II. Qué hacer para bajar los precios de la luz reflejando el coste de generación y transmisión de manera adecuada

En esta segundo artículo sobre el aumento del precio de la electricidad, se analizará qué hacer para bajar los precios de la luz reflejando el coste de generación y transmisión de manera adecuada.

Una vez definido el núcleo del problema y descartada la opción más radical de control de precios por ineficiente, podemos pasar a considerar tanto los componentes del precio como los mecanismos necesarios para asegurar los efectos redistributivos deseados, esto es: que quien tenga más dificultades para pagar precios altos tenga cómo amortiguar el golpe y cubrir sus necesidades energéticas.

El precio de la luz tiene cuatro componentes: generación, peajes de transporte y distribución, cargos e impuestos. Su peso en el recibo de la luz del mes actual de un hogar medio se recoge en la figura siguiente. La pregunta ahora es qué medidas vale la pena aplicar a cada uno de ellos para reflejar al máximo el coste original, y cuáles quizás no tienen tanto sentido.

El coste de generación

El coste de generación está determinado por el tan denostado mercado marginalista (tan marginalista como cualquiera de los productos que compramos habitualmente) en función de los costes de producción de electricidad con las distintas tecnologías.

Lo primero que podríamos tratar de hacer sería reducir el coste de producción de la electricidad. El problema es que esto, habitualmente, está fuera de nuestro control. Por ejemplo, el coste del gas viene determinado por el mercado internacional. Pero lo que sí podríamos es tratar de modificar el mix de generación para utilizar tecnologías menos volátiles. Si vamos introduciendo cada vez más renovables, tal como está previsto, el coste no sabemos si bajará o no (dependerá de la evolución de los costes de las renovables y del respaldo necesario), pero sí sabemos que será más estable, al depender fundamentalmente del coste de la inversión y no del del combustible. Algo similar pasaría con la nuclear, de no abandonarse como está previsto.

La segunda posibilidad es revisar el mercado, para asegurarnos de que recoge correctamente los costes. El mercado marginalista, recordemos, tiene como ventaja que envía las señales correctas a los inversores: cuando sube el precio, el incentivo a invertir aumenta, y más aún para las tecnologías inframarginales (como las renovables). Esta señal puede venir tanto del precio del combustible marginal (el gas) o del precio del CO2: al subir el precio del CO2 las tecnologías limpias son más rentables. Eso es justo lo que se ha demandado mucho tiempo, cuando el precio del mercado europeo era “demasiado” bajo.

El problema del mercado marginalista es que puede sobrerretribuir a tecnologías “agotadas”, es decir, las que no necesitan esa señal porque no se va a invertir más en ellas por distintas razones, y que no han realizado inversiones que deban recuperarse en un entorno liberalizado. En estos casos, el precio de mercado es más bien una transferencia de renta, no una señal de eficiencia. Si esto se une a que, en España, la mayor parte de estas tecnologías fueron en muchos casos construidas con otro régimen retributivo (el marco legal y estable), ya tenemos el lío. Frente a este lío hay dos opciones: una, la que ha usado el Gobierno, aplicar un “windfall tax”, un impuesto sobre los beneficios caídos del cielo, aunque de su Real Decreto Ley puede interpretarse que lo quieren aplicar a todas las energías…y eso no tiene demasiado sentido para las tecnologías no agotadas o construidas en régimen de competencia…además de los problemas de corto plazo con los contratos y las tarifas fijas. En todo caso, aunque se plantee a medio y largo plazo, el problema es que el cálculo de este impuesto es complejo, porque necesita de un coste de referencia para el gas o el CO2 sobre el que calcularlo. ¿Cuál elegimos? El de los últimos años ha sido particularmente bajo…. Me parece más sencillo, en el caso en que se determinara que estas tecnologías están efectivamente agotadas, y cuando no se hubieran construido en régimen liberalizado, determinar una retribución razonable para ellas, y firmar contratos por diferencias (algo que ya proponía Ignacio en el Libro Blanco), de forma que recuperen sus costes (incluidas las inversiones no amortizadas), pero nada más. A este respecto, es importante recordar que entre los costes que tendría que recuperar la nuclear están su desmantelamiento completo y la gestión de los residuos, algo que ahora no está garantizado, y menos con el cierre anticipado. Respecto a la hidráulica, también es importante mencionar que un contrato por diferencias mantendría la señal de operación óptima: que la hidráulica entre en el mercado cuando los precios son mayores. En este caso particular, de hecho, hay una opción más, que además es mejor si se puede utilizar: si se sacan a subasta las concesiones, se eliminaría el problema de los posibles beneficios extraordinarios, porque se internalizaría el potencial beneficio en la puja.

