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La Universidad Carlos III de Madrid (UC3M) reúne el 24 de septiembre en una jornada interdisciplinar a un conjunto de académicos de diversas ramas del conocimiento para debatir sobre sostenibilidad y construcción europea, en el marco de La Noche Europea de los Investigadores e Investigadoras de Madrid 2021.

Participan varios investigadores/as de la UC3M:

• Natalia Fabra. Dpto. de Economía.
• Juan A. Mayoral. Dpto. Ciencias Sociales.
• Mercedes Pardo.  Dpto. de Análisis Social.

En este link está el vídeo del acto.

• ¿En la coyuntura actual siguen siendo necesarias las subastas? ¿Es necesaria una nueva subasta de fotovoltaica urgente para conseguir bajar los precios en el medio plazo?
• ¿Subastas, PPAs o mercado? ¿Cuál es la mejor alternativa para conseguir que los consumidores reciban un precio más bajo?
• ¿La última reforma del mercado (RDL 17/2021) puede suponer un freno al desarrollo de los PPA en España? En caso afirmativo,  ¿Qué se necesitaría para reactivar la firma de PPAs?
• ¿Qué reformas debería de tener el mercado eléctrico para conseguir que internalice los precios bajos de la fotovoltaica y al mismo tiempo de estabilidad a los inversores?

Natalia Fabra participó en un debate sobre la regulación del mercado eléctrico español en el Instituto Complutense de Análisis Económico, en el que también participaron Diego Rodríguez, Rafael Salas, y Miguel Sebastián.

Aquí puedes ver el vídeo del evento.

La escasez de gas en los mercados internacionales está provocando fuertes subidas en su precio, lo que a su vez ha arrastrado al alza los precios de la electricidad. Pero el precio del gas no tiene toda la culpa. El problema se ha agravado por el diseño de los mercados eléctricos, en los que toda la electricidad se paga al precio de la tecnología más cara, y que en estos momentos es el gas. Ello está provocando fuertes transferencias de rentas de los consumidores a las empresas eléctricas, que ven multiplicarse sus precios sin que sus costes hayan apenas aumentado. Sólo una pequeña parte de la generación eléctrica consume gas, y una buena parte de ella lo hace a través de contratos a largo plazo, cuyos precios son muy inferiores a las cotizaciones actuales del gas en los mercados al contado.

Es difícil exagerar las consecuencias económicas y sociales del encarecimiento de la energía. En la memoria colectiva está la crisis del petróleo de los años 70, que llevó a una inflación de dos dígitos y a una profunda recesión económica. Hoy, el miedo es que no haya suficiente gas en Europa para capear el invierno y que, ante una oferta de gas rígida en el corto plazo, los ajustes de mercado se hagan vía reducciones de demanda. Así, la elevación de los precios de la energía encontraría un nuevo equilibrio en el que una parte de la industria – intensiva en el consumo de gas y electricidad – podría quedar descolgada. Esto llevaría al cierre de algunas plantas de producción industrial, como ya se ha visto en el caso del Reino Unido, y a la reducción de la producción de otras, como ya está ocurriendo en la siderurgia, la metalúrgica, o la química en España.

Algunas empresas podrán evitar el cierre trasladando sus mayores costes energéticos a los precios de los bienes y servicios finales, pero ello no hará sino alimentar un proceso inflacionista que también acabará afectando a la inflación subyacente. El poder adquisitivo de las familias se verá mermado, y con ello su capacidad de demandar otros bienes y servicios en sectores que todavía confían en el impulso de la demanda agregada para superar la crisis tras la pandemia. El aumento de los precios de la energía eléctrica podría incluso afectar al cumplimiento de los hitos y objetivos del Plan de Recuperación y Resiliencia a través del canal inflación, al reducir la capacidad adquisitiva de los fondos asignados a cada proyecto de inversión, y al encarecer el proceso de electrificación, que es uno de los vectores del Plan para la transformación verde y digital.

