El Sector Eléctrico ante un shock tecnológico
En las economías desarrolladas, la electricidad es un bien esencial cuyo suministro y consumo impregna todas las actividades de la sociedad. Sin embargo sigue resultando, para la mayoría, un asunto de difícil comprensión. ¿Quién no se ha frustrado alguna vez ante la dificultad de comprender o seguir el debate que se desarrolla en torno a la electricidad, desde la factura de la luz hasta el déficit tarifario, por poner sólo dos ejemplos?
La electricidad no es equiparable, en su naturaleza física, a ningún otro bien o servicio; tampoco lo es su gestión económica, legal e institucional. Un lenguaje críptico se ha apoderado de la electricidad contribuyendo a que sean aún mayores las barreras que se oponen a la comprensión de su gestión social y económica (y por tanto, a la participación de un número creciente de agentes). Pero la importancia creciente de la electricidad en las economías desarrolladas está provocando un vuelco de las preocupaciones de la sociedad hacia el modo en que está organizado su suministro.
Las características técnicas de la electricidad han propiciado la configuración corporativa del sector eléctrico sobre la base de organizaciones monopolistas verticalmente integradas y con implantaciones territoriales delimitadas, ligadas a la extensión de la red eléctrica. Durante decenios, el suministro de electricidad ha implicado actividades de difícil control social, con muy baja participación de agentes diferentes a los que, en un sentido estricto, componen el sector eléctrico.
Pero la irrupción de los avances tecnológicos en el aprovechamiento de las fuentes primarias renovables de energía, ha generado un auténtico shock en la configuración corporativa del sector eléctrico. A diferencia de las tecnologías convencionales, en las que sólo se puede invertir en centrales de gran potencia, las tecnologías renovables admiten una fuerte modulación, desde pocos paneles solares sobre los tejados de los hogares o pequeñas turbinas eólicas en las granjas, hasta grandes centrales termosolares, potentes parques eólicos o extensos huertos solares. Son además tecnologías que, gracias a la investigación y a la acumulación del conocimiento, han experimentado fuertes reducciones de sus costes, desde costes medios que superaban en más de siete veces el de sus alternativas térmicas (ciclos combinados de gas natural y centrales de carbón) hasta la paridad que se da en algunos casos ya en la actualidad (dependiendo del tamaño de la central y de su tecnología). Antes de que acabe la presente década, presentarán costes medios claramente inferiores a los precios del mercado.
El shock es tremendo. Realmente estamos ante una auténtica revolución tecnológica que ya está generando, a pesar de las resistencias, una completa revisión de los paradigmas que hasta ahora han acompañado la regulación del suministro eléctrico. La modularidad de estas tecnologías hace que se reduzcan las barreras de entrada al sector que hasta ahora amparaban una extraordinaria concentración empresarial. Y por esta puerta, ahora abierta, están entrando miles de nuevos inversores con nuevas tecnologías que se disputan un territorio que habitaban sólo unos pocos. El conflicto está sobre la mesa. Los intereses económicos, sociales y medioambientales se entremezclan con contradicciones y mutan hacia un futuro que ayer era inimaginable.
En las economías desarrolladas, la electricidad es un bien esencial cuyo suministro y consumo impregna todas las actividades de la sociedad. Sin embargo sigue resultando, para la mayoría, un asunto de difícil comprensión. ¿Quién no se ha frustrado alguna vez ante la dificultad de comprender o seguir el debate que se desarrolla en torno a la electricidad, desde la factura de la luz hasta el déficit tarifario, por poner sólo dos ejemplos?
La electricidad no es equiparable, en su naturaleza física, a ningún otro bien o servicio; tampoco lo es su gestión económica, legal e institucional. Un lenguaje críptico se ha apoderado de la electricidad contribuyendo a que sean aún mayores las barreras que se oponen a la comprensión de su gestión social y económica (y por tanto, a la participación de un número creciente de agentes). Pero la importancia creciente de la electricidad en las economías desarrolladas está provocando un vuelco de las preocupaciones de la sociedad hacia el modo en que está organizado su suministro.
Las características técnicas de la electricidad han propiciado la configuración corporativa del sector eléctrico sobre la base de organizaciones monopolistas verticalmente integradas y con implantaciones territoriales delimitadas, ligadas a la extensión de la red eléctrica. Durante decenios, el suministro de electricidad ha implicado actividades de difícil control social, con muy baja participación de agentes diferentes a los que, en un sentido estricto, componen el sector eléctrico.
Pero la irrupción de los avances tecnológicos en el aprovechamiento de las fuentes primarias renovables de energía, ha generado un auténtico shock en la configuración corporativa del sector eléctrico. A diferencia de las tecnologías convencionales, en las que sólo se puede invertir en centrales de gran potencia, las tecnologías renovables admiten una fuerte modulación, desde pocos paneles solares sobre los tejados de los hogares o pequeñas turbinas eólicas en las granjas, hasta grandes centrales termosolares, potentes parques eólicos o extensos huertos solares. Son además tecnologías que, gracias a la investigación y a la acumulación del conocimiento, han experimentado fuertes reducciones de sus costes, desde costes medios que superaban en más de siete veces el de sus alternativas térmicas (ciclos combinados de gas natural y centrales de carbón) hasta la paridad que se da en algunos casos ya en la actualidad (dependiendo del tamaño de la central y de su tecnología). Antes de que acabe la presente década, presentarán costes medios claramente inferiores a los precios del mercado.
El shock es tremendo. Realmente estamos ante una auténtica revolución tecnológica que ya está generando, a pesar de las resistencias, una completa revisión de los paradigmas que hasta ahora han acompañado la regulación del suministro eléctrico. La modularidad de estas tecnologías hace que se reduzcan las barreras de entrada al sector que hasta ahora amparaban una extraordinaria concentración empresarial. Y por esta puerta, ahora abierta, están entrando miles de nuevos inversores con nuevas tecnologías que se disputan un territorio que habitaban sólo unos pocos. El conflicto está sobre la mesa. Los intereses económicos, sociales y medioambientales se entremezclan con contradicciones y mutan hacia un futuro que ayer era inimaginable.
Así de rara es la electricidad
La electricidad presenta, entre muchas otras, una característica especial en relación con otros sectores industriales o de servicios: no existen posibilidades, ni técnicas ni económicas, de que una sola forma de generación pueda abastecer la demanda total de electricidad. Esto implica que para cubrir la demanda deben concurrir, irremediablemente, diversas tecnologías con características y costes distintos.
Las razones de esta circunstancia son múltiples: la disponibilidad de emplazamientos nucleares está muy limitada por las exigentes condiciones de seguridad que deben reunir; la disponibilidad de combustibles fósiles autóctonos y la importación de carbones están limitadas por la ubicación de las centrales existentes y por los escasos emplazamientos disponibles para los puertos de abastecimiento del carbón; el nivel de generación hidroeléctrica ha alcanzado sus niveles máximos, con una completa explotación de los recursos hidráulicos; y el resto de las energías renovables presentan también limitaciones de disponibilidad: el sol no luce por la noche ni en los días nublados, o el viento no sopla en todo momento con fuerza suficiente para que su energía cinética pueda ser convertida en electricidad. Todo ello impide que en el sector eléctrico se produzca la convergencia tecnológica con la misma intensidad que se da en otros ámbitos.
El acceso de nuevos inversores queda además limitado por otras barreras de entrada, de diversa naturaleza, que impiden una disponibilidad universal y suficiente de cada tecnología de generación. Esto afecta de manera determinante a las tecnologías hidroeléctricas y nucleares: ya no quedan más Tajos, ni más Dueros… Y tampoco es posible replicar las centrales nucleares existentes porque su inseguridad, sobre todo después del accidente de Fukushima, las descarta, incluso, como tecnología complementaria.
Tampoco existe una tecnología renovable que pueda sustituir al resto de formas de generación. Todas las tecnologías tendrán que coexistir, y hacerlo con costes divergentes, no obstante ser su producto (la electricidad) idéntico con independencia de la fuente primaria de la que proceda. Así de rara es la electricidad.
La electricidad presenta, entre muchas otras, una característica especial en relación con otros sectores industriales o de servicios: no existen posibilidades, ni técnicas ni económicas, de que una sola forma de generación pueda abastecer la demanda total de electricidad. Esto implica que para cubrir la demanda deben concurrir, irremediablemente, diversas tecnologías con características y costes distintos.
Las razones de esta circunstancia son múltiples: la disponibilidad de emplazamientos nucleares está muy limitada por las exigentes condiciones de seguridad que deben reunir; la disponibilidad de combustibles fósiles autóctonos y la importación de carbones están limitadas por la ubicación de las centrales existentes y por los escasos emplazamientos disponibles para los puertos de abastecimiento del carbón; el nivel de generación hidroeléctrica ha alcanzado sus niveles máximos, con una completa explotación de los recursos hidráulicos; y el resto de las energías renovables presentan también limitaciones de disponibilidad: el sol no luce por la noche ni en los días nublados, o el viento no sopla en todo momento con fuerza suficiente para que su energía cinética pueda ser convertida en electricidad. Todo ello impide que en el sector eléctrico se produzca la convergencia tecnológica con la misma intensidad que se da en otros ámbitos.
El acceso de nuevos inversores queda además limitado por otras barreras de entrada, de diversa naturaleza, que impiden una disponibilidad universal y suficiente de cada tecnología de generación. Esto afecta de manera determinante a las tecnologías hidroeléctricas y nucleares: ya no quedan más Tajos, ni más Dueros… Y tampoco es posible replicar las centrales nucleares existentes porque su inseguridad, sobre todo después del accidente de Fukushima, las descarta, incluso, como tecnología complementaria.
Tampoco existe una tecnología renovable que pueda sustituir al resto de formas de generación. Todas las tecnologías tendrán que coexistir, y hacerlo con costes divergentes, no obstante ser su producto (la electricidad) idéntico con independencia de la fuente primaria de la que proceda. Así de rara es la electricidad.
