Mercado, precios, beneficios e impuestos. La reforma de los mercados europeos de energía (II)

La subida de los precios del gas desde la segunda mitad de 2021 y el paralelo incremento de los precios de la electricidad han abierto el debate sobre la reforma del mercado eléctrico europeo, que debería sustanciarse a lo largo de este año. La Comisión Europea ha abierto un período de consultas que giran, sobre todo, en torno a tres cuestiones básicas:

1. Cómo ajustar el precio de las energías más baratas a su coste, en lugar de al coste de la más cara, cuyo funcionamiento es necesario para atender la demanda.
2. Cómo reducir el papel del gas en los mercados a corto plazo.
3. Cómo otorgar más poder de mercado y protección a los consumidores.

En mi opinión, la solución a estos tres problemas podría pasar por la creación de un mercado a plazo, cuyo punto de partida debería ser la suscripción de contratos bilaterales entre productores y consumidores. Todos los productores de electricidad deberían estar obligados a vender, con excepción de la electricidad dedicada a autoconsumo, no menos del 50% o 70% de su producción a clientes finales a un plazo no inferior al año y no superior a cinco, a voluntad del cliente. Plazos y volumen serían variables a estudiar y determinar.

Opinión

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Esta obligación también se extendería a los productores de renovables sujetos a una retribución predeterminada o a los contratos por diferencias de las últimas o futuras subastas, a través de las que se les garantiza la percepción de un precio, garantía que se mantendría en todo caso. Los precios de las grandes compañías deberían ser públicos a través de la CNMC, de forma que se garantizaría la transparencia.

Las empresas productoras propietarias de varias tecnologías de generación, a la hora de confeccionar sus ofertas, procurarían construirlas excluyendo, en la medida de lo posible, aquellas tecnologías sujetas a una mayor volatilidad —gas y carbón— y centrándose en aquellas en las que los costes fijos son más relevantes en la formación del coste total —nuclear y renovables— y, por tanto, más previsibles.

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El efecto sería excluir de la retribución del mercado diario a estas últimas tecnologías, cuyo precio vendría determinado por los contratos bilaterales, que en un entorno competitivo —todas las empresas estarían obligadas a ofertar— tenderían a reflejar sus costes reales. Un segundo efecto sería la dinamización del mercado eléctrico a plazo: las empresas que vendieran a dos o tres años tendrían que cubrir sus posiciones abiertas a fin de minimizar riesgos. En un marco como el descrito, el papel del gas tendería a reducirse en la fijación de los precios de los contratos bilaterales y los consumidores disfrutarían de un poder de mercado superior, derivado de la obligación impuesta a los productores de ofertar y contratar un volumen muy significativo en acuerdos individualizados.

La propuesta del Gobierno español difiere sustancialmente de la aquí descrita. En el ámbito de las renovables, de la que excluye la hidráulica, al considerar agotadas las posibilidades de desarrollo en nuestro país, el regulador fijará los volúmenes de generación necesarios y organizará la subasta correspondiente. Los volúmenes a subasta se adjudicarán a aquellos que ofrezcan un precio inferior y se instrumentará un contrato por diferencias. Si el precio de mercado es inferior, se garantiza el precio ofertado en la subasta. Si el precio es superior, el generador devolverá los ingresos obtenidos por encima del precio ofertado. La propuesta española habla de que las nuevas instalaciones entren en el mercado a través de este sistema de subastas e incluso de organizar subastas para instalaciones ya existentes.

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Para las instalaciones nucleares e hidráulicas, la propuesta española habla también de establecer contratos por diferencias, pero en este caso el precio de referencia será fijado por el regulador. En resumen, España pretende que el Estado fije la capacidad de generación renovable a instalar y reconduzca la inversión decidida libremente a su marco planificador, y, en segundo lugar, que el Estado fije el precio de la nuclear y la hidráulica. Para sustituir la nuclear, cuyo primer cierre está previsto en 2027, harán falta más renovables, almacenamiento y generación con gas o biometano con captura de CO₂. En un mundo donde el capital circula libremente, donde los fondos de inversión y las grandes compañías tratan de maximizar su rentabilidad trabajando en diferentes geografías, regular la oferta renovable y estabilizar sus ingresos en el tiempo es, posiblemente, una invitación a invertir en otros países europeos donde la rentabilidad de este tipo de inversiones sea superior. Ese es el mayor problema: el incentivo a invertir en un mercado absolutamente regulado. Puedes obtener alguna ventaja a corto, pero a largo plazo la menor inversión provocará precios de la electricidad superiores a los de nuestros vecinos.

La propuesta española es incompatible con la existencia de un mercado europeo. Significa la vuelta a veintisiete mercados diferentes, en los que en cada uno de ellos se configuraría un comprador único que garantizaría o fijaría los precios a los que se produce la electricidad. Quizá sea por esta razón por lo que las empresas eléctricas españolas han mantenido un ominoso silencio sobre la propuesta de nuestro gobierno. Si Bruselas la va a tumbar, no hay razón para desgastarse. También es cierto que la posición española se ha elaborado sin consultar ni a ellas ni a nadie. Si no quieren tu opinión, es aconsejable no darla.

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Veremos cómo evoluciona el debate europeo, pero la reforma es necesaria. La actual configuración del mercado garantiza que las tecnologías más eficientes puedan abrirse paso, desplazando a las más caras. El problema es cuando los plazos para invertir en tecnologías eficientes no encajan con la volatilidad de un mercado en el que el gas, con el que se genera más del 20% de la electricidad europea, ha sido utilizado por Rusia como arma de presión en la guerra de Ucrania. Siempre cabe la solución transitoria de gravar los beneficios extraordinarios obtenidos por las tecnologías capaces de producir con menores costes. Es una solución que se ha implementado y que debería mantenerse, siempre que se graven beneficios y que las inversiones en renovables y almacenamiento eléctrico sean deducibles. A fin de cuentas, es lo que el actual diseño de mercado trata de conseguir: incentivar la inversión en renovables, la tecnología más eficiente.