Pero, en este contexto inflacionista, el mayor de los riesgos es que las autoridades monetarias erren en el diagnóstico y reaccionen con subidas en los tipos de interés, lo que no haría sino dificultar la recuperación. No estamos ante una inflación causada por un sobre-calentamiento de la economía, sino por un shock de oferta exógeno – como es la subida de los precios del gas – cuyos efectos se han visto multiplicados por una regulación inadecuada de los mercados eléctricos. Por ello, la verdadera política anti-inflacionista no es una contracción monetaria, sino la adopción de medidas que atajen las causas del encarecimiento de la energía.

Así lo han demandado los ministros de economía y finanzas de España, Francia, Chequia, Grecia, y Rumanía en una reciente declaración conjunta. Piden a Europa la adopción de un enfoque común para revisar el funcionamiento de los mercados del gas y de los derechos de emisión, para establecer directrices comunes para el almacenamiento y compra conjunta de gas, para reformar la regulación eléctrica, y para seguir apostando por la inversión en energías renovables y otros activos bajos en carbón como vía para potenciar la Transición Energética y con ella reducir nuestra dependencia del gas.

En concreto, los ministros firmantes reclaman mejorar la regulación eléctrica para “establecer mejor la relación entre los precios que pagan los consumidores y los costes medios de la producción eléctrica”. Es un reconocimiento explícito de que, efectivamente, las empresas están facturando más por la electricidad de lo que cuesta producirla, a expensas de los consumidores. La pregunta es, ¿cómo conseguir este objetivo? La solución pasa por diseñar unos mercados eléctricos capaces de revelar los verdaderos costes medios de cada tecnología, a diferencia de los mercados actuales que sólo alcanzan a revelar el coste de la generación con gas. Este objetivo ya se está consiguiendo para las nuevas renovables que entran al mercado a través de subastas de contratos a largo plazo, que celebra el regulador en representación de todos los consumidores. Al hacer que las empresas compitan, antes de acometer las inversiones, para determinar el precio de su producción a largo plazo, se consigue que sus precios se estabilicen en torno a sus costes medios, trasladando a los consumidores los menores costes que vienen de la mano de las renovables.

El nudo gordiano de la reforma está en la retribución del parque de generación existente – principalmente, nucleares e hidroeléctricas – porque la imposibilidad de seguir invirtiendo en estas tecnologías dificulta el que la competencia pueda contribuir a la solución del problema. Por ello, para evitar mayores distorsiones, parece inevitable recurrir a una regulación de precios que evite que la sobre-retribución de la que ahora gozan nucleares e hidroeléctricas, amparada en la falta de competencia, sigo poniendo en jaque a la economía.

La pregunta por tanto que se plantea es: ¿a qué precio retribuir la producción de nucleares e hidroeléctricas? ¿Se puede fiar el regulador del precio que proponen las propias empresas eléctricas?  Resulta evidente que no: está en su propio interés el hacer creer al regulador que sus costes son elevados para con ello obtener una retribución más favorable. La única vía fiable para superar la información asimétrica que acecha al regulador es llevar a cabo una auditoría regulatoria que revele cuáles son sus costes variables, y qué parte de sus costes fijos no han sido todavía recuperados a través de los diversos pagos regulados y beneficios de mercado que han recibido durante décadas. Sólo con esa información contrastada se podrá establecer un precio para la generación nuclear e hidroeléctrica que les aporte una rentabilidad razonable, a la vez que estable, cuestión esta última para ellas no baladí si se tiene en cuenta que la expansión de las renovables hará deprimir los precios del mercado mayorista en pocos años. Mantener instituciones que generan desequilibrios tan fuertes como el que en estos momentos está generando el mercado eléctrico, simplemente no es sostenible. De una reforma capaz de “establecer mejor la relación entre los precios que pagan los consumidores y los costes medios de la producción eléctrica”, todos saldremos ganando.

