6.9. Aplicación de la teoría económica de mercados y competencia al mercado eléctrico

6.9. Aplicación de la teoría económica de mercados y competencia al mercado eléctrico

La teoría económica sobre el funcionamiento de los mercados (ver El proceso de liberalización de los sectores energéticosFormación de precios en el mercado mayorista diario de electricidadFormación de precios en los mercados mayoristas a plazo de electricidadTecnologías y costes de la generación eléctrica ) y la competencia (ver Competencia y poder de mercadoCompetencia en el mercado eléctrico y Barreras de entrada y atacabilidad del mercado eléctrico) ha de ser la clave con la que se evalúe tanto lo adecuado de un diseño de mercado concreto como las posibles propuestas de reforma del mismo. Esto es así debido a que mercado (correctamente diseñado) y competencia (entendida en el sentido moderno de estructura-barreras-incentivos-supervisión) son las herramientas eficientes para la optimización del bienestar social (suma de los excedentes de consumidores y productores) (ver El papel de la regulación en la maximización del bienestar).

Así, a la hora de tomar decisiones regulatorias que afectan al diseño del mercado o a la competencia en el mismo, la consideración de restricciones superpuestas al objetivo fundamental de optimización del bienestar social (p.ej., oportunidad política, ventajas cortoplacistas, balance de intereses de diferentes grupos particulares, etc.) deberían ser debidamente identificadas y cuantificadas en términos de coste del propio bienestar social.

Entre estas restricciones superpuestas al objetivo fundamental de optimización del bienestar social se encuentra en los últimos años, y de forma muy relevante, la relativa al problema de la existencia de un déficit de tarifas significativo y recurrente (ver El déficit tarifario: qué es, consecuencias y solución). En cualquier caso, la puesta en marcha del modelo de Suministro de Último Recurso ahora suministro de referencia (ver El suministro de referencia) ha significado la aplicación de tarifas aditivas a los consumidores domésticos y pymes, y de precios de mercado para el resto. No obstante, y a pesar de los avances observados, las consecuencias del déficit tarifario acumulado se harán notar durante muchos años. Esta situación permite aún que las tarifas no se adecuen a los costes del Sistema (la solución óptima en términos de eficiencia económica). De esta mala praxis se deriva a) la recurrencia y magnitud creciente de dicho déficit tarifario, y b) la presión por buscar soluciones alternativas. En relación a las soluciones aplicadas, se pueden mencionar los siguientes aspectos:

  • Son ineficientes en el sentido económico amplio (no optimizan el bienestar social sin que suponen un coste en términos de bienestar social).
  • Implican una involución contra el mercado y a favor de mecanismos de intervención (inevitable al rechazarse la propia solución de mercado, es decir la adecuación de tarifas a costes).
  • Son contrarias a las directrices liberalizadoras incluidas en la legislación española y comunitaria.
  • Se justifican no en la auto-imposición de la restricción descrita (rechazo a adecuar tarifas a costes para evitar el déficit tarifario), sino en la supuesta falta de credibilidad del precio del mercado/inexistencia de un nivel de competencia suficiente. Según esta justificación, los generadores ejercerían poder de mercado (ver Competencia y poder de mercado) dando lugar a precios excesivos, siendo estos la causa del déficit tarifario. “Existencia de fallos en el diseño del mercado de producción”. Según esta justificación, el déficit de tarifas sería debido a que algunas tecnologías de generación obtienen beneficios excesivos debidos a dichos fallos. Estos beneficios excesivos tendrían la condición de “windfall profits” y deberían ser detraídos (ver La internalización del coste del CO2 en el precio de la energía y Windfall profits y windfall losses).

