{"id":5902,"date":"2021-11-19T10:25:16","date_gmt":"2021-11-19T09:25:16","guid":{"rendered":"http:\/\/webecpol.esade.edu\/es\/blog\/"},"modified":"2021-11-19T10:54:28","modified_gmt":"2021-11-19T09:54:28","slug":"ii-que-hacer-para-bajar-los-precios-de-la-luz-reflejando-el-coste-de-generacion-y-transmision-de-manera-adecuada","status":"publish","type":"post","link":"http:\/\/webecpol.esade.edu\/es\/blog\/ii-que-hacer-para-bajar-los-precios-de-la-luz-reflejando-el-coste-de-generacion-y-transmision-de-manera-adecuada\/","title":{"rendered":"II. Qu\u00e9 hacer para bajar los precios de la luz reflejando el coste de generaci\u00f3n y transmisi\u00f3n de manera adecuada"},"content":{"rendered":"

En esta segundo art\u00edculo sobre el aumento del precio de la electricidad,<\/strong> se analizar\u00e1 qu\u00e9 hacer para bajar los precios de la luz reflejando el coste de generaci\u00f3n y transmisi\u00f3n de manera adecuada.<\/p>\n

Una vez definido el n\u00facleo del problema y descartada la opci\u00f3n m\u00e1s 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 m\u00e1s dificultades para pagar precios altos tenga c\u00f3mo amortiguar el golpe y cubrir sus necesidades energ\u00e9ticas.<\/p>\n

El precio de la luz tiene cuatro componentes: generaci\u00f3n, peajes de transporte y distribuci\u00f3n, 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 qu\u00e9 medidas vale la pena aplicar a cada uno de ellos para reflejar al m\u00e1ximo el coste original, y cu\u00e1les quiz\u00e1s no tienen tanto sentido.<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

El coste de generaci\u00f3n<\/strong><\/span><\/p>\n

El coste de generaci\u00f3n est\u00e1 determinado por el tan denostado mercado marginalista (tan marginalista como cualquiera de los productos que compramos habitualmente) en funci\u00f3n de los costes de producci\u00f3n de electricidad con las distintas tecnolog\u00edas.<\/p>\n

Lo primero que podr\u00edamos tratar de hacer ser\u00eda reducir el coste de producci\u00f3n de la electricidad. El problema es que esto, habitualmente, est\u00e1 fuera de nuestro control. Por ejemplo, el coste del gas viene determinado por el mercado internacional. Pero lo que s\u00ed podr\u00edamos es tratar de modificar el mix<\/em> de generaci\u00f3n para utilizar tecnolog\u00edas menos vol\u00e1tiles. Si vamos introduciendo cada vez m\u00e1s renovables, tal como est\u00e1 previsto, el coste no sabemos si bajar\u00e1 o no (depender\u00e1 de la evoluci\u00f3n de los costes de las renovables y del respaldo necesario), pero s\u00ed sabemos que ser\u00e1 m\u00e1s estable, al depender fundamentalmente del coste de la inversi\u00f3n y no del del combustible. Algo similar pasar\u00eda con la nuclear, de no abandonarse como est\u00e1 previsto.<\/p>\n

La segunda posibilidad es revisar el mercado<\/strong>, para asegurarnos de que recoge correctamente los costes. El mercado marginalista, recordemos, tiene como ventaja que env\u00eda las se\u00f1ales correctas a los inversores: cuando sube el precio, el incentivo a invertir aumenta, y m\u00e1s a\u00fan para las tecnolog\u00edas inframarginales (como las renovables). Esta se\u00f1al puede venir tanto del precio del combustible marginal (el gas) o del precio del CO2: al subir el precio del CO2 las tecnolog\u00edas limpias son m\u00e1s rentables. Eso es justo lo que se ha demandado mucho tiempo<\/a>, cuando el precio del mercado europeo era \u201cdemasiado\u201d bajo.<\/p>\n

El problema del mercado marginalista es que puede sobrerretribuir a tecnolog\u00edas \u201cagotadas\u201d<\/a>, es decir, las que no necesitan esa se\u00f1al porque no se va a invertir m\u00e1s 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 m\u00e1s bien una transferencia de renta, no una se\u00f1al de eficiencia. Si esto se une a que, en Espa\u00f1a, la mayor parte de estas tecnolog\u00edas fueron en muchos casos construidas con otro r\u00e9gimen retributivo (el marco legal y estable), ya tenemos el l\u00edo. Frente a este l\u00edo hay dos opciones: una, la que ha usado el Gobierno, aplicar un \u201cwindfall tax<\/em>\u201d, un impuesto sobre los beneficios ca\u00eddos del cielo, aunque de su Real Decreto Ley puede interpretarse que lo quieren aplicar a todas las energ\u00edas\u2026y eso no tiene demasiado sentido para las tecnolog\u00edas no agotadas o construidas en r\u00e9gimen de competencia\u2026adem\u00e1s de los problemas de corto plazo con los contratos y las tarifas fijas<\/a>. En todo caso, aunque se plantee a medio y largo plazo, el problema es que el c\u00e1lculo de este impuesto es complejo, porque necesita de un coste de referencia para el gas o el CO2 sobre el que calcularlo. \u00bfCu\u00e1l elegimos? El de los \u00faltimos a\u00f1os ha sido particularmente bajo\u2026. Me parece m\u00e1s sencillo, en el caso en que se determinara que estas tecnolog\u00edas est\u00e1n efectivamente agotadas, y cuando no se hubieran construido en r\u00e9gimen liberalizado, determinar una retribuci\u00f3n razonable para ellas, y firmar contratos por diferencias (algo que ya propon\u00eda Ignacio en el Libro Blanco), de forma que recuperen sus costes (incluidas las inversiones no amortizadas), pero nada m\u00e1s. A este respecto, es importante recordar que entre los costes que tendr\u00eda que recuperar la nuclear est\u00e1n su desmantelamiento completo y la gesti\u00f3n de los residuos, algo que ahora no est\u00e1 garantizado, y menos con el cierre anticipado. Respecto a la hidr\u00e1ulica, tambi\u00e9n es importante mencionar que un contrato por diferencias mantendr\u00eda la se\u00f1al de operaci\u00f3n \u00f3ptima: que la hidr\u00e1ulica entre en el mercado cuando los precios son mayores. En este caso particular, de hecho, hay una opci\u00f3n m\u00e1s, que adem\u00e1s es mejor si se puede utilizar: si se sacan a subasta las concesiones, se eliminar\u00eda el problema de los posibles beneficios extraordinarios, porque se internalizar\u00eda el potencial beneficio en la puja.<\/p>\n