Europa – con el empuje de España – debería de encabezar esta reflexión desde la perspectiva regulatoria, alineando la revisión del Mercado Único de la Energía con los objetivos del Pacto Verde Europeo y la urgencia de consolidar una recuperación sostenida, equilibrada y medioambientalmente sostenible, que reparta sus beneficios de forma equitativa en la sociedad. Esta revisión de los mecanismos regulatorios permitiría además acometer la Transición Energética al menor coste para la sociedad, facilitando el que los ciudadanos perciban sus beneficios como condición necesaria para el apoyo social que este profundo cambio necesita. Y si Europa no lo hace, serán los Estados Miembros quienes lo hagan, por su cuenta. Pero entonces se habrá perdido la esencia del proyecto europeo, poniendo en peligro su propia continuidad. En juego está mucho más que el precio de la energía.

Este artículo fue publicado en eldiario.es el 9 de Octubre de 2021

El pasado 22 de septiembre, Natalia Fabra inauguró una nueva edición del ciclo “Diálogos en tiempo de pandemia” de la Universidad de Vigo.

Puedes ver su presentación aquí.

El vídeo está disponible aquí y la ronda de pregunta aquí.

En el siguiente link puedes ver la noticia relativa a la charla.

Hablar de transición energética es hablar de inversiones que posibiliten una profunda transformación de nuestro sistema energético. Inversiones para reducir el consumo de energía y mejorar su eficiencia; inversiones para producir energía libre de carbono; inversiones para desplegar las infraestructuras que harán posible que la descarbonización impregne todos los rincones de la economía. Ejemplos de ello son las inversiones en energías renovables, en electrolizadores para la producción de hidrógeno verde, en redes de transporte y distribución de electricidad y de gases renovables, en instalaciones para el almacenamiento energético, en infraestructuras para la recarga de los vehículos eléctricos…La cuestión que se plantea es: ¿Cuáles son las mejores políticas para catalizar tales inversiones al menor coste para la sociedad?

En 2019, un manifiesto promovido y apoyado por ilustres economistas abogaba por la puesta en marcha de un impuesto al carbono por ser “la palanca más efectiva para reducir las emisiones a la escala y velocidad necesarias… una poderosa señal de precios que impulsará la mano invisible del mercado para dirigir a los agentes económicos hacia un futuro bajo en carbono”. La teoría es bien conocida. Las externalidades negativas, como el calentamiento global producido por la quema de combustibles fósiles, pueden ser corregidas a través de impuestos pigouvianos que incorporen a los precios el daño social que provocan. Si se nos cobra por el carbono que contienen los bienes y servicios que consumimos, su encarecimiento relativo incentivará la reducción de su consumo y su sustitución por el de otros menos intensivos en carbono, lo que inducirá a las empresas a invertir para reducir la huella de carbono de sus bienes y servicios.

Los mercados de carbono, como el que se puso en marcha en Europa en 2005, constituyen un mecanismo para fijar el precio del carbono: se pone en circulación un volumen de derechos de emisión compatible con los objetivos de reducción de emisiones, se obliga a los agentes contaminantes a adquirir tantos derechos como emisiones tengan al año, y se permite el comercio de derechos con el objetivo de que la reducción de emisiones se lleve a cabo por aquellos para los que resulta menos costoso. Hasta llegar a la neutralidad climática – no más tarde de 2050, como contempla el Pacto Verde europeo – se irán retirando derechos de circulación, lo que se traducirá en un incremento sostenido de los precios del carbono. Este fenómeno ya lo estamos presenciando, con precios que se han duplicado en el último año hasta superar los 52€ por tonelada de carbono. Este encarecimiento continuará hasta que los avances tecnológicos permitan la sustitución paulatina de las energías contaminantes por las no contaminantes, lo que contribuirá a reducir la demanda de derechos de emisión y con ello amortiguar la subida de sus precios. Sin embargo, para llegar a este punto, habrá que evitar que el descontento social que está causando el encarecimiento de le energía por efecto de los precios del carbono no frustre los avances de la transición energética.

