Propuesta 13 // Crear nuevos mercados para actuar sobre la formación de precios
España es uno de los países de la Unión Europea donde el precio de la electricidad es más elevado. Según Eurostat, se sitúa en quinto lugar en la UE, tras Dinamarca, Alemania, Bélgica e Irlanda, con datos al cierre de 2018 referidos al consumo de los hogares. Distintas organizaciones de consumidores llevan tiempo alertando al respecto. Según Facua, el recibo de un usuario medio subió el 85,7% entre agosto de 2003 y agosto de 2018.
Las razones son múltiples y complejas. De entrada, en la factura coexisten dos importes. El primero es lo que cuesta el solo hecho de disponer de electricidad en la vivienda o en la empresa, y supone un coste fijo que se paga por cada kW de potencia contratada aunque no haya consumo. A mayor potencia contratada, más se paga. Dentro de este importe, se puede desglosar el peaje de acceso y el margen que gana la empresa comercializadora, que se relacionan con la potencia contratada, el precio diario y el número de días contratados.
La segunda parte de la factura es lo que cuesta la electricidad (cada kWh) que, efectivamente, se ha consumido.
Facua denuncia la subida del recibo de la luz de un usuario medio en un 85,7% entre 2003 y 2018
El precio de la última central que entra en el mercado marca el precio que cobran todas
Ambos importes —a los que se les añade el IVA y el impuesto de la electricidad, alquiler de contador y otros servicios que se tengan contratados— son distintos según la tarifa que se tenga contratada. Cuando un consumidor elige pasar al mercado libre, las empresas pueden diseñar libremente sus facturas. Una posibilidad es que las empresas ofrezcan el pago de una tarifa plana.
En el mercado regulado, la estructura de la factura es similar, y en la parte del importe por electricidad efectivamente consumida se distingue entre la tarifa de acceso, por estar conectado a la red, y el coste de la energía que se compra y se vende en el mercado mayorista durante el periodo que cubra el recibo. El consumidor acogido a la tarifa regulada o precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC) paga así por su consumo según fluctúa el precio del kilovatio hora (kWh) en el mercado mayorista.
De hecho, hay dos mercados: el OMIE, que organiza la formación del precio de electricidad diario casando ofertas de compra de las comercializadoras y ofertas de venta de las productoras que generan electricidad; el OMIP, como mercado de futuros, tiene capacidad para crear un precio de referencia a un plazo determinado, pero en los últimos años se ha vuelto un mercado con poca liquidez.
El sistema vigente se llama marginalista, y comprender su funcionamiento es clave para entender las disfunciones que hay en el mercado español. Tanto la energía producida con tecnologías consideradas renovables como la solar y la eólica, como las producidas con tecnologías no renovables (como el carbón) vuelcan su producción en el llamado mercado mayorista (o pool), que determina en última instancia cerca del 35% del recibo del pequeño consumidor. Cada día se fija allí el precio de la luz en función de la oferta y la demanda. Cuando en el sistema entra mucha energía barata de producir como la hidráulica y la eólica, el precio de la luz baja. Cuando entra menos, sube, al haber mayor dependencia del carbón o del gas, más caras de producir. En la subasta diaria, primero se tienen en cuenta los megavatios (MW) que ofertan al mercado los productores más baratos, empezando por las nucleares, porque no pueden parar, pues pararlas y volverlas a arrancar cuesta más que tenerlas funcionando siempre. Después, se van sumando otras unidades de producción, renovable, principalmente energía del viento y del sol, y así hasta las tecnologías más caras, como ciclos combinados de gas o carbón. Se habla de sistema marginalista porque el precio que fija la última central en entrar en ese mercado para atender la última demanda solicitada es el que marca el precio que se paga cada hora de cada día por cada megavatio, con independencia de la tecnología de cada planta que haya participado en la subasta. Así, todas las centrales cobran lo que cuesta la más cara.
Esta fórmula tiene detractores y defensores. Ciertamente, fue diseñado con su lógica para las tecnologías dominantes el siglo pasado, no para las energías renovables. Se empezó a aplicar en los inicios de la liberalización del mercado, como un buen sistema que aseguraba que se realizarían inversiones muy cuantiosas (por ejemplo, en energía nuclear) asegurando que iban a ser compensadas. Para los críticos, uno de los problemas del sistema es que tiende a ser inflacionario, en la medida en la que está relacionado con el precio del petróleo y ello le confiere volatilidad.
Para expertos como Pep Salas, el problema no es la fórmula matemática o el algoritmo que hace que el sistema sea marginalista, sino el modo en que se aplica. El mismo mercado podría funcionar distinto, podría ser más eficaz si no existieran empresas con una posición tan marcada de dominio, si el grueso de la oferta y de la demanda no estuvieran bajo el mismo paraguas de los mismos grupos. Cuando se participa en ambos lados, no se puede maximizar solo una parte del negocio (la compra o la venta). Siempre se gana. Y a la vez es difícil demostrar en un momento dado que las razones por las que un grupo no haga ofertas con tecnologías más baratas y sí con las más caras no lo haga por razones técnicas.
En Europa, hay dos grandes modelos: el francés, en el que no hay separación de actividades y donde el dominio estatal sigue presente, y el holandés, donde el Estado se ha retirado y el mercado está totalmente liberalizado, con una separación estricta de actividades. “España de algún modo tiene lo peor de ambos modelos: el mercado está liberalizado, pero no funciona bien, pero el Gobierno tampoco puede intervenir para limitar posiciones de dominio”, apunta Salas.
Por otro lado, el mismo mercado marginalista podría funcionar distinto con una simplificación normativa y un regulador fuerte, creíble, respetado y bien dotado de equipos técnicos, de competencias y de capacidad para paralizar y multar.
El sistema marginalista, por el que apuesta la UE, tiene menos sentido en un futuro 100% renovable
El mercado español tiene lo peor del modelo liberalizado holandés y lo peor del intervencionista francés
Pero la señal que llega desde Europa es ir a un mercado auténticamente europeo, y que en este contexto el sistema marginalista es bueno. Un mercado europeo supone que todo el mundo puede comprar producción local de energía de otro punto de la UE; una empresa española pueda vender electricidad en Polonia, por ejemplo, y que cada vez entrarán más actores en el mercado español, aunque no se ha resuelto la limitación técnica de las interconexiones entre países será difícil ganar esa dimensión europea. Así, los países de la UE formarían un mix energético europeo en el que España podría aportar sobre todo energía solar; Italia, ciclos combinados; Francia, su potencia nuclear; Dinamarca, sus renovables; Noruega (parte del mercado de energía), su potencia hidroeléctrica. Y ello se supone que ayudaría a abaratar el precio.
Pero a nadie se le escapa que, en un escenario futuro totalmente renovable, la lógica marginalista —se oferta según los costes operativos y de mantenimiento— cuando los costes de instalación son más de inversión, el instrumento puede dejar de ser útil. ¿Cómo garantizar señales económicas a largo plazo para que hoy se realicen las inversiones necesarias para cumplir objetivos contra el cambio climático y la descarbonización? Es un debate no resuelto.
Hay que tener en cuenta que, aunque en la UE esté principalmente el sistema marginalista, pero mientras que en España se negocia un 80% de la energía mediante este sistema, en otros países se negocia solo el 30%, de modo que el volumen sobre el que se aplica la metodología cambia. De ahí que tenga sentido plantear contratos, acuerdos bilaterales con energías renovables que den garantías de retribución a los inversores a largo plazo, entre otras fórmulas de fijación de precios que supongan no pasar por el mercado marginalista.