El otro problema, m\u00e1s reciente, es que el mercado marginalista \u201cenergy-only\u201d<\/em> no parece capaz de retribuir a las renovables. Esto tambi\u00e9n tiene soluci\u00f3n: dejarlo como un mercado de ajustes, y establecer un mercado de capacidad<\/a> (o mejor, opciones de fiabilidad<\/a>) o de renovables que asegure la retribuci\u00f3n a este tipo de tecnolog\u00edas. O estimular la contrataci\u00f3n a plazo. En esta l\u00ednea, la propuesta del Gobierno de obligar a que las empresas tengan que vender parte de su producci\u00f3n a plazo puede ayudar a crear este mercado (adem\u00e1s de a reducir la posibilidad de poder de mercado).<\/p>\n

En todo caso, y a pesar de esta soluci\u00f3n, hay gente empe\u00f1ada en eliminar el mercado marginalista (a pesar del peque\u00f1o 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. \u00bfEs m\u00e1s barata esta soluci\u00f3n que un mercado ajustado como he mencionado antes? No necesariamente, porque un marco totalmente regulado, como ya hemos experimentado en \u00e9pocas pasadas, tiene un importante incentivo a sobreinvertir (de nuevo, porque los errores los paga el consumidor). Es decir, la diferencia es qui\u00e9n corre con el riesgo, pero no necesariamente el coste.<\/p>\n

Como alternativa a marcos r\u00edgidos, ha surgido como propuesta en algunos entornos la creaci\u00f3n de una empresa p\u00fablica de generaci\u00f3n que produce electricidad con las hidr\u00e1ulicas, cuya concesi\u00f3n vaya caducando. Pero es poco prometedora: como dec\u00eda antes, la hidr\u00e1ulica debe ofrecerse al coste de oportunidad para que su gesti\u00f3n sea la apropiada, si no, podemos estar produciendo con ella en las horas en que el precio est\u00e1 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 hidr\u00e1ulica a precio de coste, \u00bfqu\u00e9 incentivo tendr\u00e1 a ofertarla al coste de oportunidad, que es la forma que mejor gestiona el agua? Y si realmente se hiciera as\u00ed, entonces estas hidr\u00e1ulicas recibir\u00edan la misma renta que ahora, renta que habr\u00eda que modificar igual que si la operaci\u00f3n es privada. De nuevo, tampoco veo una ventaja particular al hecho de que sea p\u00fablica, incluso tendr\u00eda como inconveniente una potencial reducci\u00f3n de incentivos a gestionar bien el agua.<\/p>\n

M\u00e1s all\u00e1 de esto, otra posible raz\u00f3n 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, est\u00e1n los reguladores, tanto el europeo (ACER) como el espa\u00f1ol, la CNMC, que de hecho ya ha llevado en ocasiones a empresas a los tribunales cuando ha detectado comportamientos il\u00edcitos.<\/p>\n

Aqu\u00ed resulta interesante apuntar que subastas obligatorias como la actualmente considerada por el Gobierno se han usado en otros pa\u00edses m\u00e1s como una medida para reducir el poder de mercado, que como instrumento para reducir costes. Podr\u00edan 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. Adem\u00e1s, es muy importante recordar que la hidr\u00e1ulica debe seguir teniendo una se\u00f1al eficiente de operaci\u00f3n, como es el coste de oportunidad de la t\u00e9rmica a la que sustituye, porque si no estaremos gestionando mal el agua escasa. En todo caso, si la subasta obligatoria se traduce en mayor contrataci\u00f3n a plazo, esto s\u00ed puede ayudar a que la demanda de este tipo de contrataci\u00f3n aumente.<\/p>\n

El coste de las redes<\/strong><\/p>\n

El coste de las redes se minimiza si los inversores (Red El\u00e9ctrica y las distribuidoras) tienen el incentivo a optimizar su inversi\u00f3n y operaci\u00f3n. Actualmente, esto no sucede,<\/a> porque la retribuci\u00f3n se establece en funci\u00f3n de la inversi\u00f3n, y no de una gesti\u00f3n eficiente. As\u00ed que todas las empresas tienen un claro incentivo a sobreinvertir, porque ya lo pagaremos los consumidores. Los topes ex\u00f3genos, como el que existe actualmente, no es buena soluci\u00f3n, porque impide invertir cuando realmente hace falta. Ser\u00eda mucho mejor utilizar un sistema como el brit\u00e1nico, que retribuye la eficiencia en la inversi\u00f3n y el uso de las redes.<\/p>\n

En este coste de las redes tambi\u00e9n habr\u00eda que incluir el coste de las interconexiones, que como ya he comentado otras veces, tienen ventajas e inconvenientes, y que por tanto deber\u00edan ser optimizadas (no vale cuanto m\u00e1s mejor).<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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