Si bien el impuesto al carbono es efectivamente una poderosa señal de precios para propiciar el cambio en el modelo energético, se trata de una señal coja. Coja, porque no basta, y ha de ser complementada con otras políticas públicas capaces de corregir otros fallos de mercado presentes, más allá del daño medioambiental. Una señal coja, porque produce – está produciendo ya – fuertes efectos distributivos adversos que han de ser corregidos…por justicia social, y también para evitar que la sociedad se oponga a los cambios profundos que es necesario acometer a lo largo de esta transición. Los economistas con frecuencia nos olvidamos de que la equidad es condición necesaria para la eficiencia, y de que el largo plazo sólo existe si vamos superando cada una de las etapas a las que nos enfrenta el corto plazo.

Porque el mercado falla por motivos que van más allá de su incapacidad para internalizar los daños medioambientales provocados por la quema de combustibles fósiles, el impuesto al carbono no basta. Esa mano invisible no es en definitiva tan poderosa sin la ayuda de las políticas públicas. Y es que la transición energética depende de la provisión de diversos bienes públicos, para los que la fuerza de los incentivos privados resulta insuficiente.

La inversión en investigación y desarrollo (I+D) es uno de esos bienes públicos, quizás el más crítico para el éxito de la transición energética: sin avances tecnológicos para desarrollar y desplegar tecnologías capaces de producir y suministrar bienes y servicios bajos en carbono y a menor coste, no será posible reducir las emisiones en la escala y plazos que la gravedad del problema exige. En otros ámbitos, para preservar los incentivos al I+D, se confía en la protección de la propiedad intelectual (por ejemplo, a través de patentes) para que los inversores puedan apropiarse de los beneficios sociales que genera su I+D. Pero, en el ámbito de la transición energética, no nos podemos permitir retrasar la difusión del conocimiento: estamos ante un reto que necesita una solución urgente y de escala global – la analogía con la lucha contra el COVID resulta evidente-. Si la política óptima implica el apoyo al desarrollo tecnológico y su libre puesta a disposición para que todos puedan beneficiarse de ello, incluidos los países menos desarrollados, el papel del Estado como impulsor del I+D pasa a ser esencial. Apostar sólo por un impuesto al carbono no bastaría: si bien se potenciaría el incentivo de las empresas a invertir en I+D para reducir sus emisiones, los resultados de sus esfuerzos no serían ni suficientes ni estarían compartidos por todos. Ante un problema global como es el cambio climático, la solución también ha de serlo.

Otro fallo de mercado paradigmático se refiere a las economías de aprendizaje, como las generadas a través de la inversión en tecnologías todavía no maduras. Cuanto más se invierte en ellas, mayor es la reducción de costes, beneficiando no tanto a lo inversores presentes como a los inversores futuros. Lo hemos visto en el ámbito de las energías renovables, en el que el apoyo público a las primeras generaciones de la tecnología ha permitido que sus costes caigan de forma drástica – en el caso de la fotovoltaica, los costes de inversión son ya sólo un 20% de lo que eran hace sólo una década. Un impuesto al carbono remunera el carbono que se evita hoy, pero no remunera el carbono que se evita en un futuro por efecto del abaratamiento de las inversiones.

Los fallos de coordinación entre oferta y demanda para que juntos despeguen tampoco se solucionan poniendo un precio al carbono. Por ejemplo, no se venderán vehículos eléctricos sino hay una red de recarga suficientemente mallada, pero ningún actor privado tendrá incentivos a instalar electrolineras si no hay una flota suficiente de vehículos eléctricos. Y por mucho que se grave el diésel o la gasolina, no despegará la movilidad eléctrica si no hay ni vehículos eléctricos asequibles ni una red de recarga adecuada, con precios de la electricidad razonables, que además permita la interoperabilidad y con ella la mayor competencia. Lo mismo ocurre en el caso del hidrógeno verde, cuyo impulso requiere actuar sobre toda la cadena de valor para que se desarrolle la tecnología, para que se desplieguen las nuevas inversiones, y para que el hidrógeno pueda ser consumido en sustitución de combustibles fósiles en el transporte, en las refinerías, y en los centros de logística, entre otros posibles usos.

