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La cuestión eléctrica Jorge Fabra Utray, economista y Doctor en Derecho, es miembro fundador de Economistas Frente a la Crisis


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La cuestión eléctrica

Jorge Fabra Utray, economista y Doctor en Derecho, es miembro fundador de Economistas Frente a la Crisis

La energía constituye un sector cuya eficiencia afecta de manera directa y sistémica a toda la economía. Son pocos los sectores económicos que tienen características de este tipo. Desde luego la tienen el sector financiero y el mercado de trabajo. En esta crisis, la energía está tan en el centro de los problemas como lo están estos sectores, pero una singular dificultad de comprensión impide que los economistas y otros profesionales debatan abiertamente sobre la cuestión de la energía, en particular del sector eléctrico, núcleo de todos los problemas energéticos. Es como si una maldición oscureciera las mentes de quienes se aproximan o intentan emitir opiniones sobre los extremos que definen el problema: típicamente, el Déficit de Tarifa, el alto coste de la electricidad y su relación con la gestión del cambio climático.

Poderosos intereses económicos están en las causas de la oscuridad, pero también la propia naturaleza de la electricidad, un bien o un servicio especialmente raro que necesita que sus singulares características sean conocidas en todo su alcance para comprender que la electricidad no puede ser tratada por los economistas y los juristas como si se tratara de cualquier cosa. Los ingenieros y los físicos esto lo saben muy bien, pero aunque entre sus especialidades no se encuentre la regulación jurídica y económica de la electricidad, de ellos, economistas y juristas, no podemos prescindir.

Hay una tendencia generalizada a pensar que un cambio en los objetivos de política energética implican en sí mismo una reforma, pero no es así. Sólo la reforma permite establecer un cambio de objetivos. De otra forma los objetivos se convierten en una especie de brindis al sol… completamente inoperante. Naturalmente estoy refiriéndome a objetivos de política energética que tengan presentes la sostenibilidad económica y medioambiental, exigible a cualquier cambio que pretenda contribuir al progreso social desde la energía.



El mercado de la electricidad en la LSE 54/97

La actúal regulación del Sector Eléctrico Español, vigente desde 1997, tiene uno de sus principales soportes en el mercado spot de la electricidad diseñado de forma un tanto peculiar: la retribución de la energía eléctrica es una combinación de precios de mercado y de precios administrados que actúan siempre como complemento de los primeros. Se trata en definitiva del reconocimiento de que un mercado en el que concurren ofertas de electricidad generada desde centrales con tecnologías y costes muy diferentes no cubre suficientemente los costes de algunas centrales eléctricas que son necesarias por distintas razones entre las que cabe señalar la disponibilidad limitada de recursos primarios energéticos y el diferente balance entre las externalidades positivas y negativas que cada tecnología de generación presenta. No cubre los costes de algunas centrales y los cubre en exceso en el caso de otras.


Diversidad tecnológica

Para cubrir la demanda y la diversidad de costes variables que esto implica, la gran mayoría de todas las centrales existentes oferten en este mercado imperfecto de “sólo energía ” a precio cero. Es decir son “precio aceptantes” porque sea cual sea el precio del mercado tendrán interés en producir. Al fin, el precio que retribuirá a todas las centrales se dirime en una disputa competitiva entre sólo pocas unidades térmicas -las de costes variables más altos- que fija los precios en el entorno del coste del combustible de la última central acoplada (bajo el utópico supuesto de inexistencia de poder de mercado)


