En 2022 las grandes eléctricas batieron todos los récords impulsadas por la guerra de Ucrania que disparó el precio del gas y de la electricidad. Iberdrola, Endesa y Naturgy acabaron aquel año con un beneficio conjunto de 8.529 millones de euros. Este 2024 la situación es muy distinta -marcada por el descenso de los precios- pero los tres grandes nombres del sector no han pisado el freno, con una expectativa de acabar el año con unos beneficios totales de 8.700 millones de euros, según las orientaciones ofrecidas en sus presentaciones de resultados del primer semestre. En ese periodo, las tres grandes compañías ganaron 5.976 millones de euros, por delante de los 4.444 millones del mismo periodo 2023 y de los 3.548 millones de 2022.
Si bien la cifra agregada es mayor en comparación con las del año de la crisis energética, en el análisis individual la situación cambia ligeramente y Endesa tiene un resultado inferior a los cosechados en 2022, cuando la compañía que dirige José Bogas obtuvo un beneficio “extraordinario” marcado por el descenso del consumo de sus clientes industriales que le dejó una enorme cantidad de gas varada que decidió revender, aprovechando el entorno de precios altísimos de ese momento.
En cualquier caso, se trata de beneficios, no pérdidas, en un contexto de precios diametralmente opuestos, pues en la primera mitad de 2024 el precio de la luz costó un promedio de 39,09 euros por megavatio-hora (MWh), en 2023 fue de 89 euros y en 2022 ascendió hasta el récord de 206 euros, según el Operador del Mercado Iberico (OMIE). Y el del gas se situó en 30 euros, mientras en años anteriores había sido de 58 y 100 euros, respectivamente, según el mercado europeo de referencia (TTF holandés).
La clave -superando la cuestión puramente financiera relativa a situaciones extraordinarias- está en el modelo verticalmente integrado de estas compañías, que va más allá del refrán de ‘no poner todos los huevos en la misma cesta’ y se centra en tener huevos en todas las cestas. Así se podría resumir lo que técnicamente significa que un mismo grupo realice al menos una de las funciones de transporte o distribución y, como mínimo, una de las funciones de generación o suministro, según la directiva de mercado interior.
Ese es el caso de las tres grandes empresas eléctricas que tienen negocios de generación (producción de energía), comercialización (venta del suministro) y distribución (redes eléctricas). En las dos primeras áreas, al ser generadores y vendedores de electricidad pueden sacar ventaja de los precios altos, al poder vender la energía producida más cara a otras empresas y más barata a las comercializadoras de su propio grupo (contratos bilaterales), y de los precios bajos, porque el margen de la comercialización se amplía.
Y al mismo tiempo, la distribución garantiza unos ingresos fijos durante un periodo, que serán mayores o menores en función de las inversiones previas y de los precios regulados que marquen los distintos gobiernos. Esta última partida será muy relevante en los próximos años, con el despliegue previsto de redes eléctricas para integrar toda la generación renovable con la demanda de grandes industrias y por eso las empresas llevan meses presionando al Gobierno y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para que el primero elimine los topes a la inversión y el segundo mejore la rentabilidad de estas infraestructuras.
Como ejemplo, en este primer semestre de 2024 Naturgy ganó 1.043 millones de euros, prácticamente lo mismo que el año pasado (1.045 millones) y el doble que hace dos, porque pese a que las actividades liberalizadas de gas y electricidad (generación y comercialización, pero también aprovisionamiento de gas) experimentaron una contracción “significativa” de sus márgenes, las reguladas crecieron por la revisión de la remuneración en algunas regiones de América Latina y el crecimiento en distribución de electricidad en España.
No es la única. Un recién llegado al negocio eléctrico, el consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, quitaba hierro a los bajos precios de venta de la generación eléctrica (renovables y ciclos combinados son las centrales que tiene la petrolera en España) al sugerir que lo que no se gana por un lado se gana por el otro: “Empezamos a ser un negocio integrado y en ese sentido vemos lo atractivo de la rebaja de precios en el mercado por el impacto en nuestra área de comercialización”, dijo Imaz, durante la presentación de resultados del semestre.
