Más competencia en el mercado de generación es la vacuna contra el aumento del precio de la luz

Las últimas semanas, el precio de la “luz” acapara los titulares de los medios de comunicación junto a las múltiples derivadas de la pandemia. Antes de nada, es importante precisar que la factura de la luz está integrada por tres conceptos además de la energía que son la retribución de las redes por las que discurre; decisiones políticas a partir del año 2000, como la financiación del déficit de tarifa, originado al no trasladar a los consumidores todos los costes que se reconocieron del sistema y aplazar su pago, que agregando resultados anuales alcanzó 30.000 millones de euros en 2013; y tercero, los impuestos. Modular el precio final de la factura, se puede hacer actuando sobre cualquiera de sus componentes; pero la capacidad de los poderes públicos de influir en ellos, es desigual. La rebaja del IVA del 21% al 10%, para contratos hasta 10 kw hasta fin del año 2021, y la exención del impuesto de generación durante el tercer trimestre, decididas por el Gobierno, tienen un impacto coyuntural; pero inmediato, mientras que los efectos de cambios en el diseño o la estructura del mercado son a más largo plazo; pero también más profundos y duraderos.

La cifra redonda de 100€ Megavatio (MW) del 15 de junio, repitiendo los precios máximos de enero, durante la tormenta Filomena (el 8 de enero, el precio marginal a las 14 horas medio alcanzó 110 €MWh y el medio de aquel día los 94,45 €MWh, mientras que durante el conjunto del año 2020 se situó en apenas un 37%, unos 35 €MWh) ha disparado las alarmas y de tanto hablar de vacunas, se pide al gobierno y a la comisión nacional de los mercados y la competencia (CNMC), que provean una que los rebaje.

Se han formulado críticas a que las empresas eléctricas procuren maximizar sus beneficios y a que el Gobierno no sea capaz de controlar el precio, que me suscitan un par de comentarios. El primero, me parece lógico que las empresas intenten aumentar sus beneficios, naturalmente, dentro del respeto al marco jurídico general y a las regulaciones específicas del sector en que operan. Que no le podemos pedir al gobierno que asuma un rol que decidimos que no debía tener, es el segundo. Fue la Ley del Sector Eléctrico de 1997, la que en aplicación de directivas europeas puso en marcha el proceso de liberalización con el objetivo de que fuera el mercado, como forma más eficiente de asignar recursos escasos, el que mandara señales de precio y no el Gobierno el que, como hasta entonces, los fijara según el “Marco Legal Estable” regulado en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, por el que se determina la tarifa eléctrica de las Empresas gestoras del servicio.

El problema es que, para que la ecuación funcione bien, el mercado, o los mercados, han de ser competitivos. Ese es el objetivo de la liberalización y, ese sí, el encargo que deben procurar cumplir el gobierno y la CNMC. El “Libro Blanco sobre la reforma del marco regulatorio de la generación eléctrica en España” de 2005, encargado por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, dice: “si no se consigue -ya sea por medio de cambios estructurales o de instrumentos regulatorios apropiados- que el mercado eléctrico funcione con unas condiciones suficientes de competencia, casi todas las principales recomendaciones que este Libro Blanco propone estarán de más.” Y ahí estamos.

Cuando el 53% de la producción peninsular la aportan tres empresas y otras dos, añaden un 10% más, estamos en unas cifras de concentración moderada (24% Iberdrola, 19% Endesa, 10% Naturgy, EDP 6%, Repsol 4%). Pero si nos fijamos en la cuota de mercado en tres de las tecnologías que garantizan la potencia firme al sistema, al no estar sujetas a la intermitencia de la eólica y de la solar, las cifras agregadas de las tres primeras empresas se disparan: la nuclear (más del 90%), la hidráulica (casi 90%) y los ciclos combinados de gas (más del 75%). Esta elevada concentración da a dichos operadores poder de mercado, capacidad de influir en los precios, al menos en determinadas horas al día y ciertas condiciones meteorológicas.

Como aclaración, el precio horario del mercado diario se fija en una subasta en donde se vende y se compra energía. Las empresas productoras, a través de sus respectivas centrales de generación (nucleares, hidráulicas, renovables, ciclos combinados, etc.), en base a sus costes variables (combustible, CO2, puesta en marcha), hacen sus ofertas para cubrir la demanda estimada que atenderán las comercializadoras con quienes tenemos contratado el suministro. En la subasta, para cada hora, se consideran primero los MW que ofertan los productores más baratos, normalmente las nucleares que necesitan varios días para parar y no pueden arriesgarse a que sus ofertas no se acepten. A continuación, se proponen las ofertas de plantas con un precio ascendente, de menos a más, generalmente eólicas y solares, con retribución regulada. Si es necesario para cubrir la demanda, se llegará a las tecnologías con costes de explotación más altos, los ciclos combinados de carbón y de gas.  A todas las centrales se les paga el precio en el que se igualan oferta y demanda, el precio de equilibrio o “precio marginal”, el de la última oferta casada.  Es un método común a la mayor parte de estados europeos y que permite que las ofertas se hagan atendiendo a costes, en el bien entendido que cada tecnología suele incorporar un coste de oportunidad con el que recupera parte de sus costes fijos (amortización), que agregado no dará, en principio, un resultado superior a los costes operativos de la siguiente en entrar, pues si lo diera, su oferta quedaría excluida. Una forma de ejercer el poder de mercado es retirar parte de la capacidad, por ejemplo, haciendo ofertas muy elevadas que no se casarán. Sin embargo, los ingresos no percibidos se compensarán con el mayor precio recibido por todas sus unidades infra marginales.