La fiabilidad del suministro energético – otro bien público – es también una condición necesaria para el éxito de la transición energética. Poner en riesgo la continuidad del suministro tendría tales costes sociales y económicos que la haría inasumible. En el caso del mercado eléctrico, que es piedra angular de la transición energética, garantizar el suministro presupone que la intermitencia de las energías renovables se contrarresta invirtiendo en activos de almacenamiento, en redes eléctricas que interconecten sistemas eléctricos, y en activos de respaldo…pero el precio del carbono ni es ni pretende ser la solución a la garantía de suministro, porque el valor social del daño medioambiental nada tiene que ver con el valor de la energía que no se suministra. La importancia de esta cuestión pasará a ser si cabe todavía mayor a medida que la electrificación haga que dependamos más de la continuidad del suministro eléctrico. La crisis eléctrica sufrida en Tejas en febrero de 2021 nos ha vuelto a recordar la gravedad de los impactos económicos que se producen en cascada cuando el sistema generación-transporte no es fiable. Nos ha demostrado, de nuevo, que las señales de precios y los incentivos financieros, por fuertes que sean, no son suficientes para asegurar el suministro eléctrico en situaciones críticas.

Por último, pero no por ello menos importante, los mercados de capitales también fallan en la cuestión medioambiental porque no son capaces de evaluar adecuadamente los costes y beneficios de muchos de los proyectos en infraestructuras o activos bajos en carbono, caracterizados en muchos casos por una elevada incertidumbre, y porque tampoco son capaces de integrar adecuadamente los riesgos económicos inherentes al cambio climático y sus efectos sobre el valor de los activos.

En definitiva, los fallos de mercado asociados, por su naturaleza, a muchas de las actividades sobre las que se asienta la transición energética exigen la presencia activa del Estado, que debe identificar las actividades que deben de ser apoyadas y en muchos casos financiadas. Esto no quiere decir que toda la inversión haya de hacerse con recursos públicos. De hecho, las inversiones públicas tienen el potencial de arrastrar inversiones privadas – que es el antónimo del efecto expulsión o crowding-out. Ejemplo de ello son muchas de las inversiones contenidas en el Plan Nacional Integrado de Energía Clima, que contempla que el 20% de las inversiones que impulsarán la transición energética en España durante la presente década sean públicas, como catalizador esencial del 80% restante, de carácter privado.

Pero si bien el impuesto al carbono no basta, las inversiones públicas tampoco. El trinomio lo cierran las reformas, que han de asegurar el funcionamiento correcto de los mercados y la regulación, promoviendo un reparto justo de los costes y beneficios de la transición energética entre empresas y consumidores, y entre colectivos de consumidores.

El sector eléctrico, de nuevo como ejemplo. No se trata sólo de poner en marcha mecanismos de Transición Justa para apoyar a los colectivos de trabajadores afectados por el cierre de las minas o de las centrales térmicas, se trata también de evitar que un elevado precio de la electricidad – producto de una regulación inadecuada – perjudique a las familias y a las empresas. Para las primeras, la electricidad es un bien esencial; para las segundas, es un factor de producción cuyo precio afecta a los precios del conjunto de bienes de la economía, con efectos sistémicos sobre la creación de empleo o la competitividad.

Se equivocan quienes defienden que los elevados precios de la electricidad son el coste que tenemos que pagar para hacer frente a la transición energética. Se equivocan porque si algo aportan las energías renovales, además de energía libre de emisiones, es un suministro eléctrico a menor coste. Es la regulación la que impide que ese menor coste se traduzca en menores precios de la electricidad al hacernos pagar por toda la electricidad – al menos bajo el mix de tecnologías actual – como si toda ella estuviera producida por centrales de gas. En concreto, ello implica que el precio del carbono lo estamos pagando por el 100% de la electricidad, a pesar de que más de la mitad de ella está siendo producida con fuentes no emisoras. El encarecimiento del gas en los mercados internacionales – que ya ha superado la cifra récord de 40€/MWh – ahonda en este mismo problema porque ello, en vez de contribuir a una paulatina sustitución del gas por la electricidad, hace que los precios relativos de ambos se mantengan apenas inalterados, a pesar de que la brecha entre sus costes sea cada vez mayor.

