Reforma eléctrica

La reforma del mercado de la electricidad se debate entre el conservadurismo y la revolución

Imagen de archivo de torres de alta tensión.

¿Es posible una regulación eléctrica que facilite la entrada a las energías limpias, que baje el precio de la factura, que aumente el control y que elimine la alta volatilidad, todo a la vez? Los expertos en el mercado de la electricidad han cogido, en conversación con infoLibre, el testigo de la ministra Ribera en su comparecencia en el Congreso, y plantean sus propuestas para cambiar el funcionamiento del mercado eléctrico español tras el anuncio del Gobierno de que plantea modificaciones de calado para avanzar en la transición energética y reducir el recibo de la luz. Y aseguran que sí, que es posible, a pesar de lo complejo del sistema, a caballo entre el libre mercado y el intervencionismo del Estado y acusado de generar distorsiones parche tras parche y de favorecer al "oligopolio" de las grandes compañías en detrimento del consumidor.

Las posturas, como en casi todo debate político y económico de importancia, se debaten entre arreglos conservadores, basados en el funcionamiento del mercado actual, y la revolución: un cambio en el planteamiento de cómo funciona el pool para que funcione no solo a favor y no en contra del consumidor, sino en favor de la acción climática y la lucha contra la contaminación. Curiosamente, los dos documentos más influyentes que han visto la luz en cuanto a la reforma eléctrica en los últimos meses reflejan, a grandes rasgos, las dos corrientes. Uno es el informe del Comité de Expertos para la Transición Energética, encargado por el anterior Ejecutivo del PP; otro es el informe del Consejo Asesor Para la Transición Ecológica (Capte), perteneciente al PSOE y que preside la propia ministra. Sus propuestas van en la línea de lo que dejó entrever Ribera en sede parlamentaria, por lo que, salvo sorpresas, la reforma que proponen será la reforma que proponga el Gobierno.

Las dos corrientes, sin embargo, coinciden en que hay que acabar con las mayores distorsiones que, a juicio de los expertos, provoca la actual regulación eléctrica: tipos de generación que son sobrerretribuidas, energías sucias marcando el ritmo de los precios y el más conocido déficit de tarifa: a grandes rasgos, la diferencia entre lo que a los productores les cuesta generar la electricidad y lo que reciben por ello, consecuencia de la intervención estatal. Estos problemas tienen su origen en el funcionamiento del pool, el mercado de este tipo de energía. Es difícil de entender para los no iniciados, pero es indispensable conocer sus conceptos básicos para entender las propuestas de soluciones.

El pool es el que marca el precio diario y por horas del kilovatio/hora, la medida que sirve para la facturación del consumo eléctrico domiciliario. Se establece en el punto en el que coincide la oferta de las centrales productoras de electricidad (renovables, de ciclo combinado, térmicas de carbón, nucleares, hidráulicas…) y la demanda de las comercializadoras, que compran la energía y la distribuyen entre los consumidores. Para no dejar a nadie fuera del negocio, el precio diario suele estar marcado por la generación más cara: la de gas natural y la de carbón, ya que tiene más costes asociados de la compra de la materia prima y de las restricciones medioambientales. Y dicha cifra, que en septiembre ronda los 70 euros por kw/h, es la que se retribuye a todas las centrales del país.

Por lo tanto, los factores que afectan al carbón o al gas marcan directamente los precios de todo el mercado. Es lo que ha pasado en las últimas subidas de septiembre: el aumento de la cotización de los derechos de emisión de CO2, que afecta a la producción que más polución emite, ha hecho temblar, entre otros motivos, todo el sistema.

El hecho de que la generación más cara y sucia marque los precios no solo afecta de manera directa al bolsillo del consumidor: el hecho de que todas las centrales reciban el mismo dinero por el kw/h sobrerretribuye a algunas centrales en concreto y infrarretribuye a otras según el tipo de tecnología y las circunstancias en las que se produjo la concesión estatal. Reciben más o menos dinero no en función de su capacidad, de sus posibilidades o de su impacto en el medioambiente y la salud, sino en función de lo que pasa con el carbón. Es, según el análisis de los expertos, un sistema injusto en ciertos aspectos con mucho margen de mejora. Estos son los principales elementos en tela de juicio.

  Nuevas subastas para retribuciones justas

No se puede poner a funcionar en el mismo mercado tecnologías tan distintas”, asegura la catedrática de Economía y experta en el mercado eléctrico Natalia Fabra. Fabra fue la encargada de redactar el apartado dedicado a una nueva regulación eléctrica en el informe del consejo presidido por la ministra de Transición Ecológica, por lo que se presupone que, salvo injerencias propias del ejercicio del poder, sus postulados sean los que recoja la reforma del Gobierno. La economista critica la “volatilidad de precios” que causa el diseño actual y que no se corresponde con los costes variables de cada tipo de generación.

