Month: August 2021

No se puede hacer favor más flaco al mercado que confiar en uno en el que la competencia brille por su ausencia. Sin competencia, un mercado se convierte en coartada perfecta para consolidar la posición de empresas ya instaladas que disfrutan de rentas que no pueden ser disputadas por sus competidores.

Bajo el diseño actual del mercado eléctrico español, las centrales son despachadas en orden creciente a sus ofertas, y son retribuidas al precio de la mayor. Este diseño retribuye en exceso a nucleares e hidroeléctricas porque sus costes son muy inferiores a los precios de mercado, que generalmente fijan las centrales de gas o carbón. Con datos de 2012-2020, la diferencia entre sus ingresos de mercado y sus costes de producción podría haber superado los 2.800 millones de euros en media anual. La cifra para 2021 sería mayor, porque el precio medio del mercado eléctrico ya duplica la media de precios del periodo 2012-2020, sin que tenga visos de caer en el medio plazo.

Se podría argumentar que esos beneficios son necesarios para recuperar las inversiones. Pero esto no se aplica al caso de nucleares e hidroeléctricas en España. Primero, porque sus costes de inversión ya han sido recuperados a través del mercado y de diversos pagos regulados. Y segundo, porque no hay ningún mecanismo que garantice que esos beneficios coinciden con sus costes de inversión. De hecho, los han excedido ampliamente. En los mercados competitivos, el mecanismo que ajusta las rentabilidades se llama “libertad de entrada”, que lleva a las empresas a invertir en las tecnologías sobrerretribuidas hasta diluir el exceso retributivo. Pero esta dinámica está ausente en el mercado eléctrico: no es posible construir más nucleares o hidroeléctricas, bien por decisión política o porque todos los aprovechamientos hidroeléctricos disponibles ya han sido explotados. Y aunque fuera posible hacerlo, las nuevas centrales no gozarían de la ventaja de las actuales: haber recuperado sus costes de inversión a través de ingresos históricos regulados.

Por eso, cuando se dice que el diseño del mercado eléctrico actual es el más eficiente, se olvidan tres cuestiones. Primero, se olvida que la libertad de entrada, condición necesaria para la eficiencia del mercado, no se verifica en los segmentos nucleares e hidroeléctricos. Además, existen otros fallos que reducen su eficiencia: el ejercicio del poder de mercado y la presencia de externalidades positivas y negativas no adecuadamente internalizadas por la fiscalidad o la regulación. Por poner sólo un ejemplo, la gestión privada de las reservas hidroeléctricas (crucial para la seguridad de suministro y la integración de las renovables) se encuentra en conflicto con el interés general. Este conflicto desaparecería si los recursos hidráulicos fueran gestionados por una empresa pública, pero el estado actual de las concesiones podría retrasar en exceso su creación. En cualquier caso, en manos públicas o privadas, la regulación debe establecer un marco de incentivos adecuado para la correcta gestión de los recursos hidroeléctricos.

Segundo, se olvida que en juego está no sólo la eficiencia del sector eléctrico, sino también la eficiencia de las inversiones necesarias para la descarbonización: si se paga más por la electricidad de lo que cuesta, se estará frenando el proceso de electrificación. ¿O es que se espera que la movilidad eléctrica, o el hidrógeno verde, puedan prosperar con una electricidad a 100 euros el megavatio hora?

Por último, si los consumidores pagan toda electricidad al mismo precio (la que emite CO₂ y tiene costes altos, y la que no lo emite y además tiene costes bajos) no podrán percibir los beneficios de la transición energética y con ello sumarse a la lucha contra el calentamiento global. La transición energética justa y eficiente empieza porque el excedente del consumidor no quede en manos de empresas que actúan en régimen de monopolio.

El mercado en el sector eléctrico es posible y deseable, pero es necesario reformar su diseño actual, que no proporciona ni equidad ni eficiencia, y amenaza con obstaculizar la transición energética. Si bien las nuevas subastas de renovables apuntan en la dirección correcta al hacer competir lo que es igual con lo que es igual, permitiendo que la competencia revele sus propios costes, los efectos no se van a notar en el corto plazo. La solución a los altos precios de la electricidad en España pasa irremediablemente por atajar la sobrerretribución de la energía procedente de centrales nucleares e hidroeléctricas. La ley en tramitación para recortar el exceso de retribución causado por el precio del CO₂ soluciona sólo una cuarta parte del problema.

Existe margen para hacerlo dentro del marco europeo. Una medida vigente en España podría aportar pistas para la solución. Tras una auditoría regulatoria, el Gobierno del PP aprobó un real decreto en 2014 (RD 413/2014) para ajustar la retribución de las renovables a una rentabilidad razonable. ¿Por qué no aplicar también una rentabilidad razonable a nucleares e hidroeléctricas? Habría una diferencia fundamental entre ambas medidas: si bien aquella medida recortó la retribución de las renovables por debajo de la comprometida por el BOE en el momento de su inversión, en el caso de nucleares e hidroeléctricas se estaría muy al contrario retomando el marco vigente cuando fueron puestas en marcha.