Beneficios de algunas tecnologías de generación. En relación al mercado de producción, una de las cuestiones que se argumentan para proponer reformas al mismo es que determinadas tecnologías (más en concreto, hidráulica y nuclear), obtienen beneficios excesivos debido a que:

Estas argumentaciones no son correctas por las siguientes – entre otras – razones:

  • La hidráulica no tiene un coste variable nulo. Las centrales hidráulicas en general tienen costes variables relevantes, como son los costes de operación y mantenimiento, tasas y tributos crecientes, etc. Más específicamente para las hidráulicas de bombeo, se incurre en costes significativos por adquisición de energía. Estas centrales compran energía en periodos valle para producir en periodos punta, con unas pérdidas de rendimiento del orden del 40% (ver Tecnologías y costes de la generación eléctrica). Así, a modo de ejemplo, si se compra energía para bombear 1 MWh a 50 €/MWh, ese MWh bombeado se convierte al turbinar en únicamente 0,6 MWh. Para no incurrir en una pérdida se debe vender estos 0,6 MWh a un precio tal que recupere los 50 € de coste, por lo que dicho precio ha de ser al menos de 83 €, esto sin obtener rentabilidad alguna ni margen para la recuperación de los costes fijos.
  • La hidráulica no está totalmente amortizada y por lo tanto tiene unos costes fijos muy elevados. En este sentido, se suele argumentar que la misma se construyó a principios de siglo pasado. Sin embargo, como se puede apreciar en la Tabla 6‑6, una gran parte del parque de grandes centrales hidráulicas (centrales de más de 200 MW, que suponen el 43% del parque total hidráulico de Régimen Ordinario, con 20.330 MW en 2017) tiene una vida de menos de 35 años. Considerando una vida útil de 35 años para el equipo electromecánico y de 65 años para la obra civil, existiría aún una parte de la inversión muy significativa por amortizar.[224] Además, muchas de las unidades hidráulicas de menor tamaño y las unidades mini-hidráulicas fueron construidas en los últimos 30 años.

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Tabla 6-6. Centrales hidroeléctricas en España de más de 200 MW.
Fuente: UNESA y MINETAD.

  • La hidráulica requiere ingresos unitarios elevados. Se tiende a confundir tener ingresos unitarios elevados con tener una rentabilidad elevada. En primer lugar, la rentabilidad dependerá de los costes que se tengan, que como se ha expuesto no son ni mucho menos nulos. Pero un hecho muy relevante, y que se suele olvidar, es que las hidráulicas producen muy poca energía en relación con su potencia instalada. De hecho, funcionan pocas horas al año y es en esas pocas horas en las deben recuperar tanto el coste variable como el fijo. Así, aunque la gestión eficiente hace que esas pocas horas de producción se concentre en los momentos de mayores precios (en los que más coste ahorra al sistema al sustituir a centrales térmicas caras), el margen obtenido es necesario para cubrir la totalidad de los costes fijos y variables incurridos en el año. Es decir, confundir ingresos unitarios recibidos con ingresos absolutos es erróneo. Los ingresos absolutos se obtienen multiplicando los unitarios por el número de horas y, en ese sentido, a diferencia de otras tecnologías que producen entre 5.000 y 8.000 horas al año, la hidráulica tiene unas horas de utilización de su potencia máxima por debajo de las 1.500 horas.
  • Por todo lo anterior, el argumento de que las centrales hidráulicas obtienen márgenes “excesivos” no está justificado, debido a unos costes muy superiores a los comúnmente percibidos y a la necesidad de obtener ingresos unitarios elevados (para poder retribuir los elevados costes de inversión mediante los ingresos obtenidos en las escasas horas de funcionamiento).
  • Las centrales nucleares tienen unos costes variables que han crecido significativamente en los últimos años. Entre estos se encontrarían el precio del propio combustible nuclear (de 7 $/lb en 2000 a cerca de 23,5 $/lb en 2017)[225], los correspondientes a la segunda parte del ciclo del combustible nuclear, seguros, así como el incremento de diferentes tasas y tributos, teniendo en cuenta que la regulación española ha llevado a los generadores a asumir todos esos costes (no repercutibles en el mercado mayorista al tratarse de una tecnología submarginal) que antes estaban parcialmente reflejados en las tarifas.
  • Las centrales nucleares no están totalmente amortizadasComo se puede observar en la Tabla 6‑7, la construcción de las centrales nucleares es relativamente reciente en relación con la vida administrativa considerada (40 años). Así, un monto muy significativo de la inversión está aún pendiente de ser amortizada.

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Tabla 6-7. Centrales nucleares en España.
Fuente: UNESA.