Es obvio que un mercado de la electricidad de estas características produce pérdidas a unas centrales y beneficios a otras.
La regulación conoce el comportamiento de este tipo de mercados y complementa con primas o precios administrados, los precios que en el mercado perciben las tecnologías con costes medios superiores a los precios del mercado. De otra manera no sería posible cubrir la demanda de electricidad porque nadie invertiría si no pudiera, no sólo no tener beneficios, ni siquiera recuperar los capitales propios y ajenos invertidos. Estas primas reciben diferentes nombres: pagos por capacidad para las centrales térmicas, que son fijos e independientes de la producción, que se desglozsan en incentivos a la inversión para las centrales de gas y pagos por disponibilidad para las centrales de carbón importado. Por su parte, las centrales de carbón nacional tienen cantidades y precios protegidos por el BOE según una metodología desconocida.
Las centrales nucleares y las centrales renovables (precio aceptantes o estructuralmente inframarginales), como ya se ha señalado, ofertan a precios cero porque tienen la seguridad de que los precios que fijen las centrales térmicas serán muy superiores a sus costes variables y retribuirán todos o parte de sus costes medios y siempre por encima de sus costes variables. Pero mientras las primeras tienen costes medios inferiores a los precios del mercado, las segundas los tienen muy superiores a esos precios porque fueron inversiones en la primera generación en tecnologías renovables necesarias para desencadenar la fuerte curva de aprendizaje que ahora presentan estas tecnologías. Sin esas iniciales inversiones, ahora no estarían tan cerca de alcanzar plena competitividad con sus alternativas térmicas.
El resultado es obvio: las centrales de tecnologías renovables a las que nos referimos –entre las que a su vez hay una extensa variedad de tecnologías y por tanto de costes medios, variables y fijos- no recuperan sus costes medios en el mercado y perciben también, como en el caso de las centrales térmicas, primas denominadas por sus diferentes apellidos: primas eólicas, fotovoltaicas, biomasa etc. aunque, en contraste con las primas del resto de las centrales, sus primas son variables con su producción y se determinan por la diferencia entre la tarifa que a cada tecnología le ha asignado el BOE y el precio que perciben del mercado. Es decir, sea cual sea el precio de mercado las renovables perciben, cada una de ellas, su correspondiente tarifa por cada MWh producido. Se trata de un sistema retributivo que emula una retribución basada en contratos por diferencias (sobre los que más adelante hablaremos) entre los precios del mercado y la tarifa que les corresponde. Es decir, las primas renovables son tan volátiles como los precios del mercado y se mueven en dirección contraria a los precios.
Los grandes aprovechamientos hidroeléctricos y las centrales nucleares españolas, después de un largo periodo en el que han estado percibiendo ingresos superiores a los esperados por sus propietarios en el momento de sus respectivas inversiones, con un alto grado de recuperación de sus inversiones, tienen ya costes medios remanentes inferiores a los precios que obtienen en el mercado que, por esa razón, les proporciona elevados márgenes. Pero también estas centrales, además de percibir el precio del mercado, perciben adicional y paradójicamente, unos complementos administrativos o primas que reciben diferentes nombres: las primeras, las nucleares, han percibido unas primas denominadas pagos por capacidad, que fueron fijos e independientes de su producción hasta su desaparición en 2009 en que fueron suprimidos. La segundas, las hidroeléctricas mantiene esos pagos bajo el nombre de pagos por disponibilidad.
La producción hidroeléctrica presenta características especiales. Su producción a plena potencia está en una media de poco más de 2.000 horas al año y puede elegir el momento de producir a lo largo de las 8.670 horas del año sin perder producción porque con sus embalses tienen capacidad de regular el momento de producir ofertando a precios ligeramente inferiores a los costes variables de las centrales que sustituyen o simplemente una cantidad limitada de energía a precio cero para no hundir temporalmente los precios del mercado. De esta manera maximizan sus ingresos vía mercado y los del resto de las centrales acopladas entre las que se encuentran todas las centrales retribuidas por precio de las que son propietarios también, los propietarios de las centrales hidroeléctricas.
El coste para los consumidores

Con esta regulación retributiva de la electricidad, los consumidores pagan los precios del mercado que perciben todas las centrales y las primas de térmicas y renovables que cubren sus pérdidas.


Hemos mencionado los pagos regulados establecidos por el BOE casi todos hoy todavía vigentes. Pero en la reciente historia del Sector Eléctrico ha habido otros pagos regulados de importancia determinante que condicionan completamente el diagnostico que pueda hacerse de la regulación vigente y cualquier propuesta de reforma que quiera plantearse: son los Costes de Transición a la Competencia CTC’s.
Los Costes de Transición a la competencia CTC’s no fueron otra cosa que una indemnización que aseguraría a las empresas propietarias de las centrales eléctricas existentes en 1997 (denominadas en la literatura regulatoria española, centrales históricas) que su retribución no se vería mermada por cambios regulatorios. Su valor se fijó en 8.664 M€ que fueron pagados por los consumidores entre 1998 y 2005, vía exceso de precios de mercado sobre el precio de 36 € MWh, con el que fueron calculados, y vía tarifa. Sin embargo, desde entonces hasta el presente, a pesar de haber cobrado los CTC’s, las centrales históricas han percibido ingresos por su producción resultado de precios determinados por los costes del gas natural, muy superiores a esperados cuando les fueron reconocidos los derechos indemnizatorios o CTC’s.
Esto es lo que el modelo vigente está haciendo… está haciendo que los consumidores paguen por la electricidad, no sus costes de su producción sino la envolvente de los costes de producción de las centrales térmicas y de las renovables y los beneficios inesperados de las centrales nucleares e hidroeléctricas.
Una conclusión irremediable

El mercado que tenemos es pura ineficiencia y la realidad es incontestable: la vigente regulación del Sector Eléctrico nos ha situado ante el caso más radical de socialización de pérdidas y privatización de beneficios. Así las cosas, el resultado no puede ser otro: España tiene el coste de electricidad más alto de la Unión Europea, la envolvente que cubre pérdidas y beneficios inesperados que la literatura económica denomina WindFall Profits (WFP) o, en su traducción más común, beneficios caídos del cielo.