La electricidad y la competitividad de la economía
La electricidad es clave para la competitividad de la economía. Alimenta nuestras fábricas de automóviles (que suponen casi el 15 por ciento de las exportaciones); las de bienes de equipo (20 por ciento), las de aluminio, acero y productos químicos (15 por ciento); permite la automatización de los procesos agrícolas (el 15 por ciento de las exportaciones españolas son de alimentos), e ilumina los hoteles que alojan a los más de 50 millones de turistas que vienen cada año a España (10 por ciento del PIB). En definitiva, la electricidad es un vector que impregna e integra todas las actividades económicas, tanto como lo hacen el trabajo o el dinero. Y si bien las empresas no pueden funcionar sin trabajadores o sin acceso al crédito, tampoco lo pueden hacer sin suministro eléctrico. Por ello, es de vital importancia para la economía que el sector sea eficiente y su retribución, equilibrada.
El coste de la electricidad depende en gran medida de los recursos naturales de cada país. Teniendo eso en cuenta, la regulación marca la diferencia. Las normas determinan, directa o indirectamente, el mix energético de cada país (si recurre a la tecnología nuclear o no, si apoya o no el desarrollo de las energías renovables, etc.), afecta a la garantía y a la calidad del suministro (si tiene suficiente capacidad de producción eléctrica para cubrir los valores máximos de demanda) y condiciona la retribución que reciben todas las actividades que intervienen en el proceso de suministro. Los consumidores y todas las empresas que usan la electricidad comoinput intermedio son quienes, en última instancia, acabarán haciéndose cargo de esa retribución.
¿Cómo son los precios que pagan consumidores y empresas en España por la electricidad? Muy altos. Son muy altos si se comparan con otros países con los que competimos en el comercio internacional, y muy caros en relación con lo que deberían ser. Según Eurostat, en el primer semestre de 2012 sólo Malta y Chipre pagaban precios más altos que España… y si tuviéramos en cuenta el pago aplazado del precio de la electricidad –el incremento anual del llamado déficit tarifario-, que no por aplazado deja de ser precio, los precios en España serían los más altos de Europa incluidos Chipre y Malta.
Así que la cuestión no presenta matices: la reforma eléctrica debiera ser una prioridad de la política económica e industrial de nuestro país. ¿Qué líneas básicas debería seguir esta reforma?
En el mercado de la electricidad, la palometa a precio de merluza
La intersección entre las curvas de oferta y demanda de electricidad determina el precio con el que se retribuye la producción en el mercado eléctrico. La curva de oferta se construye, de menor a mayor, a partir de los precios ofertados por cada una de las centrales de producción. Estos precios, en el mejor de los casos, reflejan sus costes de funcionamiento o costes variables. Así se ordenan, de forma creciente en función de sus costes variables, las energías renovables, las centrales nucleares, las centrales de carbón, los ciclos combinados de gas natural, y las centrales de gas y de fueloil. El coste variable de la última central que en cada momento sea necesaria para cubrir la demanda marcará el precio que recibirán todas las centrales con costes variables inferiores. Por ejemplo, si la última central es una central de ciclo combinado de gas, el precio de mercado reflejará lo que cuesta producir electricidad con gas. Y este mismo precio lo recibirán también las centrales nucleares o las centrales hidráulicas, a pesar de que no tengan nada que ver sus costes de producción de electricidad con los de una central de ciclo combinado de gas.
La diferencia entre el precio de mercado y el coste variable de cada tecnología (es decir, su margen operativo) contribuye a cubrir la inversión o los costes fijos de cada central. Normalmente, a más costes fijos, menos variables. Por ejemplo, si bien la relación entre los costes variables de una central nuclear frente a los de una central de ciclo combinado es 1/4, la relación entre sus costes fijos es 4/1. Por ello, las centrales nucleares recuperan sus inversiones a través de los mayores márgenes operativos que obtienen durante un número mayor de horas al año. Por el contrario, las centrales de ciclo combinado funcionan un menor número de horas al año, dependiendo de las condiciones del mercado (estacionalidad de la demanda, disponibilidad de energías renovables, etc.), y cuando lo hacen sus márgenes operativos son estrechos, casi nulos. A su vez, las centrales de tecnologías renovables, con costes variables muy bajos, algunas con costes cercanos a cero, exigen unos costes de inversión muy altos, y operan siempre que la disponibilidad de los recursos (viento, sol, agua) se lo permita. En definitiva, los márgenes operativos difieren completamente de unas centrales a otras, como no puede ser de otra manera, porque siendo tecnologías completamente diferentes, sus estructuras de costes son también completamente dispares.
¿Es ésta una manera adecuada de fijar la retribución de las diferentes tecnologías que concurren en el suministro eléctrico? Seguramente no. La razón es sencilla: con un precio único, unas centrales no cubren sus costes medios, y otras los cubren en exceso. En el mercado eléctrico, no hay una mano invisible que cuadre la ecuación y haga que los márgenes que obtiene cada central cubran o no excedan sus costes fijos. La única mano invisible posible sería la libertad de entrada y salida que haría, como en otros mercados, que el parque de generación se fuera ajustando de forma continua en respuesta a los cambios en las rentabilidades de unas u otras inversiones: las inversiones en las tecnologías sobre remuneradas se intensificarían hasta que se diluyera su sobre retribución, y las infra remuneradas saldrían del mercado para evitar pérdidas. Pero como ya se ha apuntado, esto, en el sector eléctrico, simplemente no es posible.
¿Qué pensaríamos si en la pescadería del mercado del barrio nos vendieran la palometa al precio de la merluza (porque todo es pescado), y además estuviéramos obligados a comprarla a ese precio, y además la pesca de la palometa le estuviera vedada a todo el mundo menos a ese pescadero, y además la suya fuera la única pescadería del barrio, de la ciudad, del país?
A los desequilibrios retributivos que se producen en el sector eléctrico por esta causa —precio único para tecnologías dispares y falta de libertad de entrada— hay que sumar el hecho de que en España, las centrales nucleares e hidroeléctricas, instaladas antes del establecimiento del marco retributivo ahora vigente, han percibido a lo largo de su vida útil pagos regulados adicionales que les han permitido recuperar ampliamente y sin riesgo sus inversiones. Nos estamos refiriendo a los Costes de Transición a la Competencia, a los pagos por capacidad que reciben las centrales por estar disponibles, a las ayudas al carbón nacional o a los derechos de emisión de CO2 entregados gratuitamente a las empresas a pesar de que su valor lo reciben además vía precios de la electricidad, entre otros. De esta forma, los elevados beneficios que ciertas tecnologías han obtenido bajo el actual marco retributivo no han podido ser disputados por otros inversores y constituyen, por esta razón, beneficios de difícil justificación.
En definitiva, este mercado sirve para bien poco: genera pérdidas insostenibles para la gran mayoría de las centrales eléctricas, y beneficios injustificables para las tecnologías históricas inframarginales, típicamente, nucleares e hidroeléctricas.
La electricidad es clave para la competitividad de la economía. Alimenta nuestras fábricas de automóviles (que suponen casi el 15 por ciento de las exportaciones); las de bienes de equipo (20 por ciento), las de aluminio, acero y productos químicos (15 por ciento); permite la automatización de los procesos agrícolas (el 15 por ciento de las exportaciones españolas son de alimentos), e ilumina los hoteles que alojan a los más de 50 millones de turistas que vienen cada año a España (10 por ciento del PIB). En definitiva, la electricidad es un vector que impregna e integra todas las actividades económicas, tanto como lo hacen el trabajo o el dinero. Y si bien las empresas no pueden funcionar sin trabajadores o sin acceso al crédito, tampoco lo pueden hacer sin suministro eléctrico. Por ello, es de vital importancia para la economía que el sector sea eficiente y su retribución, equilibrada.
El coste de la electricidad depende en gran medida de los recursos naturales de cada país. Teniendo eso en cuenta, la regulación marca la diferencia. Las normas determinan, directa o indirectamente, el mix energético de cada país (si recurre a la tecnología nuclear o no, si apoya o no el desarrollo de las energías renovables, etc.), afecta a la garantía y a la calidad del suministro (si tiene suficiente capacidad de producción eléctrica para cubrir los valores máximos de demanda) y condiciona la retribución que reciben todas las actividades que intervienen en el proceso de suministro. Los consumidores y todas las empresas que usan la electricidad comoinput intermedio son quienes, en última instancia, acabarán haciéndose cargo de esa retribución.
¿Cómo son los precios que pagan consumidores y empresas en España por la electricidad? Muy altos. Son muy altos si se comparan con otros países con los que competimos en el comercio internacional, y muy caros en relación con lo que deberían ser. Según Eurostat, en el primer semestre de 2012 sólo Malta y Chipre pagaban precios más altos que España… y si tuviéramos en cuenta el pago aplazado del precio de la electricidad –el incremento anual del llamado déficit tarifario-, que no por aplazado deja de ser precio, los precios en España serían los más altos de Europa incluidos Chipre y Malta.
Así que la cuestión no presenta matices: la reforma eléctrica debiera ser una prioridad de la política económica e industrial de nuestro país. ¿Qué líneas básicas debería seguir esta reforma?
En el mercado de la electricidad, la palometa a precio de merluza
La intersección entre las curvas de oferta y demanda de electricidad determina el precio con el que se retribuye la producción en el mercado eléctrico. La curva de oferta se construye, de menor a mayor, a partir de los precios ofertados por cada una de las centrales de producción. Estos precios, en el mejor de los casos, reflejan sus costes de funcionamiento o costes variables. Así se ordenan, de forma creciente en función de sus costes variables, las energías renovables, las centrales nucleares, las centrales de carbón, los ciclos combinados de gas natural, y las centrales de gas y de fueloil. El coste variable de la última central que en cada momento sea necesaria para cubrir la demanda marcará el precio que recibirán todas las centrales con costes variables inferiores. Por ejemplo, si la última central es una central de ciclo combinado de gas, el precio de mercado reflejará lo que cuesta producir electricidad con gas. Y este mismo precio lo recibirán también las centrales nucleares o las centrales hidráulicas, a pesar de que no tengan nada que ver sus costes de producción de electricidad con los de una central de ciclo combinado de gas.
