Derechos de emisión de CO2 y los ingresos de los generadores de energía eléctrica

1. Introducción

El Gobierno de España inició a principios de junio la tramitación urgente de un anteproyecto de Ley (APL, en adelante) para detraer ingresos a las centrales eléctricas no emisoras de CO2 puestas en servicio antes de 2005. Los titulares de estas instalaciones ya no ingresarán el precio de mercado, como en el resto de los países de la UE, sino que tendrán que devolver una parte de los ingresos obtenidos por la venta de su producción eléctrica.

El APL ha generado un intenso debate en el sector energético en España y vuelve a poner sobre la mesa la cuestión de cómo recuperan costes los generadores en un mercado eléctrico.

Orkestra – Instituto Vasco de Competitividad- ha realizado un estudio en el que evidencia que los mercados marginalistas son los más eficientes para asignar recursos y maximizar el beneficio del consumidor. Además, advierte de las implicaciones del APL.

2. Rentabilidad de las centrales de generación

En todos los mercados libres y competitivos, los distintos oferentes obtienen distintas rentabilidades por sus inversiones. Por este motivo, en el contexto de actividades liberalizadas, no puede hablarse de una “rentabilidad excesiva”. Los productores más eficientes y aquellos que disponen de mejores tecnologías tenderán a obtener rentabilidades por encima de la media.

Por otra parte, la rentabilidad de una central de generación de energía eléctrica, mercado liberalizado, debe calcularse a lo largo de toda su vida útil. Debido a las fluctuaciones en los ingresos de mercado y en los costes de generación, los márgenes de explotación de los activos pueden ser positivos o negativos en distintos momentos de su vida útil. Así, cuando un inversor (o el regulador) calcule la rentabilidad esperada de un activo sin amortizar, debería calcular el beneficio acumulado total durante los años que ha estado en operación más el beneficio esperado durante el resto de la vida útil, hasta que el activo esté totalmente amortizado.

3. Implicaciones del APL sobre la “retribución del CO2 no emitido del mercado eléctrico” analizadas por Orkestra-Instituto Vasco de Competitividad

De acuerdo con el APL, las centrales “no emisoras” de CO2 más antiguas (nucleares e hidráulicas fundamentalmente) verán detraída la parte de sus ingresos en el mercado spot que corresponde al valor de los derechos de emisión de CO2 internalizados.

La norma supone una nueva modificación relevante del mecanismo que determina los ingresos de los generadores en el mercado eléctrico, con las siguientes características:

• Contrario a los principios de buena regulación: El marco normativo de un sector tan complejo como el energético, debe cumplir con los principios de seguridad jurídica y mantenimiento de la estabilidad, coherencia y predecibilidad de las normas. El regulador debe ajustarse a estos criterios para proteger los intereses de los consumidores y generar el mayor bienestar social posible.
• Genera incertidumbre regulatoria, encareciendo el coste de suministro: La incertidumbre que genera esta intervención directa en el mercado, junto con las que han tenido lugar en los últimos años (detracción previa de los derechos de emisión de CO2 gratuitos, eliminación de pagos por capacidad, recorte de ingresos a las renovables), añade una prima de riesgo a las nuevas inversiones (FitchRatings, 2021). El resultado es un incremento del coste de capital de las empresas y, por tanto, un encarecimiento de las inversiones, que resulta en costes de suministro más elevados.
• Incongruente con los objetivos medioambientales: la detracción no es coherente con el principio de “quien contamina, paga”, al afectar negativamente a tecnologías de generación no emisoras de CO2. Por lo tanto, es incompatible con la estrategia energética y medioambiental de la Unión Europea y da señales económicas y regulatorias que ponen en peligro los objetivos de descarbonización de la economía y la Ley Europea del Clima (reducción de un 55% de las emisiones de gases de efecto invernadero en 2030 respecto de 1990).

Existen alternativas para el objetivo de reducción de precios que presuntamente busca solucionar esta norma. En primer lugar, se debería plantear eliminar de la factura todos aquellos costes que no están directamente relacionados con el suministro eléctrico, y reducir el IVA de forma permanente, a los niveles existentes en otros países europeos (el tipo impositivo del IVA es del 21% desde 2012, uno de los más altos en la Unión Europea).

Adicionalmente, podría modificarse la tarifa regulada PVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor), con referencia de precios a plazo, como hacen los países de nuestro entorno como Francia, Italia, Portugal o el Reino Unido. En España, la actual referencia al mercado spot, traslada la volatilidad del corto plazo a los clientes domésticos, incluidos los más vulnerables. Eliminar la volatilidad evitaría incrementos coyunturales en las facturas eléctricas y su repercusión mediática y social.

Finalmente, si se quiere revisar el mecanismo de formación de los precios de la electricidad, el regulador debería llevar a cabo un análisis que diagnostique de forma transparente y adecuada los problemas del sistema actual.

La mera detracción de ingresos no reducirá las facturas de los consumidores, ya que las empresas deberán cubrir los costes de inversión y operación del conjunto de sus carteras de generación, lo que se traducirá en distorsiones en los mercados de electricidad y en incrementos en los precios de la factura eléctrica.

4. Conclusión

Independientemente de los fundamentos jurídicos de la norma, existen razones para pensar que el APL no tiene en cuenta adecuadamente las bases del funcionamiento de los mercados eléctricos liberalizados y los mecanismos de recuperación de costes por parte de los generadores.

La aprobación de esta norma genera incertidumbre y riesgo regulatorio. En el corto plazo, redunda en ineficiencia en la asignación de recursos derivada de la distorsión en el funcionamiento del mercado. En el medio y largo plazo, el mayor coste de capital dará lugar a mayores costes de suministro. Se puede llegar a una situación parecida a la que ya ocurrió en España en 2013 y 2014 como consecuencia de los cambios en el marco normativo de las renovables. Aquella reforma dio lugar a que prácticamente no se incorporase al sistema nueva potencia renovable durante seis años.

Por otro lado, hay que tener en cuenta que: (i) el coste de la energía se determina en mercados libres (de energía eléctrica, gas natural, derechos de emisión de CO2), con alcance e implicaciones globales y (ii) los costes de las actividades reguladas responden a una planificación y a mecanismos retributivos que determinan las rentabilidades adecuadas de las inversiones realizadas. El alto precio de la electricidad en España se debe en gran medida a los cargos e imposición no directamente vinculados con los costes de suministro de la energía.

Probablemente el efecto más dañino del APL es el impacto negativo sobre la credibilidad del proceso regulatorio y sobre los incentivos a invertir en nuevas tecnologías. En un momento clave de la transición energética como en el que nos encontramos, todas las reformas necesarias para descarbonizar la economía (de los mercados, en la fiscalidad energética y medioambiental o los incentivos a innovar y a adoptar tecnologías limpias), deberán llevarse a cabo con respeto a los principios de la buena regulación y con un entendimiento profundo de cómo funcionan los mercados energéticos. El APL incrementa los costes de la transición energética, que terminará recayendo sobre empresas y los consumidores domésticos.