Existen alternativas que debieran ser acometidas con toda urgencia

Enumeraré sintéticamente, las de mayor alcance:


1- Mantener el mercado spot de la electricidad y la libertad de establecimiento a precios de mercado. El mercado spot optimiza la utilización de los recursos energéticos primarios y genera competitividad en los mercados de abastecimiento de combustibles fósiles. Es decir es un instrumento adecuado, en ausencia de poder de mercado, para el consumo óptimo de los recursos primarios energéticos.
2- Restaurar el régimen retributivo para todas las inversiones realizadas de acuerdo con el marco regulatorio bajo el que fueron decididas y realizadas. Ésta medida acabará con los WFP que genera el mercado y derogará las normas retroactivas que han perjudicado a los consumidores en unos casos y a los inversores en otros, creando problemas insoportables de inseguridad jurídica con la consiguiente pérdida de confianza en las normas.
3- Crear para las nuevas inversiones un mercado de subastas por tecnología que permita determinar de manera competitiva su régimen retributivo. Esta medida permitirá que el mercado revele los costes medios de las diferentes tecnologías y su evolución en el tiempo.
4- Retribuir las instalaciones de generación hoy existentes a través de contratos por diferencias entre la retribución determinada en su específico marco retributivo – tal y como se ha señalado en el punto 2 anterior- y los precios del mercado spot. Esta medida permite que la socialización de las pérdidas –representada por las primas térmicas y renovables- tenga una contraparte que socialice los beneficios que ese mismo mercado también genera en hidroeléctricas y nucleares.
5- Revisar costosas adherencias surgidas en los fallidos intentos de arreglar el disparatado modelo regulatorio de la electricidad que no sólo no han arreglado nada sino que lo han encarecido sin aportar valor alguno. Entre estas adherencias destaca el modo de establecimiento de la Tarifa de Último Recurso que, además de no proteger a los consumidores “vulnerables”, ha suministrado cuantiosos ingresos adicionales a las empresas eléctricas UNESA y a intermediarios de oportunidad surgidos al amparo de mercadillos innecesarios (léase las subastas CESUR)
Un nuevo diseño de mercado para las nueva inversiones

El mercado spot actualmente existente cumple una función: optimiza el consumo de recursos primarios energéticos. Hay que mantenerlo. Pero ese mercado no debe determinar –tampoco lo hace ahora- los costes para el consumidor ni los ingresos para las empresas. Los precios fijados en el mercado deben ser complementados, con su signo, no por precios administrados salidos de los laberintos del BOE sino por los precios de un mercado de subastas en el que las nuevas centrales disputaran su acceso al mercado. Es decir, la competencia en el mercado debe complementarse con la competencia por el mercado..


Las opciones para producir electricidad estarían a disposición de todo tipo de inversores. Las barreras de entrada serían asumibles hasta el extremo de que cualquier ciudadano podría ser auto productor. Y el Gobierno podría desarrollar una política energética e industrial independiente.
En este punto, cabe aventurar, que en España, con frontera temporal en 2030, no se construirán centrales térmicas convencionales ni ciclos combinados. Tampoco centrales nucleares que reemplacen el parque existente. El futuro es renovable. Las razones se encuentran en el balance positivo de sus externalidades:

  • Independencia energética

  • Tecnología e Innovación

  • Fuerte pendiente de su curva de aprendizaje

  • Creación de tejido industrial, empresas y empleo

  • Mejora de nuestra Balanza de Pagos

  • Contención de la contaminación medioambiental

  • Aumento de la competitividad de la economía

Los nuevos inversores serían los que fijarían los precio en competencia con sus competidores a través de las subastas de acceso al mercado. El regulador establecería las reglas bajo las cuales los competidores compiten para fijar los precios. La libertad de establecimiento en el mercado spot se mantendría intacta y competiría con la entrada a través de las subastas convocadas por el regulador cuyo resultado suministraría una retribución con márgenes estables.


De esta manera, los consumidores pagarían por la electricidad consumida el coste real del mix energético y no la envolvente de los costes reconocidos ex ante a las centrales cuya inversión se produjo después de 1997 y de los precios con los que el mercado sólo energía retribuye a las centrales nucleares e hidroeléctricas (que no son otra cosa que costes reconocidos ex post).
La técnica regulatoria es la que definen los contratos por diferencias entre los precios del mercado spot y la retribución que a cada central correspondería en aplicación de su regulación originaria.
Hoy España tiene una deuda reconocida con las empresas eléctricas que se acerca a los 30.000 M€. A pesar de ello los costes del suministro, si prescindimos de casos singulares como son Malta y Chipre, se encuentran entre los más altos de la Unión Europea erosionando la competitividad de nuestra economía. Simultáneamente, son identificables costes ociosos o injustificables por un valor que supera los 5.000 M€ anuales que está impidiendo, por un diagnostico erróneo del origen de esos costes, el desarrollo de las tecnologías del futuro que son las tecnologías renovables. Una profunda reforma es insoslayable. El Sector eléctrico está en el centro de la crisis.



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