La diferencia entre el precio de mercado y el coste variable de cada tecnología (es decir, su margen operativo) contribuye a cubrir la inversión o los costes fijos de cada central. Normalmente, a más costes fijos, menos variables. Por ejemplo, si bien la relación entre los costes variables de una central nuclear frente a los de una central de ciclo combinado es 1/4, la relación entre sus costes fijos es 4/1. Por ello, las centrales nucleares recuperan sus inversiones a través de los mayores márgenes operativos que obtienen durante un número mayor de horas al año. Por el contrario, las centrales de ciclo combinado funcionan un menor número de horas al año, dependiendo de las condiciones del mercado (estacionalidad de la demanda, disponibilidad de energías renovables, etc.), y cuando lo hacen sus márgenes operativos son estrechos, casi nulos. A su vez, las centrales de tecnologías renovables, con costes variables muy bajos, algunas con costes cercanos a cero, exigen unos costes de inversión muy altos, y operan siempre que la disponibilidad de los recursos (viento, sol, agua) se lo permita. En definitiva, los márgenes operativos difieren completamente de unas centrales a otras, como no puede ser de otra manera, porque siendo tecnologías completamente diferentes, sus estructuras de costes son también completamente dispares.
¿Es ésta una manera adecuada de fijar la retribución de las diferentes tecnologías que concurren en el suministro eléctrico? Seguramente no. La razón es sencilla: con un precio único, unas centrales no cubren sus costes medios, y otras los cubren en exceso. En el mercado eléctrico, no hay una mano invisible que cuadre la ecuación y haga que los márgenes que obtiene cada central cubran o no excedan sus costes fijos. La única mano invisible posible sería la libertad de entrada y salida que haría, como en otros mercados, que el parque de generación se fuera ajustando de forma continua en respuesta a los cambios en las rentabilidades de unas u otras inversiones: las inversiones en las tecnologías sobre remuneradas se intensificarían hasta que se diluyera su sobre retribución, y las infra remuneradas saldrían del mercado para evitar pérdidas. Pero como ya se ha apuntado, esto, en el sector eléctrico, simplemente no es posible.
¿Qué pensaríamos si en la pescadería del mercado del barrio nos vendieran la palometa al precio de la merluza (porque todo es pescado), y además estuviéramos obligados a comprarla a ese precio, y además la pesca de la palometa le estuviera vedada a todo el mundo menos a ese pescadero, y además la suya fuera la única pescadería del barrio, de la ciudad, del país?
A los desequilibrios retributivos que se producen en el sector eléctrico por esta causa —precio único para tecnologías dispares y falta de libertad de entrada— hay que sumar el hecho de que en España, las centrales nucleares e hidroeléctricas, instaladas antes del establecimiento del marco retributivo ahora vigente, han percibido a lo largo de su vida útil pagos regulados adicionales que les han permitido recuperar ampliamente y sin riesgo sus inversiones. Nos estamos refiriendo a los Costes de Transición a la Competencia, a los pagos por capacidad que reciben las centrales por estar disponibles, a las ayudas al carbón nacional o a los derechos de emisión de CO2 entregados gratuitamente a las empresas a pesar de que su valor lo reciben además vía precios de la electricidad, entre otros. De esta forma, los elevados beneficios que ciertas tecnologías han obtenido bajo el actual marco retributivo no han podido ser disputados por otros inversores y constituyen, por esta razón, beneficios de difícil justificación.
En definitiva, este mercado sirve para bien poco: genera pérdidas insostenibles para la gran mayoría de las centrales eléctricas, y beneficios injustificables para las tecnologías históricas inframarginales, típicamente, nucleares e hidroeléctricas.
Socialización de pérdidas, privatización de beneficios
¿Cómo se sostiene entonces este sistema? De manera muy sencilla: para las centrales que no pueden cubrir sus costes medios en el mercado, los reguladores [el Gobierno y la Comisión Nacional de Energía (CNE)] establecen pagos regulados complementarios (primas, pagos por capacidad, incentivos a la inversión, a la disponibilidad, etc.) cuya auténtica razón de existir no es otra que la incapacidad del mercado para retribuir de manera suficiente tecnologías y centrales eléctricas imprescindibles. Sin embargo, los reguladores no extraen los beneficios injustificados que otras centrales obtienen en el mismo mercado. Se trata del ejemplo más extremo que pueda encontrarse de socialización de pérdidas y privatización de beneficios.
El resultado para los consumidores ha sido letal: desde la reforma regulatoria de 1997 del sector eléctrico (instrumentada en la Ley LSE 54/97), la electricidad ha aumentado su precio en España en cerca de un 70 por ciento y ha generado, además, una deuda de los consumidores con las empresas eléctricas de 28.000 m€, el llamado déficit tarifario (diferencia entre los costes reconocidos a las empresas y lo que éstas ingresan vía tarifas). Si imputáramos la parte de esa deuda a las tarifas que pagan los consumidores pequeños (familias y pymes) en el recibo de la luz, las tarifas eléctricas habrían subido desde entonces más de un 90 por ciento. La reforma de la regulación de la electricidad es inaplazable para que la electricidad contribuya a la competitividad de nuestra economía.
En España estamos muy lejos de esa contribución. Una profunda reforma estructural debe conducir los precios que pagan los consumidores a los costes reales y justificados de su producción, de su abastecimiento y de su suministro. Y es especialmente necesario, también, porque la electricidad es el principal vector energético que puede permitir el aprovechamiento masivo de recursos autóctonos renovables, cuestión no sólo clave para la gestión de la mayor amenaza que gravita sobre nuestro planeta —el cambio climático— sino también para alcanzar, en el me- dio plazo, la mayor contribución a la competitividad de nuestra economía que pueda imaginarse: independencia energética, innovación, creación de empleo, mejora de nuestra balanza de pagos, contención de la contaminación medioambiental inherente al crecimiento económico y disminución de costes para las familias y las empresas en el medio plazo. Para ello, tan profunda tendrá que ser la reforma estructural necesaria que la regulación de la energía deberá partir desde cero. Naturalmente todo ello sin menoscabo de la seguridad jurídica y de la confianza legítima que debe presidir toda reforma en defensa de los ciudadanos, las empresas, las instituciones y el Estado de derecho.
¿Cómo se sostiene entonces este sistema? De manera muy sencilla: para las centrales que no pueden cubrir sus costes medios en el mercado, los reguladores [el Gobierno y la Comisión Nacional de Energía (CNE)] establecen pagos regulados complementarios (primas, pagos por capacidad, incentivos a la inversión, a la disponibilidad, etc.) cuya auténtica razón de existir no es otra que la incapacidad del mercado para retribuir de manera suficiente tecnologías y centrales eléctricas imprescindibles. Sin embargo, los reguladores no extraen los beneficios injustificados que otras centrales obtienen en el mismo mercado. Se trata del ejemplo más extremo que pueda encontrarse de socialización de pérdidas y privatización de beneficios.
El resultado para los consumidores ha sido letal: desde la reforma regulatoria de 1997 del sector eléctrico (instrumentada en la Ley LSE 54/97), la electricidad ha aumentado su precio en España en cerca de un 70 por ciento y ha generado, además, una deuda de los consumidores con las empresas eléctricas de 28.000 m€, el llamado déficit tarifario (diferencia entre los costes reconocidos a las empresas y lo que éstas ingresan vía tarifas). Si imputáramos la parte de esa deuda a las tarifas que pagan los consumidores pequeños (familias y pymes) en el recibo de la luz, las tarifas eléctricas habrían subido desde entonces más de un 90 por ciento. La reforma de la regulación de la electricidad es inaplazable para que la electricidad contribuya a la competitividad de nuestra economía.
En España estamos muy lejos de esa contribución. Una profunda reforma estructural debe conducir los precios que pagan los consumidores a los costes reales y justificados de su producción, de su abastecimiento y de su suministro. Y es especialmente necesario, también, porque la electricidad es el principal vector energético que puede permitir el aprovechamiento masivo de recursos autóctonos renovables, cuestión no sólo clave para la gestión de la mayor amenaza que gravita sobre nuestro planeta —el cambio climático— sino también para alcanzar, en el me- dio plazo, la mayor contribución a la competitividad de nuestra economía que pueda imaginarse: independencia energética, innovación, creación de empleo, mejora de nuestra balanza de pagos, contención de la contaminación medioambiental inherente al crecimiento económico y disminución de costes para las familias y las empresas en el medio plazo. Para ello, tan profunda tendrá que ser la reforma estructural necesaria que la regulación de la energía deberá partir desde cero. Naturalmente todo ello sin menoscabo de la seguridad jurídica y de la confianza legítima que debe presidir toda reforma en defensa de los ciudadanos, las empresas, las instituciones y el Estado de derecho.
La aritmética del déficit tarifario
El déficit tarifario es la diferencia entre los costes reconocidos del suministro eléctrico (no confundir costes reconocidos con los costes en los que realmente incurren las empresas) y los ingresos que esas mismas empresas eléctricas recaudan a través de precios y tarifas. Este déficit de ingresos alcanza en órdenes de magnitud los 28.000 millones de euros, como ya se ha apuntado. ¿Cómo es posible que los precios de la electricidad, habiendo aumentado desde la reforma de 1997 en más de un 70 por ciento, no hayan podido cubrir los costes reconocidos?
Sin duda, porque los costes reconocidos son superiores a los ingresos que generan las tarifas eléctricas, lo cual quiere decir que los costes reconocidos se han incrementado todavía más de lo que lo han hecho las tarifas. No es más que pura álgebra. ¿Por qué los costes reconocidos han alcanzado niveles tan poco sostenibles para las familias y para la competitividad de la economía? Las razones pueden resumirse en tres:
1. Los precios del mercado han sido superiores a los previstos en 1997 (36 euros). Arrastrados por las subidas de los combustibles fósiles en los mercados internacionales y por la aparición de los derechos de emisión como un nuevo coste variable para las centrales térmicas, los precios del mercado alcanzaron niveles completamente inesperados en 1997, año de la reforma. Esto ha dejado al descubierto una realidad: retribuir a todas las tecnologías de generación con los precios del mercado que determinan las centrales de carbón o de gas natural no tiene ni pies ni cabeza. Si bien los precios del mercado han subido, y con ellos las tarifas, los costes del mix energético de generación lo han hecho en menor cuantía. Esto lo dictaminó la CNE en un informe sobre la revisión de las tarifas en julio de 2008: «Los altos precios del mercado de la electricidad, impulsados por el alza de los precios de los combustibles en los mercados internacionales, están poniendo de manifiesto una importante y sostenida divergencia con los costes de generación».
