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1.5. El proceso de liberalización de los sectores energéticos

La regulación tradicional y su evolución hacia el mercado. Las actividades que llevan a cabo las empresas que operan en el sector energético han constituido durante muchas décadas un claro ejemplo de monopolio natural. Un monopolio natural es un caso particular de monopolio, en el cual una empresa puede producir toda la cantidad demandada por el mercado con un coste menor que si hubiera varias empresas compitiendo.  Esto es debido a la existencia de fuertes economías de escala – cuanto mayor es la cantidad producida por la empresa, menor es su coste. Así, en el caso de los monopolios naturales, resulta eficiente que exista una única empresa, ya que de esta forma se minimiza el coste del servicio y, por consiguiente, el precio para los consumidores.

Antes de la crisis del petróleo de 1973, todas las empresas de energía buscaban un tamaño suficiente para abordar sus proyectos de inversión en las mejores condiciones posibles. Muchas de las empresas gasistas, eléctricas y petroleras de esta época eran de propiedad pública y casi todos los países configuraban unos sectores energéticos de ámbito nacional con estructura monopolística u oligopolística.

Estos monopolios eran regulados por entidades públicas (los gobiernos en el caso de Europa y las Comisiones Reguladoras en el caso de EE.UU.) a través del control/concesión/fijación de las tarifas.  El nivel de estas tarifas debía fijarse (éste era el problema del regulador) manteniendo un adecuado equilibrio entre los intereses de los consumidores y el de los accionistas de las empresas.

Una de las primeras soluciones a este dilema fue fijar las tarifas asegurando la cobertura de todos los costes incurridos, incluyendo una tasa de retribución del capital comparable con la rentabilidad obtenida por otros sectores con un nivel de riesgo similar[44]. El problema de esta forma de regulación, conocida como “cost-plus” o “cost-of-service”, era que:

  • Tenía una capacidad muy limitada de incentivar la eficiencia de las empresas, pues todos sus costes se trasladaban directamente a las tarifas. Por ello, las ganancias de eficiencia que una empresa podría obtener no se traducían en mayores beneficios para ella, sino en menores precios para el consumidor. Así, las empresas no tenían incentivo alguno para obtener ganancias de eficiencia, lo cual no permitía minimizar el precio para los consumidores finales.
  • Dado que el regulador aseguraba la cobertura de todos los costes incurridos, era frecuente que fuera éste quien autorizase las inversiones de las empresas, llegándose incluso en algunos casos a convertirse en un verdadero planificador centralizado.  En este entorno, el coste de las decisiones de inversión erróneas del regulador eran soportadas por los consumidores en la forma de mayores tarifas (las empresas tenían asegurada la cobertura de todos sus costes).
  • Además, el regulador tenía un fuerte incentivo a sobre-invertir:

§  A pesar de que si el regulador planificaba en exceso el resultado era mayores tarifas para los consumidores, era muy poco probable que se le identificara como el culpable de esos mayores costes – el problema se atribuía a las empresas que “ganaban demasiado”.

§  Por el contrario, si el regulador planificaba demasiado poco y se producía un problema de suministro, era muy probable que se le exigieran responsabilidades.

El resultado de este esquema era que el regulador tenía incentivo a planificar en exceso, a pesar del mayor coste que debían soportar los consumidores.

Las crisis del petróleo de finales de los 70 y principios de los 80 condujo a la liberalización de los precios del petróleo y a la consolidación de la OPEP como “cártel de oferta” en una economía global. El coste de la energía pasó a ser una prioridad en la agenda política, surgiendo, como respuesta, nuevas formas de regulación más enfocada a los incentivos – a la eficiencia – que a la estricta cobertura de los costes incurridos. Esta nueva forma de regulación, conocida como “incentive-based regulation”, consistía en un mecanismo de control de precios (o de ingresos) que, bajo la forma de una fórmula retributiva, incentivaba la eficiencia de las empresas con el objetivo último de minimizar el precio de la energía para los consumidores finales (Figura 1‑6):

  • Se fijaba el nivel de las tarifas para un período amplio de tiempo (o período regulatorio, por ejemplo, cuatro años), con lo que las ganancias de eficiencia logradas por una empresa durante dicho período significaban mayores beneficios para ella (este mayor beneficio era el incentivo para que la empresa mejorara la eficiencia).
  • Finalizado el período regulatorio, se volvían a ajustar las tarifas a un nivel próximo a los costes reales de las empresas, con lo que se trasladaban a los consumidores – bajo la forma de tarifas más bajas – las ganancias de eficiencia logradas en el período regulatorio terminado.

Figura 1‑6. El proceso regulatorio bajo “regulación por incentivos”.
Fuente: Elaboración propia.

