En defensa del mercado

No se puede hacer favor m¨¢s 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 posici¨®n de empresas ya instaladas que disfrutan de rentas que no pueden ser disputadas por sus competidores.

En Espa?a, la generaci¨®n el¨¦ctrica en centrales nucleares e hidroel¨¦ctricas supone una tercera parte del total. ?Han competido las empresas el¨¦ctricas a la hora de invertir en estas centrales, cuyos ingresos han excedido con creces sus costes de producci¨®n e inversi¨®n? ?Asumieron riesgos mercantiles al llevar a cabo sus inversiones que justifiquen tales beneficios? ?Ha podido alg¨²n otro inversor disputarlos desde entonces?

Las primeras hidroel¨¦ctricas en Espa?a datan de principios del siglo pasado, y la ¨²ltima central nuclear empez¨® a operar en 1988. La puesta en marcha de estas centrales se hizo bajo la planificaci¨®n y regulaci¨®n energ¨¦tica vigente en cada periodo, que generosamente garantizaba la recuperaci¨®n de sus costes a las empresas propietarias. Tras la creaci¨®n del mercado el¨¦ctrico por la Ley del Sector El¨¦ctrico de 1997, su retribuci¨®n qued¨® protegida a trav¨¦s de los Costes de Transici¨®n a la Competencia (CTCs). Bajo la previsi¨®n de que el precio de mercado se estabilizar¨ªa en torno a los 36 euros por megavatio hora, las centrales existentes percibir¨ªan una compensaci¨®n de 8.664 millones de euros. Pero si los precios del mercado exced¨ªan 36 euros por megavatio hora, tal exceso disminuir¨ªa la cantidad m¨¢xima de CTCs autorizada. Pero la segunda parte de la ecuaci¨®n nunca lleg¨® a aplicarse porque los CTCs se cancelaron prematuramente en 2006. De hecho, los CTCs excedieron su valor m¨¢ximo sin que todav¨ªa hoy se haya procedido a la liquidaci¨®n prevista por la ley. Esperemos que no haya prescrito.

Bajo el dise?o actual del mercado el¨¦ctrico espa?ol, las centrales son despachadas en orden creciente a sus ofertas, y son retribuidas al precio de la mayor. Este dise?o retribuye en exceso a nucleares e hidroel¨¦ctricas porque sus costes son muy inferiores a los precios de mercado, que generalmente fijan las centrales de gas o carb¨®n. Con datos de 2012-2020, la diferencia entre sus ingresos de mercado y sus costes de producci¨®n podr¨ªa haber superado los 2.800 millones de euros en media anual. La cifra para 2021 ser¨ªa mayor, porque el precio medio del mercado el¨¦ctrico ya duplica la media de precios del periodo 2012-2020, sin que tenga visos de caer en el medio plazo.

Se podr¨ªa argumentar que esos beneficios son necesarios para recuperar las inversiones. Pero esto no se aplica al caso de nucleares e hidroel¨¦ctricas en Espa?a. Primero, porque sus costes de inversi¨®n ya han sido recuperados a trav¨¦s del mercado y de diversos pagos regulados. Y segundo, porque no hay ning¨²n mecanismo que garantice que esos beneficios coinciden con sus costes de inversi¨®n. 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 tecnolog¨ªas sobrerretribuidas hasta diluir el exceso retributivo. Pero esta din¨¢mica est¨¢ ausente en el mercado el¨¦ctrico: no es posible construir m¨¢s nucleares o hidroel¨¦ctricas, bien por decisi¨®n pol¨ªtica o porque todos los aprovechamientos hidroel¨¦ctricos disponibles ya han sido explotados. Y aunque fuera posible hacerlo, las nuevas centrales no gozar¨ªan de la ventaja de las actuales: haber recuperado sus costes de inversi¨®n a trav¨¦s de ingresos hist¨®ricos regulados.