Para incrementar la competencia, el mismo Libro Blanco antes mencionado, se refiere a medidas regulatorias, como ventas virtuales de energía (así subastas de venta a largo plazo), o medidas estructurales (como ventas de activos). Hasta fechas recientes, las primeras no se han aplicado. Las segundas, están inéditas. Las subastas, precisamente, se propusieron en un estudio de 2009, como mecanismo de alcanzar competencia en el mercado a través de la competencia por el mercado. El pasado mes de enero se celebró la primera, para contratar energía solar y eólica de plantas por construir, de manera que la inversión necesaria para ello tuviera un plan de negocio viable.  El 95% del precio de la energía se estableció a largo plazo y las adjudicaciones se movieron entre 14,89 y casi 29 €/MWh. Cifras bien alejadas de las que, estas semanas, causan preocupación.

Limitar el poder de mercado es un objetivo obvio en un sistema de economía de mercado como el nuestro. En Francia, por ejemplo, donde la generación nuclear tiene un peso determinante, se estableció la obligación de que vendieran el 25% de su producción a un precio fijo de 42€ MW a las comercializadoras que quisieran contratarlo. Aplicar algo similar en España se podría hacer; pero requeriría replantear la concreción de la separación de actividades entre generadores y comercializadores con quienes tenemos contratados los suministros, ya que, actualmente, las nucleares de nuestro país venden el 80% de su producción, mediante contratos bilaterales a las comercializadoras; pero a las del mismo grupo.

La venta de activos es una medida que hay que mirar con cautela y utilizar preservando los derechos de sus titulares; pero cuyos efectos, en algunos casos, pueden lograrse por la mera aplicación de los contratos y la normativa vigentes.  En este sentido, cabe recordar que han vencido, o están próximas a hacerlo, al alcanzar los setenta y cinco años, numerosas concesiones de explotación de centrales hidráulicas que representan un porcentaje importante de la potencia hidroeléctrica total instalada (incluso si repite concesionario, la nueva adjudicación es ocasión idónea para replantear el uso de la energía generada en términos más favorables para el sistema y los consumidores).

En el Libro Blanco citado, se defendía neutralizar, por un criterio de equidad, los beneficios inesperados en tecnologías (hidráulica y nuclear) que obtenían ingresos de la imputación de unos costes (compra de certificados de emisión que traen causa del protocolo de Kioto) en que no incurrían por no emitir gases de efecto invernadero y que se incorporan al precio de casación cuando entran las que sí los han de adquirir (ciclos combinados) y repercutir. Esto que viene ocurriendo en España desde 2005, ha saltado a los titulares cuando los derechos de emisión han alcanzado un precio de 50€ Tm y, aunque el problema era el mismo conceptualmente, no preocupaba cuando el C02 cotizaba bajo (4€ Tm, en enero de 2018). El gobierno ha manifestado su intención de buscar un sistema para evitar estas rentas regulatorias o beneficios caídos del cielo. Tendremos que esperar a conocer los detalles de su propuesta para opinar; pero el diagnóstico parte de datos objetivos, se compensan unos costes que no se han soportado.

El incremento del precio de los derechos de emisión, en el origen del alza de la “luz” de mayo, es un aviso que la transición energética a una economía descarbonizada, imperativo estratégico global de esta década, tiene unos costes que irán a más. ¿Cómo repartirlos para que la transición sea justa? Es la cuestión a resolver, en que la regulación del sector eléctrico es una de las muchas piezas a mover en un puzle complicado que está en evolución permanente. No obstante, el precio de la energía eléctrica generada y sus aumentos no es hoy consecuencia, fundamentalmente, de la descarbonización sino de la estructura y diseño del mercado que, hasta la fecha, no ha alcanzado el objetivo de la liberalización de disponer de mercados suficientemente competitivos.

En los últimos tiempos, la regulación a través de medidas como las subastas de energía a largo plazo, parece orientarse a avanzar en este propósito de crear mercados con competencia. Una tendencia que hay que continuar en el tiempo y mantener o redoblar en intensidad, si se quiere un sistema eléctrico óptimo en asignar recursos para lograr el triple objetivo de: seguridad de suministro, eficiencia económica y sostenibilidad ambiental.