Creación de mercados específicos para cada tecnología. Resulta importante recordar que en un mercado competitivo (ver Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad):

  • El “kWh” es un producto homogéneo, independientemente de la tecnología utilizada.
  • El precio tiende hacia el coste de entrada, con independencia del diseño del mercado (marginalista o “pay as bid”).
  • Conforme la demanda va superando a la oferta disponible, el precio medio del mercado se incrementa al haber mayor escasez de energía.
  • Se producirá entrada de nueva generación cuando la expectativa del precio del mercado sea mayor o igual al coste total de dicha nueva generación (o coste de entrada, condición necesaria para recuperar la inversión).
  • El margen entre el precio y el coste variable (diferente del “coste de oportunidad” utilizado por las centrales para realizar sus ofertas) es lo que permite a una central recuperar su coste fijo.
  • La amenaza de entrada elimina cualquier incentivo a ejercer poder de mercado (ver Competencia y poder de mercado).
  • Cualquier distorsión a la formación de precios redunda en una menor eficiencia, en perjuicio de los consumidores.

Con esto se tiene ya un marco conceptual con el que evaluar una posible reforma del diseño del mercado, en el sentido de separar el mismo por tecnologías. Con esta reforma se pretendería evitar que algunas tecnologías obtengan márgenes “excesivos”, ya que se supone que es la competencia entre todas las tecnologías en un único mercado lo que da lugar a dicho margen “excesivo”.

Así, y si fuera posible delimitar estos “excesos” y fuera conveniente intervenir, aplicando el anterior marco conceptual, surgen cuanto menos las siguientes dudas:

  • ¿Cuándo operarían, en qué orden y qué vínculos deberían establecerse entre los distintos mercados para satisfacer a la demanda (indeferenciable) de todo el mercado?
  • ¿Cómo se determinaría la producción de cada tecnología en cada mercado de forma que se asegure el uso eficiente de los recursos? O lo que es lo mismo, ¿cómo asegurar que cada central produce lo mismo que lo que produciría en el caso de haber un único mercado para todas las tecnologías?
  • ¿Cómo se eliminarían los arbitrajes entre los diferentes mercados, dado el hecho incuestionable de que al final el producto en todos ellos es el mismo?
  • ¿Serían mercados marginalistas o “pay as bid”? Si marginalistas, ¿cómo recuperarían las centrales sus costes fijos? Y si son mercados “pay as bid”, ¿cómo se evitaría que centrales con costes fijos bajos pero con costes variables elevados funcionaran más horas que centrales con menores costes variables?
  • Si las centrales hidráulicas compiten entre sí, ¿cómo se aseguraría el uso eficiente de la capacidad hidroeléctrica disponible en cada momento?, ¿cómo se utilizarían las centrales de bombeo?
  • ¿Habría que discriminar las importaciones según su tecnología?
  • ¿Cómo se asignaría la demanda entre los diferentes mercados? ¿Qué clientes podrían comprar en el mercado barato y cuáles tendrían que hacerlo en el caro?

Resulta difícil encontrar respuestas a las cuestiones anteriores que sean compatibles con los principios que emanan de las Directivas europeas sobre el Mercado Interior de energía y con la legislación vigente. De hecho, un diseño de mercado eléctrico basado en mercados específicos por tecnología estaría sujeto necesariamente a un elevado grado de intervención (en línea con el marco regulatorio vigente con anterioridad a 1998 –Marco Legal y Estable) y supondría un paso atrás en el proceso de liberalización y desarrollo de los mercados de energía.

En realidad, cualquier diseño de mercado que resulte en precios diferentes para energía suministrada en el mismo instante y el mismo lugar distorsionará las señales de inversión y de consumo, redundando en decisiones de inversión y consumo ineficientes, lo cual en última instancia va en perjuicio de los consumidores. De hecho, este planteamiento no se aplica en ningún mercado en los que también existen distintas tecnologías (o tecnologías con distinto grado de evolución) para producir un mismo bien, como puede ser, por ejemplo, el mercado del petróleo, el de los cultivos (secano frente a regadío), el turismo, etc.

