Precio y valor en el mercado el¨¦ctrico

La subida del precio de la electricidad en el mercado el¨¦ctrico ha reabierto la discusi¨®n sobre su funcionamiento basado en el precio marginal y sobre si deben aplicarse l¨ªmites o impuestos a la producci¨®n nuclear e hidr¨¢ulica. Los t¨¦rminos del debate son, en apariencia, sencillos. La subida de los precios del CO2 y del gas natural se ha trasladado al precio de generaci¨®n de electricidad. Al tratarse de un mercado de marginalista, todas las instalaciones cobran por su electricidad el precio de la instalaci¨®n m¨¢s cara que ha entrado en producci¨®n. Dado que las centrales nucleares e hidr¨¢ulicas no precisan ni de derechos de emisi¨®n de CO2 ni de gas natural, existe la tentaci¨®n de ajustar o limitar el precio que reciben estas tecnolog¨ªas. Lamentablemente las soluciones f¨¢ciles no est¨¢n exentas de inconvenientes y costes a largo plazo.

Es importante destacar que los principios que rigen el mercado el¨¦ctrico en Espa?a son los mismos que se aplican en Francia, Alemania, Italia, Holanda, y Reino Unido. La casaci¨®n de la oferta y la demanda al precio marginal consigue una gesti¨®n eficiente de los recursos y que el suministro se realice al menor coste posible. El precio marginal permite que los operadores recuperen la totalidad de sus costes variables y parte de sus coste fijos. Las centrales realizan sus ofertas para recuperar, en caso de resultar aceptadas, el incremento de costes que les supone producir, es decir, su coste marginal. En las centrales nucleares e hidroel¨¦ctricas el principal coste es la recuperaci¨®n y retribuci¨®n de las inversiones. Dicho coste de capital tiene el car¨¢cter de coste hundido y es irrelevante para determinar a qu¨¦ precio ofertar. De ah¨ª que las nucleares oferten a precio cero, puesto que no pueden literalmente dejar de producir.

Todas las centrales est¨¢n obligadas a presentar ofertas de cantidad y precio y ofertan a su coste marginal, es decir, al coste por debajo del cual no recuperar¨ªan el incremento de costes que supone producir. Las ofertas individuales de cada central son conocidas por el regulador, que conoce la estructura de costes de cada tecnolog¨ªa y que puede detectar comportamientos de abuso de posici¨®n dominante. El precio horario del Kilovatio/hora (kWh) surge de la intersecci¨®n de las curvas de oferta y demanda. Las subidas y bajadas de precio se explican por las oscilaciones de la oferta, b¨¢sicamente por la disponibilidad de viento y sol, y de la demanda. Los precios del mercado se pueden comparar con los precios de los otros mercados el¨¦ctricos europeos que funcionan con el mismo principio de coste marginal, y muestran la misma tendencia. La subida de precios iniciada el pasado mes de mayo ha sido generalizada en los mercados el¨¦ctricos europeos.

El precio marginal es la se?al esencial que consumidores y productores tienen en cuenta para tomar sus decisiones. Dicho precio refleja correctamente el valor de la electricidad en cada momento. Dado que la electricidad es un bien dif¨ªcilmente almacenable, su valor puede llegar a registrar diferencias enormes seg¨²n las condiciones de oferta y demanda. Recordemos que en el per¨ªodo 2011-2014, especialmente en 2013, fueron frecuentes las horas en las que el precio marginal fue cero debido a la abundancia de la oferta en momentos de baja demanda. El extremo opuesto se encuentran los periodos con puntas de demanda y sin viento que pueden disparar el precio horario por encima de los 100 euros/MWh, como en marzo de 2014 cuando se registr¨® el m¨¢ximo hist¨®rico de 113,92 euros/MWh, muy por encima de los 70,99 euros/MWh de m¨¢ximo precio horario del pasado mes de agosto. La volatilidad de precios es inherente al mercado el¨¦ctrico y, lejos de ser nociva, es un incentivo poderoso para que los consumidores, a trav¨¦s de la digitalizaci¨®n, gestionen eficientemente el perfil horario de su demanda de electricidad. Por otro lado, los productores prestan atenci¨®n a la tendencia de los precios para orientar el destino de sus inversiones. La subida de precio del gas y del CO2 debe ser uno de los determinantes para impulsar la inversi¨®n en nueva capacidad de generaci¨®n renovable fundamental para avanzar en la transici¨®n energ¨¦tica a la que se ha comprometido nuestro pa¨ªs.

En este contexto la operaci¨®n de las centrales nucleares puede contribuir igualmente a la producci¨®n de electricidad sin emisiones de CO2. No obstante, dicha operaci¨®n requiere inversiones que no tendr¨¢n sentido econ¨®mico si la producci¨®n nuclear es objeto de grav¨¢menes o penalizaciones discrecionales. Al margen de la discusi¨®n pol¨ªtica sobre la extensi¨®n de las nucleares, son evidentes los ahorros potenciales para los consumidores si los costes fijos de desmantelamiento y de almacenamiento de residuos se reparten entre el mayor n¨²mero posible de a?os de producci¨®n.

La transici¨®n energ¨¦tica debe descansar tambi¨¦n en un aprovechamiento ¨®ptimo del recurso hidroel¨¦ctrico., cuyo potencial es todav¨ªa significativo. Basta recordar las conclusiones del Plan de Energ¨ªas Renovables 2011-2020 publicado por el IDAE en el que se afirma textualmente que ¡°Espa?a cuenta todav¨ªa con potencial hidroel¨¦ctrico a¨²n sin explotar¡± y que ¡°existe un gran potencial de rehabilitaci¨®n y modernizaci¨®n de centrales hidroel¨¦ctricas, que ya han superado su vida ¨²til y siguen funcionando muy por debajo de su nivel ¨®ptimo con unos rendimientos muy bajos¡±. Las inversiones para aumentar la producci¨®n hidroel¨¦ctrica se realizar¨¢n muy parcialmente, o no se realizar¨¢n, si se limitan adicionalmente los ingresos que este tipo de instalaciones pueden percibir. Las grandes instalaciones hidroel¨¦ctricas ya soportan un canon del 25,5% (que era un 22% hasta junio de 2017) sobre el valor de su producci¨®n.

Tampoco es econ¨®micamente razonable criticar que sea la producci¨®n hidroel¨¦ctrica la que marque el coste marginal. El precio ofertado por las centrales hidr¨¢ulicas debe reflejar el alto valor del agua, un recurso escaso que debe utilizarse precisamente cuando los precios son m¨¢s altos, ya que evita la entrada de ofertas a¨²n m¨¢s caras y contaminantes. Por ello, no es extra?o que tanto en el resto de los mercados europeos como en Espa?a las centrales hidroel¨¦ctricas marquen en ocasiones el precio marginal, circunstancia entendida y aceptada por todos los reguladores.

La subida del coste de la emisi¨®n de CO2 que explica parte de la subida del precio de la electricidad en Europa, ha sido un incremento buscado por la Comisi¨®n Europea con el objetivo de impulsar inversiones que contribuyan al objetivo de una econ¨®mica descarbonizada.

En definitiva, ante las subidas de precios es tentador recurrir a medidas discrecionales que alteren artificialmente las se?ales que deben percibir consumidores y productores. Sin embargo, para que la transici¨®n energ¨¦tica se materialice es fundamental preservar el funcionamiento del mercado el¨¦ctrico.

Arturo Rojas y Diego Vizca¨ªno son socios de Afi