2. El mix energético, como consecuencia de una creciente preocupación sobre el cambio climático, ha incorporado tecnologías renovables con costes superiores a sus alternativas térmicas. Esta preocupación se ha plasmado en normas comunitarias que comprometen a los Estados miembros a que en 2020 el 20 por ciento de la energía primaria total consumida provenga de fuentes energéticas renovables. Para ello, resulta necesario que la demanda de energía eléctrica sea cubierta en un 40 por ciento por energías renovables. Los objetivos en el horizonte 2050, mucho más ambiciosos, exigen que la producción eléctrica esté libre de emisiones de CO2.
Pero los objetivos comunitarios en relación con las energías renovables no se justifican sólo por su contribución a minorar los efectos sobre el cambio climático, sino también, y esta cuestión es capital, por su efecto positivo sobre muchas otras variables económicas. Además de constituir la más eficiente contribución a la calidad del medio ambiente, tienen efectos positivos en el cambio del modelo productivo hacia actividades de mayor valor añadido: innovación, empleo cualificado, equilibrio de la balanza de pagos, independencia energética, creación de tejido industrial y empresarial… Pero aunque estas razones, de sobra conocidas, no existieran, la propia senda del desarrollo de la generación renovable justificaría su apoyo, porque sin él, no sería posible lo que ya parece un hecho: el que entre los años 2015 y 2020, las tres tecnologías renovables de mayor importancia (eólica, fotovoltaica y solar de concentración) alcanzarán costes inferiores a sus alternativas térmicas convencionales contribuyendo así, a medio plazo, a la mayor competitividad del sector. El asunto es trascendente: sin el apoyo a las energías renovables, quedaría comprometida la aportación del sector eléctrico a la competitividad de la economía.
3. Diversas normas, de menor entidad, han incorporado servicios que no aportan valor alguno a la calidad del suministro ni a su organización y sí, sin embargo, costes innecesarios. Entre estas normas cabe citar las que regulan las subastas CESUR que sirven para la fijación de las tarifas que pagan más de 20 millones de españoles (en su gran mayoría, consumidores domésticos), o la retribución de los Comercializadores de Último Recurso (CUR), entre muchas otras.
Ante este panorama caben por tanto dos soluciones: o se incrementan los precios que pagan los consumidores, o se reduce el valor de los costes reconocidos a las empresas. El álgebra del déficit tarifario no permite otra solución. Pero a la primera solución ya se ha recurrido —en los últimos siete años los precios ya han subido más de un 70 por ciento— y seguir aumentándolos no sería ni justo ni factible: los consumidores ya están pagando los precios más altos de la Unión Europea, y la competitividad de la economía lo sufre. La única solución por tanto pasa por revisar los costes reconocidos a las empresas, procurando no hacer un estropicio en la seguridad jurídica y en la confianza legítima en las normas que nos rigen a todos, porque de otra manera se esparciría una incertidumbre ineficiente y costosa para el conjunto de la economía.
Pero ¿qué costes reconocidos están justificados y cuáles no? ¿Cuáles carecen de justificación y pueden ser revisados a la baja sin incurrir en retroactividad?
El déficit tarifario es la diferencia entre los costes reconocidos del suministro eléctrico (no confundir costes reconocidos con los costes en los que realmente incurren las empresas) y los ingresos que esas mismas empresas eléctricas recaudan a través de precios y tarifas. Este déficit de ingresos alcanza en órdenes de magnitud los 28.000 millones de euros, como ya se ha apuntado. ¿Cómo es posible que los precios de la electricidad, habiendo aumentado desde la reforma de 1997 en más de un 70 por ciento, no hayan podido cubrir los costes reconocidos?
Sin duda, porque los costes reconocidos son superiores a los ingresos que generan las tarifas eléctricas, lo cual quiere decir que los costes reconocidos se han incrementado todavía más de lo que lo han hecho las tarifas. No es más que pura álgebra. ¿Por qué los costes reconocidos han alcanzado niveles tan poco sostenibles para las familias y para la competitividad de la economía? Las razones pueden resumirse en tres:
1. Los precios del mercado han sido superiores a los previstos en 1997 (36 euros). Arrastrados por las subidas de los combustibles fósiles en los mercados internacionales y por la aparición de los derechos de emisión como un nuevo coste variable para las centrales térmicas, los precios del mercado alcanzaron niveles completamente inesperados en 1997, año de la reforma. Esto ha dejado al descubierto una realidad: retribuir a todas las tecnologías de generación con los precios del mercado que determinan las centrales de carbón o de gas natural no tiene ni pies ni cabeza. Si bien los precios del mercado han subido, y con ellos las tarifas, los costes del mix energético de generación lo han hecho en menor cuantía. Esto lo dictaminó la CNE en un informe sobre la revisión de las tarifas en julio de 2008: «Los altos precios del mercado de la electricidad, impulsados por el alza de los precios de los combustibles en los mercados internacionales, están poniendo de manifiesto una importante y sostenida divergencia con los costes de generación».
2. El mix energético, como consecuencia de una creciente preocupación sobre el cambio climático, ha incorporado tecnologías renovables con costes superiores a sus alternativas térmicas. Esta preocupación se ha plasmado en normas comunitarias que comprometen a los Estados miembros a que en 2020 el 20 por ciento de la energía primaria total consumida provenga de fuentes energéticas renovables. Para ello, resulta necesario que la demanda de energía eléctrica sea cubierta en un 40 por ciento por energías renovables. Los objetivos en el horizonte 2050, mucho más ambiciosos, exigen que la producción eléctrica esté libre de emisiones de CO2.
Pero los objetivos comunitarios en relación con las energías renovables no se justifican sólo por su contribución a minorar los efectos sobre el cambio climático, sino también, y esta cuestión es capital, por su efecto positivo sobre muchas otras variables económicas. Además de constituir la más eficiente contribución a la calidad del medio ambiente, tienen efectos positivos en el cambio del modelo productivo hacia actividades de mayor valor añadido: innovación, empleo cualificado, equilibrio de la balanza de pagos, independencia energética, creación de tejido industrial y empresarial… Pero aunque estas razones, de sobra conocidas, no existieran, la propia senda del desarrollo de la generación renovable justificaría su apoyo, porque sin él, no sería posible lo que ya parece un hecho: el que entre los años 2015 y 2020, las tres tecnologías renovables de mayor importancia (eólica, fotovoltaica y solar de concentración) alcanzarán costes inferiores a sus alternativas térmicas convencionales contribuyendo así, a medio plazo, a la mayor competitividad del sector. El asunto es trascendente: sin el apoyo a las energías renovables, quedaría comprometida la aportación del sector eléctrico a la competitividad de la economía.
3. Diversas normas, de menor entidad, han incorporado servicios que no aportan valor alguno a la calidad del suministro ni a su organización y sí, sin embargo, costes innecesarios. Entre estas normas cabe citar las que regulan las subastas CESUR que sirven para la fijación de las tarifas que pagan más de 20 millones de españoles (en su gran mayoría, consumidores domésticos), o la retribución de los Comercializadores de Último Recurso (CUR), entre muchas otras.
Ante este panorama caben por tanto dos soluciones: o se incrementan los precios que pagan los consumidores, o se reduce el valor de los costes reconocidos a las empresas. El álgebra del déficit tarifario no permite otra solución. Pero a la primera solución ya se ha recurrido —en los últimos siete años los precios ya han subido más de un 70 por ciento— y seguir aumentándolos no sería ni justo ni factible: los consumidores ya están pagando los precios más altos de la Unión Europea, y la competitividad de la economía lo sufre. La única solución por tanto pasa por revisar los costes reconocidos a las empresas, procurando no hacer un estropicio en la seguridad jurídica y en la confianza legítima en las normas que nos rigen a todos, porque de otra manera se esparciría una incertidumbre ineficiente y costosa para el conjunto de la economía.
Pero ¿qué costes reconocidos están justificados y cuáles no? ¿Cuáles carecen de justificación y pueden ser revisados a la baja sin incurrir en retroactividad?
Nucleares e hidroeléctricas han recuperado sus inversiones
Debido a los largos períodos de amortización de los activos eléctricos, de entre veinticinco y cuarenta años, en cada momento coexisten inversiones realizadas bajo marcos regulatorios muy diferentes. Tras cada cambio regulatorio, ha sido necesario establecer medidas transitorias que respetaran las legítimas expectativas de los inversores. Sin esas normas, lo cambios hubieran tenido carácter retroactivo.
Un ejemplo paradigmático de este tipo de medidas son los famosos Costes de Transición a la Competencia (CTC), que tuvieron por objeto preservar la seguridad jurídica de las inversiones realizadas antes de la reforma de 1997. Si bien se mantuvo la regulación existente para la distribución y el transporte, la Ley del Sector Eléctrico (LSE) de 1997 modificó la retribución de las instalaciones de generación, que a partir de esa fecha sería determinada en función de los precios del mercado. Las inversiones en generación que se realizaran a partir de esa fecha serían retribuidas por los precios del mercado, fueran cuáles fueren éstos y fuera cuál fuere la demanda de electricidad. De esta manera, las nuevas inversiones en generación quedaron liberalizadas mientras que las actividades de transporte y distribución se mantenían bajo una estricta regulación sometida, incluso, a planificación central.
¿Qué podía pasarles a las inversiones en generación realizadas antes de la LSE de 1997? Pues que los precios del mercado creado por la LSE fueran insuficientes para retribuir y recuperar esas inversiones. Y ante esta posibilidad, la LSE desarrolló la normativa de los CTC’s que aseguraba, al conjunto de las centrales históricas, la percepción de 8.660 millones, que se sumarían a su retribución en el mercado, con precios esperados de 36 euros el megavatio/hora (MWh). Los CTC’s podrían ser cobrados por dos vías: vía tarifa si el precio del mercado era igual o inferior a 36 euros, o vía mercado si el precio de mercado resultaba ser superior a 36 euros, computándose como CTC’s cobrados el exceso de precio porque vía el exceso de precio las empresas podrían recuperar antes sus inversiones.