El sobreprecio de la electricidad provoca problemas de equidad porque implica un reparto muy desigual de los excedentes entre los consumidores y las empresas, que ven cómo una parte importante de sus centrales eléctricas – principalmente, nucleares e hidroeléctricas – están siendo sobre-retribuidas a través de pagos injustificadamente altos por parte de los consumidores. Pero también provoca un problema de eficiencia, porque al facturar la electricidad por encima de su coste, desincentiva el proceso de electrificación sobre el que debería de asentarse la descarbonización del transporte, de la industria, o del consumo energético residencial. En definitiva, aun si dispusiéramos de una señal de precios de carbono adecuada y aun si se llevaran a cabo las inversiones necesarias, si no se modifica la regulación eléctrica se estará poniendo en riesgo la eficiencia y la equidad de la transición energética, y con ello su propia continuidad en el tiempo. El que ninguna de las tres patas del trinomio fiscalidad medioambiental, inversiones y reformas sean suficientes, pero sí todas ellas necesarias, es una lección igualmente válida para el resto de sectores en proceso de transformación.

Por todo ello, hay que celebrar que el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia Europeo, y su traslación al Plan Español, apuesten su éxito al trinomio fiscalidad medioambiental, inversiones y reformas que, junto con la condicionalidad verde y digital, inauguran un nuevo paradigma en la política económica en Europa y en España. Pero hay que mantenerse en guardia: el éxito no se habrá conseguido hasta que no alcancemos, a tiempo y al menor coste para la sociedad, la neutralidad climática.

Este articulo ha sido publicado en la Revista TEMAS para el debate Número 321, Septiembre de 2021

No se puede hacer favor más flaco al mercado que confiar en uno en el que la competencia brille por su ausencia. Sin competencia, un mercado se convierte en coartada perfecta para consolidar la posición de empresas ya instaladas que disfrutan de rentas que no pueden ser disputadas por sus competidores.

Bajo el diseño actual del mercado eléctrico español, las centrales son despachadas en orden creciente a sus ofertas, y son retribuidas al precio de la mayor. Este diseño retribuye en exceso a nucleares e hidroeléctricas porque sus costes son muy inferiores a los precios de mercado, que generalmente fijan las centrales de gas o carbón. Con datos de 2012-2020, la diferencia entre sus ingresos de mercado y sus costes de producción podría haber superado los 2.800 millones de euros en media anual. La cifra para 2021 sería mayor, porque el precio medio del mercado eléctrico ya duplica la media de precios del periodo 2012-2020, sin que tenga visos de caer en el medio plazo.

Se podría argumentar que esos beneficios son necesarios para recuperar las inversiones. Pero esto no se aplica al caso de nucleares e hidroeléctricas en España. Primero, porque sus costes de inversión ya han sido recuperados a través del mercado y de diversos pagos regulados. Y segundo, porque no hay ningún mecanismo que garantice que esos beneficios coinciden con sus costes de inversión. De hecho, los han excedido ampliamente. En los mercados competitivos, el mecanismo que ajusta las rentabilidades se llama “libertad de entrada”, que lleva a las empresas a invertir en las tecnologías sobrerretribuidas hasta diluir el exceso retributivo. Pero esta dinámica está ausente en el mercado eléctrico: no es posible construir más nucleares o hidroeléctricas, bien por decisión política o porque todos los aprovechamientos hidroeléctricos disponibles ya han sido explotados. Y aunque fuera posible hacerlo, las nuevas centrales no gozarían de la ventaja de las actuales: haber recuperado sus costes de inversión a través de ingresos históricos regulados.

Por eso, cuando se dice que el diseño del mercado eléctrico actual es el más eficiente, se olvidan tres cuestiones. Primero, se olvida que la libertad de entrada, condición necesaria para la eficiencia del mercado, no se verifica en los segmentos nucleares e hidroeléctricos. Además, existen otros fallos que reducen su eficiencia: el ejercicio del poder de mercado y la presencia de externalidades positivas y negativas no adecuadamente internalizadas por la fiscalidad o la regulación. Por poner sólo un ejemplo, la gestión privada de las reservas hidroeléctricas (crucial para la seguridad de suministro y la integración de las renovables) se encuentra en conflicto con el interés general. Este conflicto desaparecería si los recursos hidráulicos fueran gestionados por una empresa pública, pero el estado actual de las concesiones podría retrasar en exceso su creación. En cualquier caso, en manos públicas o privadas, la regulación debe establecer un marco de incentivos adecuado para la correcta gestión de los recursos hidroeléctricos.

