La deriva del mercado eléctrico español y sus efectos en los bolsillos de familias y empresas y en las cuentas de las compañías responde a una lógica tan simple como, al mismo tiempo, descorazonadora para los usuarios y beneficiosa para los gestores y, vía impuestos, para el propio Estado: si los beneficios de las empresas crecen (un 23%) mientras el consumo decrece (un 6%) se debe a la combinación de un desmesurado aumento del precio del factor energía con unos sistemas de subastas y tarifas que intensifican esa tendencia.

Los resultados son espectaculares: los beneficios reales de las tres principales compañías eléctricas españolas, Endesa, Iberdrola y Naturgy, que acaparan en torno al 85% del mercado, llevan dos años acercándose a los 7.000 millones de euros, con promedios superiores a los 700.000 euros por hora y un aumento de en torno al 23% en el último lustro.

Entre 2016 y 2018, los beneficios netos finales que recogen en sus web oficiales y que notifican a la CNMV (Comisión Nacional del Mercado de Valores), oscilaron entre los 5.048 y los 5.770 millones de euros anuales, con una suma de 16.281 que no dejaría de crecer en los dos años siguientes y mucho menos en lo que va de 2021.

En 2019 alcanzaron los 5.038, aunque como consecuencia de una operación contable que redujo a 171 las ganancias de Endesa tras compensar la anotación en su balance de un deterioro de 1.800 millones de euros por el próximo cierre de sus centrales de carbón. Sin ese ajuste contable, la suma de las ganancias netas de las tres compañías superaría los 6.800.

El año pasado ocurrió algo similar: Iberdrola declaró unos beneficios de 3.611, Endesa otros de 1.394 y Naturgy unas pérdidas de 347 que dan un resultado conjunto de 4.658. Sin embargo, el segundo de esos grupos repartió como dividendo entre sus accionistas un "beneficio ordinario neto" de 2.132 (738 más) mientras el tercero daba números rojos tras un ajuste contable de 1.363 por el cierre de las térmicas que tira a la baja de una ganancia real de 1.016.

Así, los beneficios netos de esas tres compañías suman 25.977 millones de euros en un lustro con los ajustes contables y se disparan a 29.888 sin ellos, cifras a las que deberían añadirse las magras provisiones para afrontar las inversiones en renovables, que no dejan de ser ganancias que se destinan a la inversión en lugar de al reparto entre los accionistas.

Cae la demanda de electricidad

Ese aumento de las ganancias en los cinco últimos años contrasta con el descenso del consumo de energía que coinciden en constatar los datos de dos de las principales fuentes que lo miden.

Los registros de Omie, el gestor del mercado eléctrico en la península Ibérica, reseña cómo en el último lustro la energía que se mueve en España caía de 250.092 a 235.606 gigawatios (millones de kilowatios), un descenso del 5,8% que se añade a otro del 7,9% en los nueve años anteriores.

Y los cómputos de Red Eléctrica, el gestor del transporte de energía en alta y media tensión, apuntan a un retroceso similar, del 5,55% aunque con mayores volúmenes (de 264.666 a 249.991) al incluir el saldo de los intercambios fronterizos con Francia, Andorra, Portugal y Marruecos.

Por su parte, las estimaciones de la Encuesta de Presupuestos Familiares del INE (Instituto Nacional de Estadística) reflejan una ligera tendencia al alza (0,8%) en el consumo conjunto de los hogares, que supone la quinta parte del total y que entre 2016 y 2020 pasó de 52.716 a 53.180 gigawatios, mientras que, por el contrario, la media por unidad familiar se reducía casi un punto y medio al caer de 2.868 a 2.822.

La explicación sobre el aumento del consumo general de electricidad en unas familias que al mismo tiempo reducen la demanda se encuentra en el aumento del número de las primeras, que en ese periodo pasó de 18,4 a 18,75 millones según los datos de la Encuesta Continua de Hogares: hay más unidades de convivencia y consumen menos luz, pero acaba saliéndoles más caro, tanto en su conjunto como por separado, por la combinación de los precios, las tarifas y los impuestos.

