Isidro ESNAOLA
EL MERCADO ELÉCTRICO

La incineradora de Zubieta y el negocio del kilovatio

El empeño por construir una incineradora en Zubieta cuenta con un interesante incentivo para la empresa concesionaria: el importante negocio que esconde el mercado eléctrico y las primas a las renovables, variables que quedan fuera del plan de viabilidad.

El afán por construir una incineradora en Zubieta pasando por encima de todo y a cualquier precio escapa a toda lógica y más parece una demostración de fuerza de los actuales gobernantes de la Diputación de Gipuzkoa frente a una sociedad conciencia y movilizada contra la incineración. Hay, sin embargo, un aspecto del que se ha hablado poco y que puede hacer el negocio especialmente atractivo a los futuros inversores: se trata del mercado eléctrico. La subida del precio de la luz este invierno hasta alcanzar registros históricos muestran que el kilovatio da mucho juego.

El sistema ibérico

El sistema ibérico eléctrico en el que está integrado la mayor parte de nuestro pequeño país tiene sobrecapacidad para producir electricidad. Esto quiere decir que la potencia de producción instalada es muchísimo mayor –2,5 veces más– que la máxima demanda de consumo jamás registrada. Por esa razón resulta especialmente contradictorio y profundamente antieconómico seguir aumentado la capacidad de generación con nuevas incineradoras habiendo plantas que prácticamente no se usan.

Este interés por construir nuevas centrales solo puede indicar que a pesar de la sobrecapacidad el negocio eléctrico es altamente lucrativo. Conviene, por tanto, revisar el proyecto de incineradora de Gipuzkoa a la luz del mercado de energía eléctrica.

La factura eléctrica depende del consumo de electricidad que realiza cada familia, empresa o administración, y varía en función del precio del kilovatio de electricidad, que se fija mediante una subasta diaria del mercado ibérico de la energía eléctrica (MIBEL).

El precio del kilovatio puede cambiar mucho de un día a otro dependiendo de la demanda de electricidad, de la tecnología disponible, del precio de los combustibles, etc.

Básicamente, el mecanismo por el que se forma el precio es el siguiente: los productores informan de la electricidad que pueden ofrecer y el precio. Las ofertas se ordenan colocado la más baratas al principio y las más caras al final, con algunas excepciones. Así, aquellas plantas, como las nucleares, que no pueden regular su potencia fácilmente y cuyos arranques y paradas son costosos entran siempre al principio y a precio cero. El régimen especial, que incluye las que pueden recibir primas por producir energía renovable –como son las plantas de renovables, cogeneración e incineración de residuos– también entran siempre a precio cero. Luego van incorporándose el resto de tecnologías de menor a mayor precio: hidráulicas ordinarias, ciclo combinado y las térmicas de carbón.

Una vez ordenada la oferta, se suma la demanda. El precio se fija en el punto en el que la oferta de electricidad producida con la tecnología más cara alcanza para cubrir toda la demanda. El precio así fijado será el que todos los productores recibirán, independientemente del sistema de producción que utilicen.

Kilovatio a precio cero

Este sistema tiene dos consecuencias sumamente interesantes. La primera es que si la demanda es muy pequeña y se cubre con las plantas que tienen que entrar obligatoriamente, el precio de la electricidad será cero. Teóricamente resulta posible que suceda, pero no suele ocurrir.

La razón de ello estriba en que el mercado está dominado por cinco empresas; a saber, Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, Edp y E-on. Estas corporaciones controlan tanto la oferta como la demanda y por tanto están en condiciones de prever en un porcentaje altísimo la demanda más probable y adaptar la producción a esa demanda para que nadie les dé un susto. Teóricamente, por tanto, el precio sí puede ser cero. Pero en la práctica, no.