Se fijó un período transitorio, primero de diez años y luego de trece, que tenía por objeto laminar en el tiempo las aportaciones vía tarifa de CTC’s en el caso de que el mercado presentara en ese período precios iguales o inferiores a 36 euros. De esta manera, la LSE garantizaba que la recuperación de las inversiones nucleares, hidroeléctricas y térmicas y su rentabilidad no se vieran afectadas por los cambios regulatorios, pero protegía también a los consumidores de una inesperada subida de los precios del mercado.
El asunto es que vía tarifa y vía exceso de precio sobre 36€ MWh las empresas eléctricas cobraron la totalidad de los CTC’s en junio de 2005, es decir, en siete años y unos meses, y no en diez o trece años como había sido previsto en diferentes momentos por la normativa de los CTC’s. La razón, sencilla: hasta 2001 (más o menos) los precios del mercado fueron inferiores a 36 euros, y vía tarifa fueron pagados varios cientos de millones de euros a las empresas eléctricas propietarias de activos de generación con derecho a CTC’s. Después, como consecuencia de aumentos en los precios de los combustibles fósiles y también por cambios en las estrategias de las empresas, los precios de mercado superaron en mucho los 36 euros previstos, acelerando así, por la vía de exceso de precio, el cobro de los 8.660 millones de CTC’s, cantidad máxima prevista en la LSE.
A partir de ese momento, todo exceso de precio percibido por las centrales con derecho a cobro de CTC’s debería de haber sido liquidado a favor del sistema, computando dicho exceso, no sobre los 36 euros MWh, sino sobre sus costes variables. De otro modo, los CTC cobrados superarían, como así ha sido, la cantidad máxima prevista en la LSE. Para ello, tal y como estaba previsto en el Protocolo Eléctrico de 1996 firmado entre el Gobierno y todas las empresas eléctricas integradas entonces y ahora en UNESA, hubiera sido necesaria una revisión regulatoria, reforma que nunca fue acometida. El Libro Blanco, que respondía a esta necesaria revisión regulatoria tal y como estaba previsto, fue un intento frustrado.
¿Fue todo ello falta de voluntad política, inacción ante las presiones por parte de las empresas, inexperiencia por parte de los sucesivos gobiernos? ¿O fue la ideología? Hubo de todo aunque nunca sabremos en que proporción. El caso es que, muy al contrario de lo que debía haber sido, la normativa CTC’s fue cancelada anticipadamente en junio de 2006, tres años y medio antes de lo establecido en las normas de desarrollo de la LSE. De esta manera, los excesos de precio que se han seguido produciendo hasta la actualidad no han podido ser liquidados a favor del sistema, consolidando una imprevista sobre retribución a las centrales históricas nucleares, hidroeléctricas y térmicas convencionales. Incluso, ni siquiera se han liquidado todavía los excesos de precio producidos entre junio de 2005 (8.660 M€ cobrados) y junio de 2006 (fecha de cancelación de la normativa CTC’s). De hecho, durante este período, las empresas eléctricas ingresaron por exceso de precio entre 2.000 y 3.000 millones adicionales de CTC’s, superando así el límite máximo autorizado por la LSE, puesto que en ese período la normativa CTC’s estuvo vigente.
Por tanto, no ha lugar a la discusión: las centrales nucleares e hidroeléctricas han recuperado con creces sus inversiones, realizadas bajo un marco retributivo que les garantizaba ingresos muy inferiores a los que realmente han percibido y siguen percibiendo al amparo de la LSE. Esta afirmación puede hacerse con toda garantía. Al margen de la política contable y de provisiones que hayan realizado las empresas eléctricas propietarias de estas centrales (que sólo a ellas les incumbe y que les permite ambiguamente afirmar que estas centrales no están todavía amortizadas), la realidad económica es incontrovertible: contablemente amortizadas o no, sus inversiones han sido (sobradamente) recuperadas.
Debido a los largos períodos de amortización de los activos eléctricos, de entre veinticinco y cuarenta años, en cada momento coexisten inversiones realizadas bajo marcos regulatorios muy diferentes. Tras cada cambio regulatorio, ha sido necesario establecer medidas transitorias que respetaran las legítimas expectativas de los inversores. Sin esas normas, lo cambios hubieran tenido carácter retroactivo.
Un ejemplo paradigmático de este tipo de medidas son los famosos Costes de Transición a la Competencia (CTC), que tuvieron por objeto preservar la seguridad jurídica de las inversiones realizadas antes de la reforma de 1997. Si bien se mantuvo la regulación existente para la distribución y el transporte, la Ley del Sector Eléctrico (LSE) de 1997 modificó la retribución de las instalaciones de generación, que a partir de esa fecha sería determinada en función de los precios del mercado. Las inversiones en generación que se realizaran a partir de esa fecha serían retribuidas por los precios del mercado, fueran cuáles fueren éstos y fuera cuál fuere la demanda de electricidad. De esta manera, las nuevas inversiones en generación quedaron liberalizadas mientras que las actividades de transporte y distribución se mantenían bajo una estricta regulación sometida, incluso, a planificación central.
¿Qué podía pasarles a las inversiones en generación realizadas antes de la LSE de 1997? Pues que los precios del mercado creado por la LSE fueran insuficientes para retribuir y recuperar esas inversiones. Y ante esta posibilidad, la LSE desarrolló la normativa de los CTC’s que aseguraba, al conjunto de las centrales históricas, la percepción de 8.660 millones, que se sumarían a su retribución en el mercado, con precios esperados de 36 euros el megavatio/hora (MWh). Los CTC’s podrían ser cobrados por dos vías: vía tarifa si el precio del mercado era igual o inferior a 36 euros, o vía mercado si el precio de mercado resultaba ser superior a 36 euros, computándose como CTC’s cobrados el exceso de precio porque vía el exceso de precio las empresas podrían recuperar antes sus inversiones.
Se fijó un período transitorio, primero de diez años y luego de trece, que tenía por objeto laminar en el tiempo las aportaciones vía tarifa de CTC’s en el caso de que el mercado presentara en ese período precios iguales o inferiores a 36 euros. De esta manera, la LSE garantizaba que la recuperación de las inversiones nucleares, hidroeléctricas y térmicas y su rentabilidad no se vieran afectadas por los cambios regulatorios, pero protegía también a los consumidores de una inesperada subida de los precios del mercado.
El asunto es que vía tarifa y vía exceso de precio sobre 36€ MWh las empresas eléctricas cobraron la totalidad de los CTC’s en junio de 2005, es decir, en siete años y unos meses, y no en diez o trece años como había sido previsto en diferentes momentos por la normativa de los CTC’s. La razón, sencilla: hasta 2001 (más o menos) los precios del mercado fueron inferiores a 36 euros, y vía tarifa fueron pagados varios cientos de millones de euros a las empresas eléctricas propietarias de activos de generación con derecho a CTC’s. Después, como consecuencia de aumentos en los precios de los combustibles fósiles y también por cambios en las estrategias de las empresas, los precios de mercado superaron en mucho los 36 euros previstos, acelerando así, por la vía de exceso de precio, el cobro de los 8.660 millones de CTC’s, cantidad máxima prevista en la LSE.
A partir de ese momento, todo exceso de precio percibido por las centrales con derecho a cobro de CTC’s debería de haber sido liquidado a favor del sistema, computando dicho exceso, no sobre los 36 euros MWh, sino sobre sus costes variables. De otro modo, los CTC cobrados superarían, como así ha sido, la cantidad máxima prevista en la LSE. Para ello, tal y como estaba previsto en el Protocolo Eléctrico de 1996 firmado entre el Gobierno y todas las empresas eléctricas integradas entonces y ahora en UNESA, hubiera sido necesaria una revisión regulatoria, reforma que nunca fue acometida. El Libro Blanco, que respondía a esta necesaria revisión regulatoria tal y como estaba previsto, fue un intento frustrado.
¿Fue todo ello falta de voluntad política, inacción ante las presiones por parte de las empresas, inexperiencia por parte de los sucesivos gobiernos? ¿O fue la ideología? Hubo de todo aunque nunca sabremos en que proporción. El caso es que, muy al contrario de lo que debía haber sido, la normativa CTC’s fue cancelada anticipadamente en junio de 2006, tres años y medio antes de lo establecido en las normas de desarrollo de la LSE. De esta manera, los excesos de precio que se han seguido produciendo hasta la actualidad no han podido ser liquidados a favor del sistema, consolidando una imprevista sobre retribución a las centrales históricas nucleares, hidroeléctricas y térmicas convencionales. Incluso, ni siquiera se han liquidado todavía los excesos de precio producidos entre junio de 2005 (8.660 M€ cobrados) y junio de 2006 (fecha de cancelación de la normativa CTC’s). De hecho, durante este período, las empresas eléctricas ingresaron por exceso de precio entre 2.000 y 3.000 millones adicionales de CTC’s, superando así el límite máximo autorizado por la LSE, puesto que en ese período la normativa CTC’s estuvo vigente.
Por tanto, no ha lugar a la discusión: las centrales nucleares e hidroeléctricas han recuperado con creces sus inversiones, realizadas bajo un marco retributivo que les garantizaba ingresos muy inferiores a los que realmente han percibido y siguen percibiendo al amparo de la LSE. Esta afirmación puede hacerse con toda garantía. Al margen de la política contable y de provisiones que hayan realizado las empresas eléctricas propietarias de estas centrales (que sólo a ellas les incumbe y que les permite ambiguamente afirmar que estas centrales no están todavía amortizadas), la realidad económica es incontrovertible: contablemente amortizadas o no, sus inversiones han sido (sobradamente) recuperadas.
¿Qué retribuciones están justificadas y cuáles no?