Segundo, se olvida que en juego está no sólo la eficiencia del sector eléctrico, sino también la eficiencia de las inversiones necesarias para la descarbonización: si se paga más por la electricidad de lo que cuesta, se estará frenando el proceso de electrificación. ¿O es que se espera que la movilidad eléctrica, o el hidrógeno verde, puedan prosperar con una electricidad a 100 euros el megavatio hora?

Por último, si los consumidores pagan toda electricidad al mismo precio (la que emite CO₂ y tiene costes altos, y la que no lo emite y además tiene costes bajos) no podrán percibir los beneficios de la transición energética y con ello sumarse a la lucha contra el calentamiento global. La transición energética justa y eficiente empieza porque el excedente del consumidor no quede en manos de empresas que actúan en régimen de monopolio.

El mercado en el sector eléctrico es posible y deseable, pero es necesario reformar su diseño actual, que no proporciona ni equidad ni eficiencia, y amenaza con obstaculizar la transición energética. Si bien las nuevas subastas de renovables apuntan en la dirección correcta al hacer competir lo que es igual con lo que es igual, permitiendo que la competencia revele sus propios costes, los efectos no se van a notar en el corto plazo. La solución a los altos precios de la electricidad en España pasa irremediablemente por atajar la sobrerretribución de la energía procedente de centrales nucleares e hidroeléctricas. La ley en tramitación para recortar el exceso de retribución causado por el precio del CO₂ soluciona sólo una cuarta parte del problema.

Existe margen para hacerlo dentro del marco europeo. Una medida vigente en España podría aportar pistas para la solución. Tras una auditoría regulatoria, el Gobierno del PP aprobó un real decreto en 2014 (RD 413/2014) para ajustar la retribución de las renovables a una rentabilidad razonable. ¿Por qué no aplicar también una rentabilidad razonable a nucleares e hidroeléctricas? Habría una diferencia fundamental entre ambas medidas: si bien aquella medida recortó la retribución de las renovables por debajo de la comprometida por el BOE en el momento de su inversión, en el caso de nucleares e hidroeléctricas se estaría muy al contrario retomando el marco vigente cuando fueron puestas en marcha.

Con el precio del gas por encima de los 40 euros el megavatio hora, y estando sus niveles de almacenamiento bajo mínimos, el otoño de 2021 y el invierno de 2022 pueden presentarse complicados. Ni las empresas, ni las familias, ni el proceso de descarbonización, pueden permitirse esperar a 2023 para que las nuevas renovables empiecen a deprimir el precio del mercado eléctrico por debajo del coste de generación con gas. El corto plazo puede ser el mayor obstáculo para el largo plazo. Es necesario actuar antes de que los acontecimientos lo hagan inevitable.

Este artículo fue publicado en el diario EL PAÍS el día 26 de agosto de 2021. Pincha aquí

En junio, el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista español ha alcanzado los 84€/MWh, casi duplicando la media de los últimos diez años. El mayor beneficiario han sido las empresas eléctricas, que han visto cómo el encarecimiento de la generación eléctrica con gas inflaba los márgenes de beneficio de la gran mayoría de las centrales porque sus costes no han aumentado.

El Gobierno, consciente del impacto social y económico de la subida de la electricidad, ha aprobado este mes una rebaja temporal del IVA de la electricidad para los consumidores domésticos —que ha pasado del 21% al 10%— y ha suspendido el impuesto del 7% sobre el valor de la producción eléctrica. Pero el problema no es el impuesto, sino la base sobre la que se aplica. En tramitación parlamentaria hay dos medidas que pretenden atajar el precio elevado de la luz. La primera es un anteproyecto de ley que evitará que los consumidores paguen cerca de mil millones de más por el CO2 no emitido en las centrales nucleares e hidroeléctricas. La segunda medida es la creación del Fondo Nacional de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico, que repartirá una parte del coste del sistema eléctrico entre todos los sectores energéticos. Si logran aprobarse, estas medidas irán paulatinamente reduciendo la factura hasta un 15%, pero previsiblemente no entrarán en vigor antes de 2022.