Esta nueva forma de regulación solucionaba buena parte de los problemas existentes en la regulación tradicional. Sin embargo, seguía tratándose de un entorno regulado en el que los agentes se comportaban de acuerdo a los incentivos implícitos en la fórmula retributiva, los cuales no necesariamente se correspondían perfectamente con las cambiantes condiciones de la coyuntura de la actividad, lo que es potencialmente perjudicial para la seguridad de suministro.

Un ejemplo bien conocido de esto último es que las ganancias de eficiencia de las empresas (normalmente asociadas a la inversión) se concentraban al inicio del período regulatorio y prácticamente no se producía ninguna al final del mismo. Esto era debido a que existía un fuerte incentivo para que las empresas se comportaran así – obtener la ganancia de eficiencia al inicio tenía más valor que al final al estar más lejos la siguiente revisión regulatoria. Así, los incentivos existentes perjudicaban la seguridad de suministro hacia el final del período regulatorio.

Posteriormente – a finales de los 80 – comenzaron los procesos de liberalización del sector eléctrico en Europa. En un mercado liberalizado, son los agentes – y no los consumidores – quienes toman las decisiones de inversión y asumen los riesgos de sus decisiones:

  • Si un agente sobre-invierte se arriesga a deprimir el precio del mercado y no recuperar su inversión.
  • Por el contrario, si invierte poco, pierde la oportunidad de incrementar sus beneficios si resulta que el precio del mercado es elevado.

En un mercado, los agentes responden a las señales de precio – incrementan su producción cuando el precio es alto (situaciones de escasez) y flexibilizan sus planes de mantenimiento si el precio es bajo para conseguir el mínimo coste. Igualmente, los incentivos a la eficiencia son máximos, ya que ésta resulta en una ventaja competitiva. Evidentemente, los incentivos que crea el mercado tanto a la inversión como a la eficiencia son plenamente beneficiosos para los consumidores.

El Reino Unido y los países nórdicos fueron pioneros en la liberalización. Sustituyeron la organización centralizada del despacho de centrales de generación por una organización de la producción basada en las ofertas económicas de venta de electricidad que presentaban los generadores.  El Reino Unido, al privatizar el sector eléctrico, fragmentó las empresas anteriormente públicas para alcanzar, ya desde el principio de la liberalización, una estructura del mercado de generación que se consideraba adecuada para fomentar la rivalidad entre empresas (necesaria para el buen funcionamiento del mercado).  Por su parte, los países nórdicos contaban con una estructura ya muy descentralizada, especialmente en Noruega, donde gran parte de la producción provenía de centrales hidráulicas de tamaño pequeño y mediano de diferentes propietarios.

El proceso de liberalización. Liberalizar el sector eléctrico fue posible y necesario debido al cambio de su naturaleza económica. Fue la desaparición de las fuertes economías de escala originalmente existentes, que daban al sector la naturaleza de monopolio natural, lo que determinó que el sector pudiera y debiera pasar a ordenarse como una actividad en competencia.

Un motor muy significativo de este cambio en la naturaleza económica de la actividad eléctrica fueron las espectaculares reducciones en los tamaños óptimos de las centrales que supuso la introducción de la tecnología de generación de ciclo combinado (ver Tecnologías y costes de la generación eléctrica). Además, a) los costes de inversión se redujeron debido a los nuevos materiales y a las turbinas desarrolladas en los programas espaciales, y b) el precio del gas natural bajó drásticamente al liberalizarse la actividad de producción y levantarse las restricciones existentes respecto a su uso para generar electricidad.

Esta reducción en el tamaño óptimo de las instalaciones de generación y, simultáneamente, de los costes de inversión y explotación, dio lugar a la opinión generalizada de que la actividad de generación de electricidad tenía que dejar de ser considerada un monopolio natural pues:

  • Por un lado, podía existir competencia entre agentes (al disminuir el tamaño mínimo eficiente de las instalaciones se facilita la entrada de nuevos generadores para cubrir una demanda creciente).
  • Por otro, se eliminaban los incentivos perversos que genera un sistema de precios regulados (por ejemplo, en España, el Marco Legal y Estable), que daban lugar a la sobreinversión y a un coste excesivo para el consumidor final (siempre que hubiera garantía absoluta de recuperación de la inversión).

La Figura 1‑7 muestra la evolución aproximada de las curvas de costes medios de las instalaciones de generación tipo en diferentes décadas.

Figura 1‑7. Tamaño óptimo de centrales térmicas y curva de costes medios de inversión en diferentes décadas.
Fuente: Casten, T. R. (1995), “Whither Electric Generation? A Different View”, The Energy Daily.