Volvamos pues al asunto que nos ocupa: qué costes reconocidos están justificados y cuáles no, desde una perspectiva económica que busca la legitimidad en los precios del mercado, y desde una perspectiva jurídica que quiere preservar la confianza legítima en las normas. Veamos:
1. Los costes reconocidos a la generación nuclear e hidroeléctrica carecen de justificación alguna, tal y como se deduce de lo expuesto hasta aquí. Por ello, una revisión a la baja de sus ingresos hasta un valor que remunere suficientemente sus costes variables más una tasa razonable de beneficio no infringiría el principio de seguridad jurídica sino que lo restauraría: los consumidores, y no sólo las empresas eléctricas, también son merecedores del amparo jurídico.
¿Por qué tienen que pagar los consumidores más de lo que las normas vigentes en el momento de la inversión se comprometieron a pagar a los inversores?
Además de la sobre retribución vía mercado de la generación nuclear e hidroeléctrica, las actividades denominadas liberalizadas (generación en centrales convencionales y comercialización) han percibido vía tarifa pagos regulados superiores a las primas percibidas por el Régimen Especial (cogeneración y renovables). A través de diferentes conceptos retributivos regulados (no sólo los CTC’s ya descritos, sino también y a título de ejemplo, los pagos por capacidad y los márgenes comerciales reconocidos a la comercialización de la Tarifa de Último Recurso), estas actividades han recibido 53.000 millones, frente a los 35.000 millones percibidos por el Régimen Especial durante el mismo período de 1998-2011.
2. Cualquier alteración del marco regulatorio de la generación renovable tendría carácter retroactivo. Los costes de las energías del Régimen Especial (cogeneración y renovables) están sometidos a una regulación específica de igual naturaleza que la que regula la actividad de transporte o de distribución. En su establecimiento intervienen, además de los servicios del Ministerio de Industria (MINETUR) y de la CNE, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Estos costes se establecen para cada tecnología, para cada cupo y para cada período, con el objetivo de capturar las fuertes reducciones de costes experimentadas por las energías renovables, particularmente pronunciadas en el caso de las tecnologías solares, fotovoltaica y solar de concentración.
La generación del Régimen Especial recibe los precios del mercado que se complementan con las denominadas primas equivalentes (diferencia entre sus costes reconocidos y los precios de mercado). El monto de estas primas se mueve en dirección inversa a los precios del mercado para que la retribución del Régimen Especial, suma de precios y primas, sea siempre igual al coste reconocido que corresponde a cada cupo y cada tecnología, es decir a cada tarifa. Teniendo en cuenta que en torno al 90 por ciento de los costes de las energías renovables totales son costes hundidos (es decir, costes ya incurridos), cualquier alteración del marco regulatorio que afecte a la retribución de la generación renovable tendría, irremediablemente, carácter retroactivo porque sus titulares carecerían de capacidad para adecuar sus costes a la nueva retribución.
Volvamos pues al asunto que nos ocupa: qué costes reconocidos están justificados y cuáles no, desde una perspectiva económica que busca la legitimidad en los precios del mercado, y desde una perspectiva jurídica que quiere preservar la confianza legítima en las normas. Veamos:
1. Los costes reconocidos a la generación nuclear e hidroeléctrica carecen de justificación alguna, tal y como se deduce de lo expuesto hasta aquí. Por ello, una revisión a la baja de sus ingresos hasta un valor que remunere suficientemente sus costes variables más una tasa razonable de beneficio no infringiría el principio de seguridad jurídica sino que lo restauraría: los consumidores, y no sólo las empresas eléctricas, también son merecedores del amparo jurídico.
¿Por qué tienen que pagar los consumidores más de lo que las normas vigentes en el momento de la inversión se comprometieron a pagar a los inversores?
Además de la sobre retribución vía mercado de la generación nuclear e hidroeléctrica, las actividades denominadas liberalizadas (generación en centrales convencionales y comercialización) han percibido vía tarifa pagos regulados superiores a las primas percibidas por el Régimen Especial (cogeneración y renovables). A través de diferentes conceptos retributivos regulados (no sólo los CTC’s ya descritos, sino también y a título de ejemplo, los pagos por capacidad y los márgenes comerciales reconocidos a la comercialización de la Tarifa de Último Recurso), estas actividades han recibido 53.000 millones, frente a los 35.000 millones percibidos por el Régimen Especial durante el mismo período de 1998-2011.
2. Cualquier alteración del marco regulatorio de la generación renovable tendría carácter retroactivo. Los costes de las energías del Régimen Especial (cogeneración y renovables) están sometidos a una regulación específica de igual naturaleza que la que regula la actividad de transporte o de distribución. En su establecimiento intervienen, además de los servicios del Ministerio de Industria (MINETUR) y de la CNE, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Estos costes se establecen para cada tecnología, para cada cupo y para cada período, con el objetivo de capturar las fuertes reducciones de costes experimentadas por las energías renovables, particularmente pronunciadas en el caso de las tecnologías solares, fotovoltaica y solar de concentración.
La generación del Régimen Especial recibe los precios del mercado que se complementan con las denominadas primas equivalentes (diferencia entre sus costes reconocidos y los precios de mercado). El monto de estas primas se mueve en dirección inversa a los precios del mercado para que la retribución del Régimen Especial, suma de precios y primas, sea siempre igual al coste reconocido que corresponde a cada cupo y cada tecnología, es decir a cada tarifa. Teniendo en cuenta que en torno al 90 por ciento de los costes de las energías renovables totales son costes hundidos (es decir, costes ya incurridos), cualquier alteración del marco regulatorio que afecte a la retribución de la generación renovable tendría, irremediablemente, carácter retroactivo porque sus titulares carecerían de capacidad para adecuar sus costes a la nueva retribución.
Apuntes para una solución al déficit de tarifa
En consecuencia, los futuros aumentos del déficit tarifario debieran atajarse a través de una revisión a la baja de los costes reconocidos a la generación nuclear e hidroeléctrica, y no a través del freno al cambio de modelo productivo que viene de la mano de las renovables. Complementariamente sería necesaria la eliminación o revisión de algunas normas innecesarias y costosas para los consumidores. Se citarán a título de ejemplo sólo cinco entre muchas otras:
1. Las subastas de los Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (subastas CESUR) generan un coste adicional a los consumidores acogidos a la Tarifa de Último Recurso (TUR), del orden de un 10 por ciento (diferencia entre los precios CESUR y los precios del mercado eléctrico). Este sobreprecio también lo están pagando los precios de los consumidores no acogidos a la TUR, porque las ofertas en el denominado mercado libre están referenciadas también a la TUR. Además, bajo esta misma regulación, la Comercialización de Último Recurso (CUR), reservada en régimen de oligopolio a las cinco principales empresas, percibe pagos regulados, en concepto de margen comercial.
2. Las exportaciones españolas de electricidad se realizan a los precios del mercadospot o de entrega inmediata, sin incluir las primas a las energías renovables ni los pagos por capacidad o disponibilidad que reciben. De esta manera, las exportaciones se realizan en condiciones de dumping (inferiores a su precio) porque no incorporan todos los costes del mix eléctrico en España. Esta práctica no afecta a las empresas exportadoras, pero sí a los consumidores españoles que son quienes sufragan todos esos gastos a través de las tarifas. Adicionalmente, las exportaciones suponen un aumento de la demanda en el sector eléctrico español, lo que exige la puesta en funcionamiento de centrales adicionales para cubrirla, y así un aumento de los precios de la electricidad al tener que ser acompladas a la red centrales caras que de otro modo no funcionarían ni determinarían el precio del mercado. En resumen, las exportaciones perjudican a los consumidores españoles por una doble vía: porque se realizan por debajo de costes, costes que ellos sufragan, y porque además tienen un efecto inflacionista sobre los precios de la electricidad consumida en España.
3. Cuando en algunos puntos del territorio, la demanda eléctrica supera a la producción de las centrales acopladas, y la red de transporte no tiene capacidad suficiente para aportar la diferencia, surgen congestiones en la red de transporte cuya resolución exige que las centrales mas cercanas produzcan más de lo que hubiera resultado eficiente. Esta situación genera precios de monopolio, muy superiores a los costes de producción: como son muy pocas las centrales —a veces propiedad de una misma empresa— capaces de solucionar las restricciones, no hay competencia entre ellas.
4. Los extracostes financieros y de colocación de los derechos de cobro (correspondientes al déficit tarifario) en los mercados financieros debieran ser soportados por los titulares de tales derechos (es decir, las empresas eléctricas) si deciden optar por su cobro al contado frente al cobro a su vencimiento.
5. Liquidación del exceso de CTC cobrados por las empresas entre junio de 2005 y junio de 2006.
Así es que, la eliminación o revisión de este tipo de normas innecesarias y costosas para los consumidores, como las cinco que se han enumerado a título de ejemplo, permitiría aumentar la eficiencia regulatoria del sector eléctrico.
En consecuencia, los futuros aumentos del déficit tarifario debieran atajarse a través de una revisión a la baja de los costes reconocidos a la generación nuclear e hidroeléctrica, y no a través del freno al cambio de modelo productivo que viene de la mano de las renovables. Complementariamente sería necesaria la eliminación o revisión de algunas normas innecesarias y costosas para los consumidores. Se citarán a título de ejemplo sólo cinco entre muchas otras:
1. Las subastas de los Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (subastas CESUR) generan un coste adicional a los consumidores acogidos a la Tarifa de Último Recurso (TUR), del orden de un 10 por ciento (diferencia entre los precios CESUR y los precios del mercado eléctrico). Este sobreprecio también lo están pagando los precios de los consumidores no acogidos a la TUR, porque las ofertas en el denominado mercado libre están referenciadas también a la TUR. Además, bajo esta misma regulación, la Comercialización de Último Recurso (CUR), reservada en régimen de oligopolio a las cinco principales empresas, percibe pagos regulados, en concepto de margen comercial.
2. Las exportaciones españolas de electricidad se realizan a los precios del mercadospot o de entrega inmediata, sin incluir las primas a las energías renovables ni los pagos por capacidad o disponibilidad que reciben. De esta manera, las exportaciones se realizan en condiciones de dumping (inferiores a su precio) porque no incorporan todos los costes del mix eléctrico en España. Esta práctica no afecta a las empresas exportadoras, pero sí a los consumidores españoles que son quienes sufragan todos esos gastos a través de las tarifas. Adicionalmente, las exportaciones suponen un aumento de la demanda en el sector eléctrico español, lo que exige la puesta en funcionamiento de centrales adicionales para cubrirla, y así un aumento de los precios de la electricidad al tener que ser acompladas a la red centrales caras que de otro modo no funcionarían ni determinarían el precio del mercado. En resumen, las exportaciones perjudican a los consumidores españoles por una doble vía: porque se realizan por debajo de costes, costes que ellos sufragan, y porque además tienen un efecto inflacionista sobre los precios de la electricidad consumida en España.