Por eso, cuando se dice que el dise?o del mercado el¨¦ctrico actual es el m¨¢s eficiente, se olvidan tres cuestiones. Primero, se olvida que la libertad de entrada, condici¨®n necesaria para la eficiencia del mercado, no se verifica en los segmentos nucleares e hidroel¨¦ctricos. Adem¨¢s, 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 regulaci¨®n. Por poner s¨®lo un ejemplo, la gesti¨®n privada de las reservas hidroel¨¦ctricas (crucial para la seguridad de suministro y la integraci¨®n de las renovables) se encuentra en conflicto con el inter¨¦s general. Este conflicto desaparecer¨ªa si los recursos hidr¨¢ulicos fueran gestionados por una empresa p¨²blica, pero el estado actual de las concesiones podr¨ªa retrasar en exceso su creaci¨®n. En cualquier caso, en manos p¨²blicas o privadas, la regulaci¨®n debe establecer un marco de incentivos adecuado para la correcta gesti¨®n de los recursos hidroel¨¦ctricos.

Segundo, se olvida que en juego est¨¢ no s¨®lo la eficiencia del sector el¨¦ctrico, sino tambi¨¦n la eficiencia de las inversiones necesarias para la descarbonizaci¨®n: si se paga m¨¢s por la electricidad de lo que cuesta, se estar¨¢ frenando el proceso de electrificaci¨®n. ?O es que se espera que la movilidad el¨¦ctrica, o el hidr¨®geno verde, puedan prosperar con una electricidad a 100 euros el megavatio hora?

Por ¨²ltimo, si los consumidores pagan toda electricidad al mismo precio (la que emite CO? y tiene costes altos, y la que no lo emite y adem¨¢s tiene costes bajos) no podr¨¢n percibir los beneficios de la transici¨®n energ¨¦tica y con ello sumarse a la lucha contra el calentamiento global. La transici¨®n energ¨¦tica justa y eficiente empieza porque el excedente del consumidor no quede en manos de empresas que act¨²an en r¨¦gimen de monopolio.

El mercado en el sector el¨¦ctrico es posible y deseable, pero es necesario reformar su dise?o actual, que no proporciona ni equidad ni eficiencia, y amenaza con obstaculizar la transici¨®n energ¨¦tica. Si bien las nuevas subastas de renovables apuntan en la direcci¨®n 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 soluci¨®n a los altos precios de la electricidad en Espa?a pasa irremediablemente por atajar la sobrerretribuci¨®n de la energ¨ªa procedente de centrales nucleares e hidroel¨¦ctricas. La ley en tramitaci¨®n para recortar el exceso de retribuci¨®n causado por el precio del CO? soluciona s¨®lo una cuarta parte del problema.

Existe margen para hacerlo dentro del marco europeo. Una medida vigente en Espa?a podr¨ªa aportar pistas para la soluci¨®n. Tras una auditor¨ªa regulatoria, el Gobierno del PP aprob¨® un real decreto en 2014 (RD 413/2014) para ajustar la retribuci¨®n de las renovables a una rentabilidad razonable. ?Por qu¨¦ no aplicar tambi¨¦n una rentabilidad razonable a nucleares e hidroel¨¦ctricas? Habr¨ªa una diferencia fundamental entre ambas medidas: si bien aquella medida recort¨® la retribuci¨®n de las renovables por debajo de la comprometida por el BOE en el momento de su inversi¨®n, en el caso de nucleares e hidroel¨¦ctricas se estar¨ªa 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 m¨ªnimos, el oto?o de 2021 y el invierno de 2022 pueden presentarse complicados. Ni las empresas, ni las familias, ni el proceso de descarbonizaci¨®n, pueden permitirse esperar a 2023 para que las nuevas renovables empiecen a deprimir el precio del mercado el¨¦ctrico por debajo del coste de generaci¨®n con gas. El corto plazo puede ser el mayor obst¨¢culo para el largo plazo. Es necesario actuar antes de que los acontecimientos lo hagan inevitable.

Natalia Fabra es catedr¨¢tica de Econom¨ªa en la Universidad Carlos III de Madrid.