Pagar un 13,3% más gastando un 1,4% menos

Otra cosa es la traducción económica de esas evoluciones de la demanda y de los precios, con la que la factura global del consumo doméstico de electricidad se disparó de 13.072 a 14.823 millones de euros anuales al pasar el precio final del kilowatio de 25 a 28 céntimos: el encarecimiento del 12% en el coste que finalmente soporta el consumidor, que alcanza un desmesurado 100% en 14 años, se come el ahorro del 1,4% para dar lugar a un aumento de la factura del 13,39%, en una tendencia que, con matices por las posibilidades de negociación que la liberalización del mercado ha dado a los grandes consumidores, se ha dado también en las actividades productivas, en las que se concentra el grueso de la reducción de la demanda.

Ese proceso se está acentuando en los últimos meses según indican los datos de OMIE, coincidentes con los registros de Red Eléctrica y que muestran la relación de ‘tijera’ que mantuvieron entre enero y junio una demanda de electricidad que caía un 16% y un precio que subía un 38%, con un vertiginoso encarecimiento del 92% si se toma como mes de referencia febrero, cuando la cotización cayó tras la tormenta meteorológica y energética de Filomena.

El aumento del precio de venta al público de la electricidad lleva unos meses coincidiendo con el del conjunto de los componentes del mix energético de los hogares, que incluye los combustibles de automoción, el gas natural y el butano como fuentes principales, algo que, de mantenerse, provocará un encarecimiento de más de 500 euros en la factura media de las familias españolas y que llega tras haberse producido como consecuencia de la crisis pandémica el mayor aumento de la pobreza energética desde que hay datos.

Una de cada nueve familias ya no podía permitirse mantener su casa a una temperatura adecuada antes de comenzar esta escalada, agravada en invierno por fenómenos como la tormenta Filomena y en verano por las olas de calor canicular, entre cuyos llamativos paralelismos se incluye el de provocar aumentos del consumo eléctrico al mismo tiempo que el precio de esa energía se encarece.

Cuando la empresa privada produce 83 veces más caro que el Estado

"La subida del petróleo, que es una cuestión especulativa por las expectativas de la recuperación, y su repercusión en los combustibles de las centrales de ciclo combinado no explica por si solo la subida de la electricidad, que también es especulativa", explica Enrique García, portavoz de la OCU (Organización de Consumidores y Usuarios), que señala que más de la mitad de las horas del mes de junio el precio más elevado lo marcó la energía hidroeléctrica con cotas más elevadas (83,5 euros por 81,92) que las centrales de ciclo combinado que queman gas.

Esos datos resultan sorprendentes cuando el propio Estado está produciendo hidroelectricidad a un céntimo el kilowatio en el Pirineo, concretamente en las centrales rescatadas que gestiona la CHE (Confederación Hidrográfica del Ebro) en El Pueyo de Jaca y en Campo. La diferencia es de 83 a uno.

"Hemos tenido precios horarios del kilowatio absolutamente descomunales", indica Rubén Sánchez, portavoz de Facua-Consumidores en Acción, que reclama al Gobierno "una reforma de calado en el sistema de fijación de precios, en la subasta del mercado mayorista", en la que, asegura, "se fomenta la especulación, e incluso en algunas ocasiones se ha detectado cómo ciertas eléctricas hacían trampas, cometían fraude".

"Esto es el principio, la ‘tormenta’ va a ir a más", apunta el investigador del CSIC (Centro Superior de Investigaciones Científicas) Antonio Turiel en relación con el encarecimiento de los distintos tipos de energía.

"La actual subida de precios de la electricidad tiene un fuerte componente coyuntural, por la ola de calor que aumenta la demanda y el anticiclón que reduce la aportación de las renovables y obliga a tirar de las centrales de ciclo combinado", que a su vez disparan la cotización de todo el mix, explica.
Sin embargo, añade, "hay componentes estructurales como el encarecimiento de los combustibles fósiles y de los bonos de CO2 que gravan su uso". Y eso, apunta, va a ir a más ante el descenso de la producción de petróleo y el incipiente abandono, o cuando menos reducción, de esa línea de negocio por algunos emporios energéticos como el ruso Rossnef, el estadounidense Exxon, el británico BP, el brasileño Petrobras o el español Repsol.