Imposición de tasas ad-hoc a determinadas tecnologías. Suponiendo que es la competencia entre todas las tecnologías de generación en un único mercado lo que da lugar al supuesto margen “excesivo” de algunas de ellas, una alternativa a la reforma del mercado anteriormente discutida podría buscarse en la fiscalidad. Efectivamente, podría considerarse la posibilidad de imponer tasas específicas a aquellas tecnologías que supuestamente obtienen márgenes “excesivos” en el mercado.

Esta posibilidad ya ha sido considerada por el Gobierno hasta tal punto de que en diciembre de 2012 el Gobierno aprobó la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética en la que se crean, además de un impuesto común a todas las tecnologías sobre el valor de la producción de la energía eléctrica con un tipo del 7%, impuestos específicos para las tecnologías hidráulica y nuclear.

Para analizar los efectos/eficiencia de esta nueva situación se propone un ejemplo. Supongamos dos empresas con un cash-flow de 100 M€ generado por sus instalaciones existentes. Basándose en un marco regulatorio no expropiatorio, una decide reinvertirlo en una central nuclear o hidráulica (mejora de sus procesos, prolongación de su vida útil, etc.) bajo la expectativa de que en el futuro la electricidad generada con tecnologías no emisoras de gases de efecto invernadero tendrá un valor diferencial. La otra empresa, sin embargo, opta por invertir en telecomunicaciones. Si pasado el tiempo la primera ha acertado en sus previsiones y la Administración considera que dicho acierto es un beneficio extraordinario y se expropian sólo las plusvalías que genera la tecnología nuclear y/o hidráulica, ¿no se está realizando un tratamiento asimétrico y discriminatorio al no expropiar las plusvalías de quien invirtió en telecomunicaciones, sector no sujeto a la súbita expropiación que se hace en el sector eléctrico?

Otra justificación de la intervención podría buscarse en la percepción de que las inversiones en determinadas tecnologías (principalmente nuclear e hidráulica) se realizaron en un contexto histórico de planificación centralizada. Sin embargo, en el momento en que se acometieron las inversiones en estas tecnologías existía libertad de inversión por parte de las empresas, con lo que cualquier empresa podía de hecho invertir en capacidad de generación hidráulica o nuclear.

Un problema adicional de este tipo de intervención sería la distorsión de los incentivos de los agentes que invierten en un entorno de mercado, pues, salvo que se garantizara una rentabilidad determinada a posteriori, ¿qué justificación tendrían las inversiones en mejora de la explotación y prolongación de la vida útil de las centrales? ¿Qué incentivos tendrían los generadores en invertir en extensiones de vida y mejoras si no se les permite alcanzar beneficios con los que justificar dichas inversiones?

Finalmente, en el caso de la generación hidráulica, otro argumento con el que se podría tratar de justificar la posible intervención (la introducción de tasas ad-hoc) es la percepción de “agotamiento” de las tecnologías; esto es, la imposibilidad de invertir en nueva capacidad de generación hidráulica por falta de ubicaciones para nuevos embalses, etc. Sin embargo, esto no es necesariamente cierto. En Portugal se han resuelto concursos para construir cerca de 2.000 MW de nueva capacidad hidráulica regulable. En España, según las estimaciones del IDAE, se podrían instalar otros 6.700 MW más, aparte de los aproximadamente 2.000 MW que ya hay disponibles.

Este tipo de actuaciones regulatorias se encuadrarían en el ámbito de los “windfall profits” (ver La internalización del coste del CO2 en el precio de la energía y Windfall profits y windfall losses), los cuales llevan a una economía altamente intervenida e inevitablemente ineficiente, ya que se desincentiva la toma de riesgos, la innovación y la productividad (cualquier tipo de ganancia de eficiencia corre el riesgo de ser confiscada por el regulador, por lo que los inversores pierden los incentivos a perseguirlas).

En último término, este tipo de intervenciones inevitablemente daña la percepción de riesgo regulatorio/seguridad jurídica, no sólo de la actividad directamente afectada, sino del conjunto de actividades económicas, lo que repercute negativamente sobre la valoración del riesgo del país.

[224] Además de las inversiones pendientes de amortizar en unidades de menos de 35 años, hay que tener en cuenta las inversiones realizadas en el equipo electromecánico en las centrales de más de 35 años que siguen en funcionamiento.

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