Y algo similar ocurre con Endesa, cuyas menores ventas de electricidad y gas compensaron parcialmente la disminución de los costes de compra de energía y del consumo de combustible como consecuencia de la bajada de precios de gas y electricidad, mientras la distribución se mantuvo estable. «Hemos desarrollado una gestión eficaz en un contexto de mercado volátil gracias a nuestra estrategia integrada, enfocándonos en recursos con el cliente”, celebró el consejero delegado de Endesa, José Bogas, durante la presentación de resultados, con un beneficio de 800 millones de euros, casi un 9% que en 2023 y un 12% menos que en 2022.
En el caso de Iberdrola ha sido la generación, debido a una mayor producción con bombeo hidroeléctrico (centrales hidráulicas en las que se puede almacenar energía), la que ha compensado los menores precios, la menor producción nuclear y un menor margen de redes. “Pararemos plantas o reduciremos potencia cuando las condiciones de mercado no sean tan favorables como para conseguir un retorno sobre nuestras condiciones”, afirmó su presidente, Ignacio Galán, al ser preguntado por la menor producción nuclear y solar durante el periodo. “El bombeo se ha convertido en un negocio recurrente al margen de si llueve más o menos”, añadió. La compañía ganó 4.133 millones, un 64% más que en 2023 y el doble que en 2022, influenciada por las plusvalías de la venta de su negocio de ciclos combinados en México.
¿Vuelve la competencia?
Después de unos años de dominio de las tres grandes, los precios bajos han devuelto la competencia al mercado, según el consejero delegado de Endesa, José Bogas, pero sin una guerra de precios, como ocurre en el de las telecomunicaciones, con ofertas ‘low cost’ que dinamitan los ingresos de las empresas. “La competición no se basa en descuentos en el precio, sino en campañas promocionales. El mercado está en niveles sanos porque los precios finales no se han reducido”, afirmó. Es decir, pese a los precios bajos del mercado mayorista -con ceros y negativos en algunas horas- las tarifas que ofrecen las compañías se mantienen estables.
Con la subida extraordinaria de los precios por la guerra de Ucrania, las compañías más pequeñas se habían quedado prácticamente fuera de juego. Al no estar verticalmente integradas, en una situación de extrema inestabilidad en el mercado mayorista, estas empresas no se pueden cubrir con facilidad ante las variaciones de precio, que les provocó generó dificultades financieras, según exponía el Banco de España, en un informe sobre el impacto de la crisis sobre las empresas energéticas.
“Al no participar estas últimas en la actividad de la generación, no contaron con la cobertura natural que supone la integración vertical y que se evidencia por medio de la compra de electricidad a través de los contratos bilaterales intragrupo”, añadía dicho informe. En esa vuelta a la normalidad en términos de competencia, además de a las empresas independientes, Bogas citó a las petroleras -que aprovechan su oferta multienergía para ofrecer descuentos en carburantes, dijo- y a la tarifa regulada, conocida como PVPC, que fue “la más barata” en el segundo trimestre de este año.
Al estar vinculada al mercado mayorista, en una situación de precios bajos, esta tarifa es la más barata, al contrario de lo que ocurre en situaciones de precios excepcionalmente altos, como en 2022. Solo la comercializan las grandes eléctricas, pero al estar regulada su margen comercial es inferior y, por tanto, supone un beneficio menor. De hecho las compañías siempre se han manifestado en contra de ella.
Subida de precios
Los precios repuntarán en la segunda mitad del año, hasta duplicar el promedio del coste de la electricidad en el mercado mayorista durante los primeros seis meses, hasta los 80 euros por MWh. En lo que va de mes, el precio de la luz marca un promedio de 68,75 euros, según los registros del Operador del Mercado Ibérico de la Energía (OMIE). Mientras, el mercado de futuros -donde se negocian la compraventa de electricidad para su entrega en fechas posteriores- marcan precios para los próximos meses que rondan los 80 euros, según OMIP.
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