En Defensa del Mercado

El mercado en el sector eléctrico es posible y deseable, pero es necesario reformar su diseño actual para que proporcione eficiencia y equidad a la transición energética

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 incumbentes que disfrutan de rentas que no pueden ser disputadas por sus competidores.

En España, la generación eléctrica en centrales nucleares e hidroeléctricas supone una tercera parte del total. ¿Han competido las empresas eléctricas a la hora de invertir en estas centrales, cuyos ingresos han excedido con creces sus costes de producción e inversión? ¿Asumieron riesgos mercantiles al llevar a cabo sus inversiones que justifiquen tales beneficios? ¿Ha podido algún otro inversor disputarlos desde entonces?

Las primeras hidroeléctricas en España datan de principios del siglo pasado, y la última central nuclear empezó a operar en 1988. La puesta en marcha de estas centrales se hizo bajo la planificación y regulación energética vigente en cada periodo, que generosamente garantizaba la recuperación de sus costes a las empresas propietarias. Tras la creación del mercado eléctrico por la Ley del Sector Eléctrico de 1997, su retribución quedó protegida a través de los Costes de Transición a la Competencia (CTCs). Bajo la previsión de que el precio de mercado se estabilizaría en torno a los 36€/MWh, las centrales existentes percibirían una compensación de 8.664 M€. Ahora bien, si los precios del mercado excedían 36€/MWh, tal exceso disminuiría la cantidad máxima de CTCs autorizada. Pero la segunda parte de la ecuación nunca llegó a aplicarse porque los CTCs se cancelaron prematuramente en 2006 sin la liquidación prevista por la Ley. De hecho, los CTCs excedieron su valor máximo sin que todavía hoy se haya procedido a su liquidación. Esperemos que esta deuda de las empresas eléctricas con los consumidores no haya prescrito desde 2010 cuando debía haberse realizado.

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 – generalmente, reflejo de los costes de producción de los ciclos combinados de gas o de carbón. Con costes muy inferiores a los de las centrales de gas y de carbón, este diseño ha generado una sobre-retribución a nucleares e hidroeléctricas. Con los datos de costes publicados por la Comisión Nacional de la Energía en 2008 y los datos de producción y precios del periodo 2012-2020, la diferencia media entre los ingresos de mercado de nucleares e hidroeléctricas y sus costes de producción ha podido superar los 2.800M€ anuales. La cifra para 2021 sería mayor porque el precio medio del mercado eléctrico 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, la libertad de entrada lleva a las empresas a invertir en las tecnologías sobre-retribuidas 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 – tan 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, es a la regulación a quien corresponde 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 producirla, 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 150€/MWh?

Por último, si los consumidores pagan como hasta ahora 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 que 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 sobre-retribución de la energía procedente de centrales nucleares e hidroeléctricas.

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 el 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 el RD 413/2014 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 los precios del gas por encima de los 60€/MWh, y 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 depriman el precio de mercado 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.

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Este artículo fue publicado en el diario EL PAIS el día 26 de Agosto de 2021. Se reproduce en esta WEB con la autorización de la autora.