La razón de por qué la electricidad es cara hay que buscarla en la regulación eléctrica, que confía en un único precio, —principalmente el que ofertan las centrales de gas en el mercado— para remunerar a la mayoría de las centrales eléctricas, aunque estas tengan costes muy dispares y, en su mayor parte, inferiores a los precios ofertados por las centrales de gas.

¿Qué hacer? Existe un amplio consenso sobre los grandes objetivos que la reforma estructural del sistema energético, en la que ya trabaja el Gobierno, debería perseguir. Por una parte, la nueva regulación debería retribuir de forma adecuada y estable los costes del suministro eléctrico, tanto de los activos existentes, como de las nuevas inversiones necesarias para transitar hacia un sistema eléctrico descarbonizado. Por otro lado, debería favorecer que los consumidores paguen los precios de un mercado adecuadamente diseñado, capaz de revelar los verdaderos costes de la electricidad. El debate radica en cómo traducir esto en medidas concretas.

La nueva regulación podría vertebrarse en torno a dos mercados: de corto y de largo plazo. El mercado a corto plazo aseguraría que la producción se llevara a cabo en todo momento con las fuentes de generación más eficientes, y que la demanda, en la medida de lo posible, contribuyera a alcanzar los equilibrios del sistema. A su vez, los mecanismos a largo plazo servirían para ajustar la retribución de las centrales de generación eléctrica a sus propios costes, asegurando que los consumidores no paguen por la electricidad más de lo que cuesta.

Para las nuevas centrales de energías renovables, el regulador, en representación del sistema eléctrico, debería celebrar subastas de contratos a largo plazo (como el pasado mes de enero). La competencia entre los inversores permitiría a todos los consumidores beneficiarse de los costes cada vez menores de las renovables, al remunerar su producción al precio de la subasta (que reflejará sus costes medios) y no al precio volátil e incierto que los mercados a corto plazo fijan hora a hora. En todo caso, las inversiones en renovables habrán de hacerse evitando posibles impactos adversos y aportando beneficios económicos y sociales en los territorios donde se ubiquen. Se trata de involucrar a los ciudadanos y a las administraciones locales en el cambio del modelo energético. La apuesta por el autoconsumo individual y compartido también contribuirá a ello.

Para las centrales eléctricas existentes, y en concreto, para las anteriores a la Ley del Sistema Eléctrico de 1997, difícilmente se podrá recurrir a mecanismos competitivos para corregir una sobre retribución fruto de un contexto en el que la competencia ha estado y está ausente. Pero se podría recurrir a una auditoría regulatoria que identifique un precio razonable para su producción, teniendo en cuenta sus costes variables y los de inversión que no hubieran sido recuperados a través de los pagos regulados y márgenes de beneficio que han percibido desde entonces. Y ello, naturalmente, con independencia de lo que reflejen las cuentas de las empresas propietarias, que no son producto de la realidad económica, sino de sus prácticas contables. No olvidemos que el marco regulatorio vigente antes de 1997 les garantizaba generosamente la recuperación de sus costes, pero no el exceso retributivo del que gozan.

Sin una reforma de esta naturaleza no será posible avanzar en la transición energética. Los elevados precios de la electricidad desincentivarían la electrificación como vía principal para la descarbonización de la economía, y la sociedad se opondría a las políticas medioambientales si se traducen —injustificadamente— en el encarecimiento de un bien tan esencial como la electricidad. Es tarea de la regulación que los costes y beneficios de la transición energética se repartan de forma equitativa.

Natalia Fabra es Catedrática de Economía de la Universidad Carlos III de Madrid.

Este artículo fue publicado en EL PAIS el 2 de Julio de 2021: Link al artículo