El otro problema, más reciente, es que el mercado marginalista “energy-only” no parece capaz de retribuir a las renovables. Esto también tiene solución: dejarlo como un mercado de ajustes, y establecer un mercado de capacidad (o mejor, opciones de fiabilidad) o de renovables que asegure la retribución a este tipo de tecnologías. O estimular la contratación a plazo. En esta línea, la propuesta del Gobierno de obligar a que las empresas tengan que vender parte de su producción a plazo puede ayudar a crear este mercado (además de a reducir la posibilidad de poder de mercado).

En todo caso, y a pesar de esta solución, hay gente empeñada en eliminar el mercado marginalista (a pesar del pequeño problema de la normativa europea) y sustituirlo de nuevo por el marco legal y estable. Ni siquiera muchas empresas rechazan esto, porque evidentemente les libera del riesgo inversor, que se traslada completamente al consumidor. ¿Es más barata esta solución que un mercado ajustado como he mencionado antes? No necesariamente, porque un marco totalmente regulado, como ya hemos experimentado en épocas pasadas, tiene un importante incentivo a sobreinvertir (de nuevo, porque los errores los paga el consumidor). Es decir, la diferencia es quién corre con el riesgo, pero no necesariamente el coste.

Como alternativa a marcos rígidos, ha surgido como propuesta en algunos entornos la creación de una empresa pública de generación que produce electricidad con las hidráulicas, cuya concesión vaya caducando. Pero es poco prometedora: como decía antes, la hidráulica debe ofrecerse al coste de oportunidad para que su gestión sea la apropiada, si no, podemos estar produciendo con ella en las horas en que el precio está bajo, que es cuando no hace falta, y no produciendo cuando los precios son altos, que es cuando de verdad se la necesita. Si el objetivo de la empresa es vender electricidad producida con hidráulica a precio de coste, ¿qué incentivo tendrá a ofertarla al coste de oportunidad, que es la forma que mejor gestiona el agua? Y si realmente se hiciera así, entonces estas hidráulicas recibirían la misma renta que ahora, renta que habría que modificar igual que si la operación es privada. De nuevo, tampoco veo una ventaja particular al hecho de que sea pública, incluso tendría como inconveniente una potencial reducción de incentivos a gestionar bien el agua.

Más allá de esto, otra posible razón para que el mercado no recoja bien los costes es que exista poder de mercado, y se ejerza por parte de los agentes. Esto es otro asunto bastante controvertido, pero se supone que para vigilar esto, y evitarlo, están los reguladores, tanto el europeo (ACER) como el español, la CNMC, que de hecho ya ha llevado en ocasiones a empresas a los tribunales cuando ha detectado comportamientos ilícitos.

Aquí resulta interesante apuntar que subastas obligatorias como la actualmente considerada por el Gobierno se han usado en otros países más como una medida para reducir el poder de mercado, que como instrumento para reducir costes. Podrían funcionar como alternativa a los contratos por diferencias regulados administrativamente, pero siempre que la demanda no sea tan alta que el precio acabe siendo similar al del mercado. Además, es muy importante recordar que la hidráulica debe seguir teniendo una señal eficiente de operación, como es el coste de oportunidad de la térmica a la que sustituye, porque si no estaremos gestionando mal el agua escasa. En todo caso, si la subasta obligatoria se traduce en mayor contratación a plazo, esto sí puede ayudar a que la demanda de este tipo de contratación aumente.

El coste de las redes

El coste de las redes se minimiza si los inversores (Red Eléctrica y las distribuidoras) tienen el incentivo a optimizar su inversión y operación. Actualmente, esto no sucede, porque la retribución se establece en función de la inversión, y no de una gestión eficiente. Así que todas las empresas tienen un claro incentivo a sobreinvertir, porque ya lo pagaremos los consumidores. Los topes exógenos, como el que existe actualmente, no es buena solución, porque impide invertir cuando realmente hace falta. Sería mucho mejor utilizar un sistema como el británico, que retribuye la eficiencia en la inversión y el uso de las redes.

En este coste de las redes también habría que incluir el coste de las interconexiones, que como ya he comentado otras veces, tienen ventajas e inconvenientes, y que por tanto deberían ser optimizadas (no vale cuanto más mejor).