La otra consecuencia es que una vez fijado el precio, todas las tecnologías cobran lo mismo por la electricidad vendida. La tecnología más cara no gana prácticamente nada con ese montante, mientras que el resto de tecnologías obtienen una ganancia por encima de la norma. Esos beneficios extraordinarios se conocen con el nombre de windfall profits o «beneficios caídos del cielo», con lo que todo queda dicho. Es decir, con este sistema de fijación de precios algunas tecnologías de producción de electricidad están en condiciones de obtener beneficios extraordinarios continuamente.

Entre las que entra siempre en la subasta eléctrica está la incineración, lo que da amplias posibilidades de juego y la posibilidad de conseguir esos beneficios extraordinarios o windfall profits. Conviene no olvidar que el combustible que utiliza la incineradora es gratuito; es más, la incineradora cobra por utilizarlo.

El estudio de viabilidad de la incineradora de Zubieta calculaba un precio para la electricidad de 4o,56 euros/MWh y una producción de 102.425 MWh/año, lo que hace un total de 4.154.358 de ingresos anuales en concepto de venta de energía eléctrica, que serán en su mayor parte, beneficios netos.

Conviene tener en cuenta, por último, que esos 40,56 euros/MWh del estudio de viabilidad son prácticamente el precio medio pagado en 2016 (39,67€/MWh) pero en 2015 fue casi un 27% más caro (50,32€/MWh) y en enero de 2017 el precio medio ha sido de 71,49€/MWh, o sea, más de un 75% mayor que el precio establecido en dicho informe. El mercado eléctrico, por tanto, ofrece mucho juego y dejará bastantes beneficios al concesionario de la incineradora de Zubieta.

 

Las primas a las renovables pueden traer otro importante incentivo

Una parte del precio de la electricidad son los costes regulados por el Gobierno español, entre los que se incluyen las primas «a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos». Tras ese nombre técnico tan largo –que incluye la palabra residuos– tenemos lo que popularmente se conoce como las subvenciones a las renovables. Sería discutible si la incineración de residuos urbanos debe o no incluirse, pero de hecho lo está.

Las primas a las renovables han sido uno de los caballos de batalla del sector eléctrico, pero la crisis y la pérdida de recursos del Estado ha obligado a reducirlas. Tras la fuerte subida del precio de la electricidad a finales de 2013, el Gobierno modificó el sistema con el objetivo expreso de reducir su volumen. El Real Decreto 413/2014 establecía un nuevo sistema de primas que ya no estaban ligadas a la producción, sino que pasaban a depender de la potencia instalada, siempre y cuando dicha instalación cumpliera con un mínimo de horas de funcionamiento. De esta manera, en algunos casos con muchas menos horas de funcionamiento se conseguía una subvención mayor.

Paradójicamente, mientras que la mayoría de las instalaciones renovables salían perjudicadas con el cambio, el nuevo decreto beneficiaba a la incineradora de Bizkaia, Zabalgarbi, tal como denunció en su día Ekologistak Martxan. Apuntaban, asimismo, que Zabalgarbi no certificaba la electricidad que producía como de origen renovable, seguramente para no dejar en evidencia la escasa fracción renovable sobre el total producido.

El decreto, además de cambiar el modo de subvencionar, también establece un sistema de concurrencia competitiva para otorgar dichas subvenciones. Es decir, que ya no se otorga a todas las instalaciones, sino solamente a aquellas que resultan vencedoras en el proceso de selección. Por esta razón, el estudio de viabilidad de la incineradora de Zubieta calcula el monto de la prima, 3.919.064 eurros en 2016, pero no lo incluye en el cálculo del plan. Sí estipula el documento, sin embargo, el modo en que debería hacerse el reparto de la misma en el caso de que se consiga: la mayor parte de la prima recaerá en el consorcio, el 90% del total, y solamente el 10% corresponderá al concesionario.

La prima supone aproximadamente el 18% del canon anual que pagará Gipuzkoa a la UTE ganadora del concurso de la incineradora. Puede parecer poco, pero el 10% son casi 400.000 anuales más que se llevará y que no se han contabilizado en los cálculos de rentabilidad.I.E.