Los precios de derecho de emisión del CO2, entre otros elementos, influyen en el precio del carbón. Si a la central le cuesta más poner su electricidad en el mercado porque el derecho de emitir es más caro, cobra más por el kw/h. El problema es que ese aumento del coste de las térmicas se traslada, por el mecanismo explicado anteriormente, a todo tipo de generación. Las renovables o las hidráulicas, que son capaces de generar electricidad a un coste que varía muy poco, son retribuidas más o menos dependiendo de mecanismos ajenas a ellas. Y, por tanto, la volatilidad de un tipo concreto –y en retirada– de producción se refleja directamente en la volatilidad del recibo de la luz de los consumidores sujetos al mercado regulado.

Instalar una planta de energía renovable no es barato, por lo que, en ciertos momentos, lo que reciben las empresas generadoras de electricidad con este método ayuda a paliar la alta inversión inicial y ayuda a compensar el hecho de que sus costes de generación son prácticamente nulos –en términos prosaicos, que las aspas del molino giren sale gratis–. Pero los expertos hablan de “sobrerretribución” en las centrales hidráulicas y en las nucleares. Las compañías accedieron a la explotación de dichas instalaciones por concesión del Estado hace años, por lo que la inversión está ya amortizada. Y el precio de la generación es, al igual que la eólica y la fotovoltaica, bajo. Por lo que el pool hace que reciban unos beneficios altísimos: en términos anglosajones se conocen como windfall profits, ‘beneficios caídos del cielo’.

Cristóbal Gallego, del Observatorio Crítico de la Energía –y autor de uno de los votos particulares del Comité de Expertos para la Transición Energética– cree que la eliminación de los windfall profits tiene que ser prioridad de una reforma apunta, además, una circunstancia que lo agrava: “Estas producciones se basan en tecnologías donde no hay de facto libertad de entrada”. El sistema actual otorga "inmensos beneficios" económicos a centrales hidroeléctricas y nucleares

¿Y qué proponen los expertos para acabar con esta distorsión en concreto? Fabra habla de una “auditoría regulatoria” –no contable– que analice qué leyes, decretos y normativas se han aplicado a las centrales hidráulicas y las nucleares y determine si disfrutan de ventajas injustificables. Pero no es la única propuesta, ni la más importante. El planteamiento de la economista, y por extensión del Capte, es modificar el funcionamiento de las subastas.

Las subastas sirven para otorgar nuevos derechos de generación de energía eléctrica, y como todo el parque fósil o hidroeléctrico está ya adjudicado, suele ser renovable. El Estado decide, en términos de potencia, qué cantidad de capacidad nueva va a aportar al pool, y se reparte entre las empresas interesadas. Las compañías acceden a mayor o menor capacidad de generación renovable y son retribuidas en el mercado, como se ha explicado, con el precio de la generación más cara.

Lo que proponen Fabra y Gallego son “subastas de energía”, en sustitución de las actuales subastas de potencia. Al inversor, previa entrada de éste al mercado, se le ofrece un contrato con el Estado en el que se acuerda qué es lo que se va a pagar por la electricidad generada, según las capacidades de cada tecnología en concreto. Los presumibles beneficios de este modelo son varios. Elimina la incertidumbre de las centrales de no saber qué cobrarán cada día por el kw/h, lo que alimenta la inversión, que siempre busca la seguridad. Al negociar cada tecnología de manera independiente con el Estado en base a sus características, dejan de estar todas regidas por la generación más cara, por lo que se acabarían los “beneficios caídos del cielo” de nucleares e hidroeléctricas. Se eliminaría la necesidad de compensar, vía mercado, a instalaciones eólicas o fotovoltaicas por su coste cero de generación.

El doctor en Ingeniería Industrial y miembro del Comité de Expertos para la Transición Energética José Luis de la Fuente va más allá y propone que estas subastas se tradujeran en “un contrato social y económico con el Estado”. Social porque, coinciden todos los expertos consultados, la electricidad no solo es un bien básico, sino que el funcionamiento de mercado tiene que garantizar la seguridad de suministro. “No es de recibo lo que ocurre ahora”, asegura.

De la Fuente incide en los costes del CO2, que afectan al carbón y al gas y, por ende, a todo el pool. Cree que su influencia debería sacarse del mercado: “Se puede devolver mediante su reasignación a quien más se lo merece o a otros circuitos. Lo que no tiene sentido es que la energía que no produce CO2 reciba el precio si se casa con energía sucia”, considera. De igual opinión es Jorge Fabra, fundador de Economistas frente a la Crisis, que apuesta por esta medida como primordial para evitar los “márgenes de beneficio impresionantes” de algunas tecnologías cuando sube el precio del kw/h.