Otra de las claves para que empezaran a extenderse los procesos de liberalización fue la “teorización” e implementación de la separación entre el funcionamiento físico y el funcionamiento comercial. Los contratos, que pueden incluir cláusulas de flexibilidad, resultaban perfectamente compatibles con una explotación física optimizada del sistema eléctrico. Así, el tradicional despacho centralizado con un único agente responsable de gestionar toda la generación dejó de ser la única alternativa viable para lograr una explotación física optimizada (la explotación descentralizada con criterios de libre mercado también optimiza la explotación física del sistema) (ver Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad).

Un último factor que ha posibilitado la liberalización del sector ha sido el avance conseguido en las tecnologías de la información. El manejo eficiente de las cantidades ingentes de datos que exigen los mercados liberalizados ha sido un requisito cumplido para poder establecer las actividades de gestión del sistema y gestión de los mercados, así como los procesos de relaciones con los consumidores finales. 

De esta manera, tanto en Europa como en EE.UU. se iniciaron procesos de liberalización de la actividad de producción en el sector eléctrico y gasista y de separación de las actividades de redes (las cuales sí seguían manteniendo características propias de monopolios naturales) – ver Tabla 1‑2.

Tabla 1‑2. Caracterización de las distintas actividades relacionadas con el suministro de electricidad.
Fuente: IEA-OECD (2001), “Competition in Electricity Markets”, p. 18, y adaptada.

Estos factores hicieron que se admitiera social y políticamente en Europa la liberalización de las actividades de generación y comercialización como una manera de avanzar hacia una gestión eficiente de las empresas y unos precios que reflejaran de manera más adecuada los costes del suministro, promoviendo así el consumo eficiente y la provisión de un servicio más innovador.

A mediados de los 90, la Unión Europea hace suyo el objetivo de crear un mercado único de la energía y publica las primeras Directivas para la liberalización del sector eléctrico y gasista (ver Instituciones energéticas comunitarias y españolas). Las Directivas europeas proponen la separación jurídica de actividades reguladas (redes) y actividades en competencia (generación y comercialización) y el libre acceso a las redes, pero no modifican la estructura empresarial del sector. Así, las estructuras que provenían de los antiguos monopolios u oligopolios verticalmente integrados no se alteraron en un primer momento (salvo en Reino Unido, donde se realizó, como paso previo a la privatización, una reforma estructural que incluyó la separación en empresas de redes y de generación).

Es más, en estos últimos años se ha producido un avance significativo hacia estructuras de mercado más competitivas en algunos países (Reino Unido, Escandinavia y España, principalmente), mientras que la estructura del mercado de generación en otros países se mantiene menos competitiva (por ejemplo, en Francia).

Por otra parte, el fracaso de Enron, la crisis de California de 2001 y la poca capacidad de la Comisión Europea para imponer sus objetivos a los gobiernos de los distintos Estados miembro, han ralentizado los procesos de liberalización en la década de los 2000.  Aunque el cambio en la tendencia de los precios de la energía desde principios de los 2000 no modifica la voluntad de avance de la Comisión Europea – de hecho la refuerza – se han incrementado las críticas a los procesos de liberalización y se han propiciado comportamientos de empresas y gobiernos que reflejan una visión más intervencionista del mercado en algunos países de la Unión Europea (como por ejemplo, en Alemania o Reino Unido).

En 2009 se publicó el denominado Tercer Paquete, constituido por dos directivas para la constitución del  mercado interior de gas y electricidad, dos reglamentos sobre acceso a las redes de transporte de gas y electricidad y un tercer reglamento para la constitución de la Agencia de Cooperación de Reguladores de la Energía (ACER). En él se establecen medidas para avanzar en la constitución de dichos marcados tales como la separación de las actividades de redes de las de liberalizadas, mayor competencia e  independencia de los Reguladores nacionales, mayor protección al consumidor, especialmente al “vulnerable”, planificación de la red de transporte a diez año a nivel europeo, mayor armonización técnica a través de los directrices y códigos de red, etc. La implementación de todo lo establecido en el Tercer Paquete requerirá un tiempo importante pero significará un avance en la realización de ambos mercados interiores.

Finalmente, en noviembre de 2016, la Comisión Europea ha presentado una propuesta de medidas bajo el nombre de “Paquete de Energía Limpia para todos los Europeos” orientado a alcanzar los objetivos climáticos europeos a 2030. Estos objetivos consisten en:

  • Reducir al menos las emisiones un 40% con respecto a 1990
  • Elevar la cuota de renovables por encima del 27%
  • Mejorar en un 30% la eficiencia energética

Se trata, además, de una serie de iniciativas que pretenden que el consumidor adquiera el rol de pieza clave en los mercados energéticos.