3. Cuando en algunos puntos del territorio, la demanda eléctrica supera a la producción de las centrales acopladas, y la red de transporte no tiene capacidad suficiente para aportar la diferencia, surgen congestiones en la red de transporte cuya resolución exige que las centrales mas cercanas produzcan más de lo que hubiera resultado eficiente. Esta situación genera precios de monopolio, muy superiores a los costes de producción: como son muy pocas las centrales —a veces propiedad de una misma empresa— capaces de solucionar las restricciones, no hay competencia entre ellas.
4. Los extracostes financieros y de colocación de los derechos de cobro (correspondientes al déficit tarifario) en los mercados financieros debieran ser soportados por los titulares de tales derechos (es decir, las empresas eléctricas) si deciden optar por su cobro al contado frente al cobro a su vencimiento.
5. Liquidación del exceso de CTC cobrados por las empresas entre junio de 2005 y junio de 2006.
Así es que, la eliminación o revisión de este tipo de normas innecesarias y costosas para los consumidores, como las cinco que se han enumerado a título de ejemplo, permitiría aumentar la eficiencia regulatoria del sector eléctrico.
¿Fiscalidad energética?
Para poder afrontar el futuro sin duda hay que resolver el déficit tarifario que lastra al sector y a la competitividad de la economía. El Gobierno ha anunciado un cambio en la que denomina fiscalidad energética como solución al déficit de tarifa. No parece que contemple abordar la reforma estructural que el sector y la competitividad de la economía necesitan, sino que se limita a tasar para recaudar. Al respecto, algunas reflexiones:
1. Impuestos sobre la producción del Régimen Ordinario se acabarán trasladando a precios, porque las centrales que venden su energía en el mercado tienen capacidad de trasladar el impuesto a precios. No así las centrales del Régimen Especial (renovables y cogeneración), porque venden su energía a tarifa, independientemente de cuales sean los precios de mercado.
2. Las tecnologías son muy dispares en sus características y estructuras de costes, y dispares son también las condiciones bajo las que se realizaron las inversiones históricas y las inversiones posteriores al cambio retributivo de1997. Tasar las primeras podría restaurar la retroactividad sufrida por los consumidores, porque han acabado pagando por ellas más de lo que establecián las normas que apararon esas inversiones; mientras que tasar las segundas tendría carácter retroactivo, porque de facto se les estaría reduciendo la retribución establecida por las normas bajo las cuales los inversores decidieron y ejecutaron las correspondientes inversiones.
3. Para corregir los fallos de mercado, los impuestos hay que ponerlos en aquellas actividades que generan externalidades negativas (es decir, efectos negativos sobre terceros), mientras que aquellas que generan externalidades positivas que el mercado no percibe deben ser apoyadas con retribuciones complementarias. Tasas sobre la energía producida por el Régimen Especial, ¡gravan la energía limpia, no la energía sucia!
No creemos que ésta sea la vía correcta. La solución al déficit tarifario tiene que pasar por el diagnóstico de su origen. Y el diagnóstico lleva irremediablemente a una conclusión: la responsabilidad del déficit tarifario hay que buscarla en el pago de precios que sobre remuneran la electricidad producida en centrales nucleares e hidroeléctricas. Una tasa sobre las centrales nucleares e hidroeléctricas es mejor que nada. Pero un gravamen sobre la producción, por igual para todas las tecnologías, sólo penalizaría a los consumidores y a las renovables porque el aumento de precios que esas tasas generarán al aumentar los costes variables de las centrales térmicas marginales que fijan los precios del mercado, permitirá a las centrales inframarginales (nucleares e hidroeléctricas) recuperar los impuestos que las gravan. Detrás de esa tasa en realidad se esconde un impuesto a los consumidores y a la generación renovable, una medida discriminatoria, injusta e ineficiente desde el punto de vista económico, medioambiental y energético.
El Gobierno podría estarse planteando también alargar la vida útil de las centrales nucleares y de las concesiones hidroeléctricas como contrapartida a una fiscalidad energética que tuviera la apariencia de extraer parte de los beneficios caídos del cielo de estas tecnologías. No obstante, esto aportaría elevados beneficios a las empresas propietarias, iguales al valor de los beneficios caídos del cielo que podrían mantener a pesar de los nuevos impuestos. Por ejemplo, con impuestos de 10 euros MWh para nu- cleares y 15 euros MWh para hidráulicas, este valor sería de 1.500 millones y de 1.200 millones al año, respectivamente. Los beneficios caídos del cielo superarían con creces el valor de lo recaudado por el Gobierno en forma de impuestos.
¿La fiscalidad energética acabaría con el déficit tarifario? Quizá. Pero la cuestión no es acabar con el déficit tarifario, sino cómo hacerlo bien, del mismo modo que no sería satisfactorio solucionar el problema del desempleo enviando a todos los parados a otro país, o el problema del fracaso escolar dando un aprobado generalizado.
Para poder afrontar el futuro sin duda hay que resolver el déficit tarifario que lastra al sector y a la competitividad de la economía. El Gobierno ha anunciado un cambio en la que denomina fiscalidad energética como solución al déficit de tarifa. No parece que contemple abordar la reforma estructural que el sector y la competitividad de la economía necesitan, sino que se limita a tasar para recaudar. Al respecto, algunas reflexiones:
1. Impuestos sobre la producción del Régimen Ordinario se acabarán trasladando a precios, porque las centrales que venden su energía en el mercado tienen capacidad de trasladar el impuesto a precios. No así las centrales del Régimen Especial (renovables y cogeneración), porque venden su energía a tarifa, independientemente de cuales sean los precios de mercado.
2. Las tecnologías son muy dispares en sus características y estructuras de costes, y dispares son también las condiciones bajo las que se realizaron las inversiones históricas y las inversiones posteriores al cambio retributivo de1997. Tasar las primeras podría restaurar la retroactividad sufrida por los consumidores, porque han acabado pagando por ellas más de lo que establecián las normas que apararon esas inversiones; mientras que tasar las segundas tendría carácter retroactivo, porque de facto se les estaría reduciendo la retribución establecida por las normas bajo las cuales los inversores decidieron y ejecutaron las correspondientes inversiones.
3. Para corregir los fallos de mercado, los impuestos hay que ponerlos en aquellas actividades que generan externalidades negativas (es decir, efectos negativos sobre terceros), mientras que aquellas que generan externalidades positivas que el mercado no percibe deben ser apoyadas con retribuciones complementarias. Tasas sobre la energía producida por el Régimen Especial, ¡gravan la energía limpia, no la energía sucia!
No creemos que ésta sea la vía correcta. La solución al déficit tarifario tiene que pasar por el diagnóstico de su origen. Y el diagnóstico lleva irremediablemente a una conclusión: la responsabilidad del déficit tarifario hay que buscarla en el pago de precios que sobre remuneran la electricidad producida en centrales nucleares e hidroeléctricas. Una tasa sobre las centrales nucleares e hidroeléctricas es mejor que nada. Pero un gravamen sobre la producción, por igual para todas las tecnologías, sólo penalizaría a los consumidores y a las renovables porque el aumento de precios que esas tasas generarán al aumentar los costes variables de las centrales térmicas marginales que fijan los precios del mercado, permitirá a las centrales inframarginales (nucleares e hidroeléctricas) recuperar los impuestos que las gravan. Detrás de esa tasa en realidad se esconde un impuesto a los consumidores y a la generación renovable, una medida discriminatoria, injusta e ineficiente desde el punto de vista económico, medioambiental y energético.
El Gobierno podría estarse planteando también alargar la vida útil de las centrales nucleares y de las concesiones hidroeléctricas como contrapartida a una fiscalidad energética que tuviera la apariencia de extraer parte de los beneficios caídos del cielo de estas tecnologías. No obstante, esto aportaría elevados beneficios a las empresas propietarias, iguales al valor de los beneficios caídos del cielo que podrían mantener a pesar de los nuevos impuestos. Por ejemplo, con impuestos de 10 euros MWh para nu- cleares y 15 euros MWh para hidráulicas, este valor sería de 1.500 millones y de 1.200 millones al año, respectivamente. Los beneficios caídos del cielo superarían con creces el valor de lo recaudado por el Gobierno en forma de impuestos.
¿La fiscalidad energética acabaría con el déficit tarifario? Quizá. Pero la cuestión no es acabar con el déficit tarifario, sino cómo hacerlo bien, del mismo modo que no sería satisfactorio solucionar el problema del desempleo enviando a todos los parados a otro país, o el problema del fracaso escolar dando un aprobado generalizado.
Hacia un auténtico mercado y más renovables
Y además, ni siquiera la solución al déficit tarifario bastaría: el cambio de paradigma traído de la mano de las renovables exige un replanteamiento del marco regulatorio que rige la retribución de la energía eléctrica. ¿Cuáles serían los precios del mercado eléctrico tal y como lo conocemos ahora bajo un mix con el 90 por ciento de renovables? ¿Qué tendrían que ver con los costes de las distintas tecnologías los precios de ese mercado, a cero la mayor parte de las horas y seguramente muy elevados durante unas pocas? ¿Qué incentivos habría para que la producción fuera eficiente? ¿Y para las inversiones tanto en nueva potencia renovable, como en centrales térmicas, necesarias como capacidad de back-up o de respaldo ante la variabilidad de la disponibilidad de fuentes energéticas renovables? No hay duda: ante la realidad renovable, la inacción regulatoria no haría sino agravar las ineficiencias, ya patentes bajo el esquema actual, hasta hacerlo (todavía, si cabe más) insostenible.
