando la conclusión", reconoció. Aún no se sabe a dónde llevarán esos análisis, pero sí hay indicios de qué ha podido pasar.

Falta de compra en verano

Las eléctricas (Gas Natural Fenosa, Endesa e Iberdrola, principalmente) están obligadas a tener reservas de gas. En concreto, tienen que tener cubierta el 50% de la capacidad de los depósitos que hay en España. Son la llamada 'reserva estratégica'. Una capacidad de almacenamiento que garantiza el suministro durante 30 días. En otros países europeos, esa capacidad es mayor, alcanza el consumo de entre 70 y 80 días. Actualmente, esas reservas se ‘guardan’ en tres puntos: Bermeo (Bilbao), Huesca y Yela (Guadalajara). Además, hay un cuarto depósito construido en el mar en Castellón, que no está operativo.

El otro 50% de su capacidad de almacenamiento es otra historia. Normalmente se usa y se rellena. Pero, este verano, cuando los precios eran baratos, sólo compraron la tercera parte de ese 50%. "Si lo hubieran adquirido se habrían ahorrado comprar barcos de gas licuado", añaden fuentes del sector gasista. 

Red de Electricidad Eloy Alonso Reuters

Llegaron al invierno con poco más que el gas obligatorio, así que han tenido que ir al mercado a competir con el mejor postor. Y ahí los precios estaban disparados. "No ha faltado gas", advierten, "pero el precio podría haber sido más bajo".

Pero ese no ha sido el único problema. Hay otros dos factores que han condicionado el precio del gas durante el mes de enero. Por un lado, las eléctricas no han podido tirar de gas argelino (de donde procede el 60% de todo el gas que se consume en España) debido a los problemas técnicos en varias plantas del país norteafricano.

El otro condicionante ha sido Francia. El país vecino ha tenido que recurrir a la producción eléctrica española por tener bajo revisión, por problemas técnicos, parte de su red de centrales nucleares, su principal fuente de suministro. En resumen, las grandes del sector no han tenido otra alternativa que producir con centrales de ciclo combinado y, para hacerlas funcionar, han tenido que comprar gas ‘spot’ (a precio de mercado) a 40 euros por MWh.

Ni el sur de Francia, ni España, han tenido la oportunidad de acceder al gas del norte de Europa, que este invierno es más barato, por la ausencia de interconexiones gasísticas que lo permitan. "Nosotros, Portugal, Italia… no tenemos acceso al gas más barato, el noruego, el ruso...", reconoció Nadal en el Congreso de los Diputados. "Por eso siempre estamos demandando una mejora de las interconexiones. Dependemos del gas que viene de Argelia, que normalmente se paga a 15 euros MWh. Lo estamos pagando a 40. Si tuviéramos acceso a esos mercados del norte pagaríamos 25 euros", asumió el ministro.

A las grandes energéticas comprar en ‘spot’ no les supone un lastre porque repercuten en el mercado mayorista esa subida de costes. Hay que tener en cuenta que el sector eléctrico es marginalista, funciona como una especie de cesta en la que van entrando todas las energías (eólica, hidráulica, nuclear…) en función de su precio, de la más barata a las más cara. Pero es la última la que fija el precio para todas, incluidas las que cuestan menos.

Así, en las últimas semanas se ha tirado más de la producción con ciclo combinado. Unas centrales que cobran por estar siempre listas y tener el gas necesario para poder funcionar. Son los denominados "incentivos a la disponibilidad". En concreto, entre 2015 y 2016, han recibido más de 345 millones de euros para garantizar que sus ciclos combinados están plenamente disponibles. Sin embargo, en los últimos años, muchas de esas instalaciones no han estado operativas.