El informe del Comité de Expertos encargado por el Gobierno del PP no está de acuerdo con que las subastas de energía sean la solución definitiva: cree que hay margen de mejora con el pool y las subastas de potencia actuales. No cierra la puerta a implantarlos, pero advierte de los peligros: “La solución adoptada deberá tratar de optimizar la señal ofrecida a los inversores, el coste para los consumidores, y la compatibilidad con la operación correcta del sistema a corto plazo”. Advierte, casi paradójicamente, del efecto en el mercado que tendría una entrada masiva de energías renovables sin un mecanismo que palie su coste cero de generación: “La penetración muy pronunciada de energía fotovoltaica puede reducir sustancialmente el precio” cuando se incorpore al sistema, por lo que dificultaría “la recuperación de la inversión” sin un mecanismo de “retribución complementaria”. En la actualidad, esta retribución se consigue pagando a todas lo que hay que pagarle al carbón: con el modelo propuesto por el Capte, se consigue con negociaciones individuales.

  Pagos por capacidad

“Un mercado así diseñado hará redundante el actual mecanismo de pagos por capacidad que, en cualquier caso, ha de ser revisado por exigencia comunitaria”, afirma el informe del Capte. Los pagos por capacidad, dirigidos fundamentalmente a las centrales de carbón y de gas natural, son retribuciones extra que el Estado ofrece a las empresas explotadoras de dichas instalaciones para compensar su papel de “tecnologías de respaldo”. Generalmente esta producción entra en juego cuando el resto de centrales, que no pueden parar fácilmente de funcionar, no bastan para cubrir toda la demanda eléctrica. Cuando las renovables no llegan, se activa el carbón y el gas. Y estar continuamente apagando y encendiendo los motores tiene un coste elevado que el Estado pretende paliar con estas ayudas.

En opinión de Fabra, al negociar individualmente con las compañías cómo se va a retribuir la energía en base a sus características, estas ayudas ya no harían falta, puesto que entrarían dentro de la negociación. Es un guante que parece haber recogido la ministra Ribera: el miércoles lanzó la pregunta al aire de si “son necesarios”, sin determinar si el Ejecutivo piensa suprimirlos. Sin embargo, José Luis de la Fuente no cree que sean incompatibles: aún reconociendo que se trata de “un parche para un mercado que es incapaz de hacer recuperar a los inversores el dinero que pusieron o dicen que pusieron”, cree que son útiles para “obtener información del sistema”.

Los pagos por capacidad son continuamente puestos en duda por la Comisión Europea. Si bien no los desacredita del todo, los analiza exhaustivamente para comprobar que no se trata de subvenciones encubiertas a tecnologías contaminantes e incompatibles con los objetivos de reducción de emisiones: algo prohibido por la normativa comunitaria. Sin embargo, el informe del Comité de Expertos de la Transición Energética sigue apostando por ellos. De hecho, gran parte de su análisis de una posible reforma eléctrica lo dedica a una reforma de estos pagos. Consideran los expertos del comité que dichos mecanismos deben evitar que interfieran “con la descarbonización de la economía”, que los beneficiarios traten de extenderlos sine die o que se conviertan “en una fuente de ingresos estables para activos que no van a ser competitivos”. En esencia: adelante con los pagos, pero con una vigilancia constante del mercado.

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  Objetivo: la transición energética

A día de hoy, y dado el escenario de urgencia de la lucha contra el cambio climático, todas las propuestas de reforma eléctrica tienen entre ceja y ceja la salida de los combustibles fósiles más contaminantes. Hay dudas y divergencias entre los expertos: el Capte, por ejemplo, apuesta por el gas natural como energía “de transición”, a pesar de que es contaminante. Eso sí, sin la necesidad de invertir en nuevas infraestructuras que se queden obsoletas a medio plazo, lo que temen los ecologistas y los detractores de esta generación de energía: considera el órgano asesor del PSOE que las centrales de ciclo combinado y las interconexiones que existen en la actualidad bastan para respaldar a las renovables cuando no sople el viento o brille el sol. José Luis de la Fuente (y el comité de expertos en el que participó) lo tienen claro: las nucleares son una gran opción. “Es una energía limpia y de probada solvencia. Nos puede dar serenidad y cautela a la hora de abordar la transformación energética en los próximos lustros”, declara.

Sin embargo, el papel predominante de las renovables no se discute. Sea por el camino corto o el rápido dentro del mercado eléctrico, con subastas de uno u otro tipo, todos los actores defienden que tiene que ser la generación más importante del mix energético a medio y largo plazo y, de ser posible, a corto. Y no solo en términos medioambientales, también en términos de factura de la luz, lo que más enfados despierta cuando se habla de la regulación de la electricidad. La salida de los combustibles fósiles abarataría el recibo “sin lugar a dudas, porque estaríamos reemplazando fuentes de generación sucias y caras (y que serán cada vez más caras conforme se avance en la internalización de los costes ambientales) por otras que, a día de hoy, sabemos que son más baratas y no pagan derechos de emisión”, concluye Cristóbal Gallego.

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