Los británicos ya lo están planteando, y ya se ha puesto en práctica en muchos países de América Latina. Nosotros iremos a remolque. La competencia en el mercado tiene que ser sustituida por la competencia por el mercado: con costes variables nulos y sin capacidad de decidir el momento de producción, casi toda la eficiencia de la producción con fuentes energéticas renovables se juega en la etapa de la inversión. Hagamos pues que los inversores compitan por el derecho a acceder al mercado, y una vez en él, vean retribuida su producción según un esquema de tarifas feed-in tariffs, no fijadas administrativamente, sino a través de subastas competitivas. Sin duda, esto exige que el regulador (o el operador del sistema) recupere la responsabilidad sobre la cobertura y la composición del suministro, pero es que en esto también el mercado se ha mostrado ineficiente.
Sólo a través de la competencia por el mercado conseguiremos que el aprovechamiento de las curvas de aprendizaje se traslade a menores precios de la electricidad para el consumidor y la competitividad de la economía. Pero es imprescindible salvaguardar la seguridad jurídica de que la retribución obtenida mediante las subastas permanecerá vigente para toda la vida útil de la inversión. Esto constituye un elemento esencial de este sistema de captura de los costes de aprendizaje a favor de los consumidores y elimina barreras a la entrada asociadas al riesgo, sólo franqueables para las grandes empresas.
Utilicemos también las subastas para retribuir de forma distinta a lo que irremediablemente es distinto: una misma retribución no es adecuada para tecnologías que ya han alcanzado un elevado grado de madurez (solar térmica con regulación, solar fotovoltaica y eólica) que para otras en estados más incipientes de desarrollo (geotérmica, maremotriz, etc.), porque si queremos que éstas también exploten su curva de aprendizaje tenemos que apoyarlas, dejarles espacio, para que crezcan y se hagan eficientes. Las curvas de aprendizaje que presentan las tecnologías renovables, en proceso de maduración, hace necesario que su ritmo de implantación sea compatible con el desarrollo de la industria y el know-how que las sustentan. Eso exige que el regulador tome en consideración este extremo en la convocatoria de subastas de nueva capacidad en tecnologías renovables, que por ello habrán de ser, al menos hasta que se alcance su madurez, específicas para cada familia tecnológica.
Las centrales térmicas (centrales de gas y fuel- oil) también verán cambiar su papel en la cobertura de demanda: como ya está siendo un hecho, pasarán de aportar energía a aportar la potencia firme que se necesita para respaldar el mayor peso de las energías renovables, no siempre disponibles cuando el sistema las necesita. Por ello, la retribución de las centrales térmicas no se podrá hacer en función de su energía, sino en función del servicio de disponibilidad que aportan al sistema. ¿Cómo? De nuevo, haciendo competir a sus inversores por el mercado a través de subastas.
El conjunto de revisión a la baja de los ingresos de las centrales nucleares e hidroeléctricas y la eliminación o revisión de normas innecesarias, como las mencionadas a título de ejemplo, permitiría disminuir los costes del suministro en órdenes de magnitud en torno a los 3.000 millones de euros al año. De esta manera, con el nivel de tarifa actual (a valores constantes) y siguiendo la senda de penetración de las energías renovables en los términos y plazos contemplados, por ejemplo, en el Plan de Energías Renovables vigente (PER 2011-2020), no se producirían nuevos aumentos del déficit tarifario cuya amortización y coste financiero ya son parte de la tarifa actual.
Naturalmente, esa penetración de las tecnologías renovables y de las centrales necesarias para completar la potencia firme que necesita el sistema sólo podrá aportar eficiencia y combatir la información asimétrica que equivoca al regulador. El diseño de mercado deberá virar desde la ineficiencia de un mercado que retribuye sólo la energía, hacia un mercado en el que la competencia por el mercado resuelva la doble dimensión de la electricidad: potencia y energía, mediante un sistema de subastas para acceder a un mercado de la electricidad en el que no sean necesarias primas reguladas con diferentes apellidos, capaz de revelar los costes reales del mix de generación. Esto quiere decir, simplemente, que el desarrollo de la generación procedente de energías renovables a partir de las diferentes tecnologías no es la causa del déficit tarifario ni de los altos costes de la electricidad para la economía española. La causa no es otra que la mala regulación, la incompetencia nacida con la reforma de 1997, realimentada y cebada hasta el ridículo.
Y muy al contrario, el desarrollo de las tecnologías renovables, además de ser perfectamente compatible con la progresiva amortización del déficit tarifario manteniendo constantes los precios de la electricidad, es necesario para contribuir al cambio de modelo productivo que necesita la economía española, si en su desarrollo los reguladores son capaces de no caer otra vez en la trampa de una mal llamada liberalización.
Y además, ni siquiera la solución al déficit tarifario bastaría: el cambio de paradigma traído de la mano de las renovables exige un replanteamiento del marco regulatorio que rige la retribución de la energía eléctrica. ¿Cuáles serían los precios del mercado eléctrico tal y como lo conocemos ahora bajo un mix con el 90 por ciento de renovables? ¿Qué tendrían que ver con los costes de las distintas tecnologías los precios de ese mercado, a cero la mayor parte de las horas y seguramente muy elevados durante unas pocas? ¿Qué incentivos habría para que la producción fuera eficiente? ¿Y para las inversiones tanto en nueva potencia renovable, como en centrales térmicas, necesarias como capacidad de back-up o de respaldo ante la variabilidad de la disponibilidad de fuentes energéticas renovables? No hay duda: ante la realidad renovable, la inacción regulatoria no haría sino agravar las ineficiencias, ya patentes bajo el esquema actual, hasta hacerlo (todavía, si cabe más) insostenible.
Los británicos ya lo están planteando, y ya se ha puesto en práctica en muchos países de América Latina. Nosotros iremos a remolque. La competencia en el mercado tiene que ser sustituida por la competencia por el mercado: con costes variables nulos y sin capacidad de decidir el momento de producción, casi toda la eficiencia de la producción con fuentes energéticas renovables se juega en la etapa de la inversión. Hagamos pues que los inversores compitan por el derecho a acceder al mercado, y una vez en él, vean retribuida su producción según un esquema de tarifas feed-in tariffs, no fijadas administrativamente, sino a través de subastas competitivas. Sin duda, esto exige que el regulador (o el operador del sistema) recupere la responsabilidad sobre la cobertura y la composición del suministro, pero es que en esto también el mercado se ha mostrado ineficiente.
Sólo a través de la competencia por el mercado conseguiremos que el aprovechamiento de las curvas de aprendizaje se traslade a menores precios de la electricidad para el consumidor y la competitividad de la economía. Pero es imprescindible salvaguardar la seguridad jurídica de que la retribución obtenida mediante las subastas permanecerá vigente para toda la vida útil de la inversión. Esto constituye un elemento esencial de este sistema de captura de los costes de aprendizaje a favor de los consumidores y elimina barreras a la entrada asociadas al riesgo, sólo franqueables para las grandes empresas.
Utilicemos también las subastas para retribuir de forma distinta a lo que irremediablemente es distinto: una misma retribución no es adecuada para tecnologías que ya han alcanzado un elevado grado de madurez (solar térmica con regulación, solar fotovoltaica y eólica) que para otras en estados más incipientes de desarrollo (geotérmica, maremotriz, etc.), porque si queremos que éstas también exploten su curva de aprendizaje tenemos que apoyarlas, dejarles espacio, para que crezcan y se hagan eficientes. Las curvas de aprendizaje que presentan las tecnologías renovables, en proceso de maduración, hace necesario que su ritmo de implantación sea compatible con el desarrollo de la industria y el know-how que las sustentan. Eso exige que el regulador tome en consideración este extremo en la convocatoria de subastas de nueva capacidad en tecnologías renovables, que por ello habrán de ser, al menos hasta que se alcance su madurez, específicas para cada familia tecnológica.
Las centrales térmicas (centrales de gas y fuel- oil) también verán cambiar su papel en la cobertura de demanda: como ya está siendo un hecho, pasarán de aportar energía a aportar la potencia firme que se necesita para respaldar el mayor peso de las energías renovables, no siempre disponibles cuando el sistema las necesita. Por ello, la retribución de las centrales térmicas no se podrá hacer en función de su energía, sino en función del servicio de disponibilidad que aportan al sistema. ¿Cómo? De nuevo, haciendo competir a sus inversores por el mercado a través de subastas.
El conjunto de revisión a la baja de los ingresos de las centrales nucleares e hidroeléctricas y la eliminación o revisión de normas innecesarias, como las mencionadas a título de ejemplo, permitiría disminuir los costes del suministro en órdenes de magnitud en torno a los 3.000 millones de euros al año. De esta manera, con el nivel de tarifa actual (a valores constantes) y siguiendo la senda de penetración de las energías renovables en los términos y plazos contemplados, por ejemplo, en el Plan de Energías Renovables vigente (PER 2011-2020), no se producirían nuevos aumentos del déficit tarifario cuya amortización y coste financiero ya son parte de la tarifa actual.
Naturalmente, esa penetración de las tecnologías renovables y de las centrales necesarias para completar la potencia firme que necesita el sistema sólo podrá aportar eficiencia y combatir la información asimétrica que equivoca al regulador. El diseño de mercado deberá virar desde la ineficiencia de un mercado que retribuye sólo la energía, hacia un mercado en el que la competencia por el mercado resuelva la doble dimensión de la electricidad: potencia y energía, mediante un sistema de subastas para acceder a un mercado de la electricidad en el que no sean necesarias primas reguladas con diferentes apellidos, capaz de revelar los costes reales del mix de generación. Esto quiere decir, simplemente, que el desarrollo de la generación procedente de energías renovables a partir de las diferentes tecnologías no es la causa del déficit tarifario ni de los altos costes de la electricidad para la economía española. La causa no es otra que la mala regulación, la incompetencia nacida con la reforma de 1997, realimentada y cebada hasta el ridículo.
Y muy al contrario, el desarrollo de las tecnologías renovables, además de ser perfectamente compatible con la progresiva amortización del déficit tarifario manteniendo constantes los precios de la electricidad, es necesario para contribuir al cambio de modelo productivo que necesita la economía española, si en su desarrollo los reguladores son capaces de no caer otra vez en la trampa de una mal llamada liberalización.
.jpg)
0 comentarios:
Publicar un comentario