Con el precio del gas por encima de los 40 euros el megavatio hora, y estando sus niveles de almacenamiento bajo mínimos, el otoño de 2021 y el invierno de 2022 pueden presentarse complicados. Ni las empresas, ni las familias, ni el proceso de descarbonización, pueden permitirse esperar a 2023 para que las nuevas renovables empiecen a deprimir el precio del mercado eléctrico por debajo del coste de generación con gas. El corto plazo puede ser el mayor obstáculo para el largo plazo. Es necesario actuar antes de que los acontecimientos lo hagan inevitable.

Este artículo fue publicado en el diario EL PAÍS el día 26 de agosto de 2021. Pincha aquí

En junio, el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista español ha alcanzado los 84€/MWh, casi duplicando la media de los últimos diez años. El mayor beneficiario han sido las empresas eléctricas, que han visto cómo el encarecimiento de la generación eléctrica con gas inflaba los márgenes de beneficio de la gran mayoría de las centrales porque sus costes no han aumentado.

El Gobierno, consciente del impacto social y económico de la subida de la electricidad, ha aprobado este mes una rebaja temporal del IVA de la electricidad para los consumidores domésticos —que ha pasado del 21% al 10%— y ha suspendido el impuesto del 7% sobre el valor de la producción eléctrica. Pero el problema no es el impuesto, sino la base sobre la que se aplica. En tramitación parlamentaria hay dos medidas que pretenden atajar el precio elevado de la luz. La primera es un anteproyecto de ley que evitará que los consumidores paguen cerca de mil millones de más por el CO2 no emitido en las centrales nucleares e hidroeléctricas. La segunda medida es la creación del Fondo Nacional de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico, que repartirá una parte del coste del sistema eléctrico entre todos los sectores energéticos. Si logran aprobarse, estas medidas irán paulatinamente reduciendo la factura hasta un 15%, pero previsiblemente no entrarán en vigor antes de 2022.

La razón de por qué la electricidad es cara hay que buscarla en la regulación eléctrica, que confía en un único precio, —principalmente el que ofertan las centrales de gas en el mercado— para remunerar a la mayoría de las centrales eléctricas, aunque estas tengan costes muy dispares y, en su mayor parte, inferiores a los precios ofertados por las centrales de gas.

¿Qué hacer? Existe un amplio consenso sobre los grandes objetivos que la reforma estructural del sistema energético, en la que ya trabaja el Gobierno, debería perseguir. Por una parte, la nueva regulación debería retribuir de forma adecuada y estable los costes del suministro eléctrico, tanto de los activos existentes, como de las nuevas inversiones necesarias para transitar hacia un sistema eléctrico descarbonizado. Por otro lado, debería favorecer que los consumidores paguen los precios de un mercado adecuadamente diseñado, capaz de revelar los verdaderos costes de la electricidad. El debate radica en cómo traducir esto en medidas concretas.

La nueva regulación podría vertebrarse en torno a dos mercados: de corto y de largo plazo. El mercado a corto plazo aseguraría que la producción se llevara a cabo en todo momento con las fuentes de generación más eficientes, y que la demanda, en la medida de lo posible, contribuyera a alcanzar los equilibrios del sistema. A su vez, los mecanismos a largo plazo servirían para ajustar la retribución de las centrales de generación eléctrica a sus propios costes, asegurando que los consumidores no paguen por la electricidad más de lo que cuesta.

Para las nuevas centrales de energías renovables, el regulador, en representación del sistema eléctrico, debería celebrar subastas de contratos a largo plazo (como el pasado mes de enero). La competencia entre los inversores permitiría a todos los consumidores beneficiarse de los costes cada vez menores de las renovables, al remunerar su producción al precio de la subasta (que reflejará sus costes medios) y no al precio volátil e incierto que los mercados a corto plazo fijan hora a hora. En todo caso, las inversiones en renovables habrán de hacerse evitando posibles impactos adversos y aportando beneficios económicos y sociales en los territorios donde se ubiquen. Se trata de involucrar a los ciudadanos y a las administraciones locales en el cambio del modelo energético. La apuesta por el autoconsumo individual y compartido también contribuirá a ello.

Para las centrales eléctricas existentes, y en concreto, para las anteriores a la Ley del Sistema Eléctrico de 1997, difícilmente se podrá recurrir a mecanismos competitivos para corregir una sobre retribución fruto de un contexto en el que la competencia ha estado y está ausente. Pero se podría recurrir a una auditoría regulatoria que identifique un precio razonable para su producción, teniendo en cuenta sus costes variables y los de inversión que no hubieran sido recuperados a través de los pagos regulados y márgenes de beneficio que han percibido desde entonces. Y ello, naturalmente, con independencia de lo que reflejen las cuentas de las empresas propietarias, que no son producto de la realidad económica, sino de sus prácticas contables. No olvidemos que el marco regulatorio vigente antes de 1997 les garantizaba generosamente la recuperación de sus costes, pero no el exceso retributivo del que gozan.

Sin una reforma de esta naturaleza no será posible avanzar en la transición energética. Los elevados precios de la electricidad desincentivarían la electrificación como vía principal para la descarbonización de la economía, y la sociedad se opondría a las políticas medioambientales si se traducen —injustificadamente— en el encarecimiento de un bien tan esencial como la electricidad. Es tarea de la regulación que los costes y beneficios de la transición energética se repartan de forma equitativa.

Natalia Fabra es Catedrática de Economía de la Universidad Carlos III de Madrid.

Este artículo fue publicado en EL PAIS el 2 de Julio de 2021: Link al artículo