De este modo, se les permitirá cambiar más fácilmente su suministrador, el acceso a herramientas de comparación de precios así como a la posibilidad de producir y vender su propia electricidad, siempre y cuando cumplan una serie de requisitos previamente establecidos y no se produzcan subvenciones cruzadas.

En términos globales, esta estrategia está cimentada sobre el diseño e implementación de un sistema energético europeo más sostenible, seguro y competitivo que permita compatibilizar el cumplimiento con los objetivos de cambio climático establecidos en el Acuerdo de París con la entrega de energía al consumidor a precios asequibles.

Beneficios y costes de la liberalización. Entre los beneficios de la liberalización de los sectores energéticos se encuentran los siguientes:

  • Mayor eficiencia asignativa. La separación de actividades competitivas y reguladas induce a la eficiencia en las decisiones de inversión, producción y consumo que toman los agentes en relación con una situación de regulación de todas las actividades.  Así, las señales económicas que genera el mercado ofrecen la información adecuada para que los inversores tomen decisiones correctas desde el punto de vista del bienestar social, tanto a corto como a medio y largo plazo. Al existir libertad de entrada tanto en el segmento de generación como en el de comercialización, niveles elevados de beneficios atraen a nuevos entrantes, lo que, a medio plazo, reduce los beneficios a niveles normales. De hecho, simplemente esta amenaza de entrada disciplina los precios del mercado. Además, el desarrollo de infraestructuras y el fomento de los intercambios entre áreas geográficas y entre sistemas eléctricos induce, a medio plazo, a la eficiencia en la asignación de recursos y, por tanto, a un menor coste de suministro.
  • Mayor eficiencia productiva. En las actividades abiertas a la competencia, la interacción de oferta y demanda produce una mayor presión para que los precios reflejen niveles competitivos y para que los productores reduzcan sus costes. La presión competitiva induce una gestión eficiente de los activos. En el caso de las actividades reguladas (las redes), la regulación por incentivos y la supervisión regulatoria induce un uso más racional de los recursos.
  • Mayor eficiencia dinámica. La liberalización de los segmentos de generación y comercialización genera incentivos a desarrollar nuevos servicios y formas contractuales que se ajusten a las preferencias de los clientes y que permitan asignar los riesgos de las distintas actividades de forma eficiente.

Los nuevos contratos y servicios, con distintas opcionalidades, permiten a los generadores optimizar el valor de sus activos y a los comercializadores gestionar de manera eficiente los riesgos de mercado (riesgo de precio, riesgo de volumen). Los consumidores, por su parte, acceden a un menú de formas contractuales más extenso, lo que facilita una mejor adaptación a sus necesidades.

El principal coste de los procesos de liberalización del sector eléctrico es el relacionado con la dificultad de desarrollar una regulación que permita, por un lado, implementar un diseño de mercado que genere las señales económicas adecuadas para los agentes que compiten en las actividades de generación y comercialización y, por otro lado, desarrollar una regulación de las actividades reguladas que genere los incentivos adecuados a la eficiencia en las decisiones de inversión y gestión de activos y que no suponga excesivos costes de supervisión e implementación.

La experiencia internacional en el desarrollo de mercados eléctricos en estos últimos veinte años muestra la dificultad (muchas veces de índole política) de alcanzar un diseño de mercado que pueda considerarse óptimo (“first best”) debido a distintas razones, como por ejemplo:

  • La dificultad de desarrollar una normativa que permita coordinar de forma eficiente la operación del sistema y los procesos de mercado, especialmente en el muy corto plazo.
  • La complejidad del entramado de regulación y legislación en el que operan las empresas, que dificulta, a menudo, realizar reformas necesarias en el diseño del mercado.
  • El mantenimiento de los objetivos de política energética como señal para el mercado; por ejemplo  se producen modificaciones imprevistas de los objetivos de la Administración (en potencia a instalar y en el incentivo económico) en tecnologías que obtienen una parte significativa de sus ingresos fuera de los mecanismos de mercado.
  • La dificultad por parte de la clase política de soportar el desgaste de eliminar las tarifas reguladas de suministro en un entorno internacional de precios elevados de todos los tipos de energías.
  • La complejidad del entramado corporativo europeo, en el que empresas privadas plenamente sometidas a la competencia en algunos Estados miembro conviven con empresas públicas protegidas en otros Estados miembro, lo que genera un “terreno de juego” desequilibrado.

[44] Para dos sectores / actividades con un mismo nivel de riesgo, un inversor optará por emplear su capital en aquel que le ofrezca la mayor rentabilidad esperada (coste de oportunidad del capital para un nivel de riesgo dado). Esta es la razón por la que la rentabilidad de las actividades eléctricas se fijaba en comparación con la de otros sectores con nivel de riesgo similar.

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