La “excepción ibérica” a debate: ¿una oportunidad perdida?

 Por Paulo Brito (IIT-Comillas)

Desde hace casi un año, los precios del gas natural se han incrementado a niveles mucho más altos de los normales. Debido a esto, y a la composición de los mixes eléctricos europeos, los mercados mayoristas de electricidad de todo el continente han experimentado una subida de precios directamente proporcional al aumento de precio del gas natural. El mecanismo aprobado el 13 de mayo por el gobierno (aunque aún pendiente de ser aceptado finalmente por la Comisión Europea) pretende limitar temporalmente este vínculo entre el precio del gas y el eléctrico por la vía regulatoria, reduciendo así el precio del mercado mayorista de electricidad.

Para lograr la reducción deseada del precio del mercado mayorista, el mecanismo obliga a que las centrales que generan electricidad empleando gas natural como combustible basen sus ofertas en un precio de gas de referencia, que se situaría por debajo del precio de mercado. Para compensar las pérdidas que sufrirían estas centrales, al ofertar a un precio inferior al coste que incurrirían en generar electricidad, estas recibirán una remuneración adicional por la energía que vendan, que estaría basada en el diferencial entre el precio de mercado de gas natural y el precio de referencia fijado en el mecanismo. Todas las centrales que empleen gas natural para generar electricidad recibirían la misma compensación, de manera que se mantenga su orden de mérito al ser casadas en el mercado mayorista.

La compensación que recibirían las centrales que emplean gas natural provendría de los consumidores que no estén sujetos a contratos con cobertura financiera, es decir los consumidores que perciben el precio del mercado mayorista. Por ello, en este grupo no entrarían aquellos consumidores que estén sujetos al mercado libre y estén pagando un precio fijo por la electricidad que consumen.

Una vez descrito muy brevemente el mecanismo, es interesante plantearse una serie de preguntas sobre el mismo:

·         En términos teóricos, ¿qué ahorro implica el mecanismo que se ha introducido?

·         ¿Cómo afectaría este mecanismo a las ofertas de otras tecnologías?

·       ¿Sería mejor que el sobrecoste del mecanismo, provocado por la compensación a las centrales que ven limitadas sus ofertas, fuese sufragado por toda la demanda en vez de una parte de los consumidores?

·         ¿Qué alternativas había al mecanismo que se ha implementado finalmente?

 

Ahorro para los consumidores

Esta cuestión es quizás la más interesante y, probablemente, la más problemática de la aplicación de la medida introducida por el gobierno. En primer lugar, veremos un caso ejemplo muy sencillo de casación de mercado, imitando cómo funciona el mercado diario del mercado eléctrico español, obteniendo el beneficio agregado de los consumidores y de los productores. Los ejemplos posteriores detallarán problemas, tanto con la demanda como con la oferta, cuando hay demanda elástica y se aplica el mecanismo aprobado por el gobierno. En este punto, conviene recordar que cuando hablamos de demanda inelástica nos referimos a aquella en la que los consumidores seguirán demandando la misma cantidad de un bien o servicio por mucho que su precio varíe, mientras que la demanda elástica es aquella que sí varía con su precio, es decir, que si algo es más caro reducirá la cantidad que demanda.

•           Este primer caso (Figura 1) presenta un ejemplo muy simplificado del efecto que tendría el mecanismo implementado por el gobierno en el beneficio social de los consumidores y de los productores, teniendo en cuenta una demanda totalmente inelástica. La línea marrón representa la curva de la demanda, que demanda 100 MWh a 150 €/MWh, mientras que la oferta se divide en dos tramos. El primer tramo (constituido principalmente por los generadores renovables y nuclear) oferta 70 MWh a 25 €/MWh, y el segundo (constituido por centrales que emplean gas natural para generar electricidad) oferta 30 MWh a 100 €/MWh. Si el mecanismo establece un precio de referencia del gas que reduce las ofertas de las centrales que emplean gas natural en 10 €/MWh, el precio resultante disminuirá en esa misma cantidad. En este caso, aunque se tenga que compensar a las centrales que emplean gas natural por la reducción de sus ofertas (30 MWh x 10 €/MWh = 300 €), la demanda aumenta su bienestar social (100 MWh x 10 €/MWh – 300 € = 700 €) a costa de la pérdida de beneficios de las tecnologías inframarginales (aquellas que ofertan a un precio inferior al precio resultante del proceso de casación del mercado). En otras palabras: los consumidores pagarán 7€/MWh menos en su factura eléctrica gracias a que los productores reducen de su beneficio lo correspondiente a esa bajada de precio (700 € ÷ 70 MWh = 10 €/MWh). Por tanto, se produce una transferencia de renta de los productores a los consumidores.

Figura 1: Proceso de casación de mercado sin el mecanismo (izquierda) y con el mecanismo (derecha)

•           Este otro caso (Figura 2) muestra un proceso más complejo, en el que parte de la demanda es inelástica (aquella que se mantiene constante aunque cambie el precio, correspondiente con el tramo horizontal) y otra parte es elástica (aquella que disminuye cuando aumenta el precio, correspondiente con el tramo con pendiente). Los pasos (a) y (b) son idénticos a los de la Figura 1, sin embargo, al repartir la compensación entre todos los consumidores surge un problema, por el cual los últimos consumidores en ser casados terminarían pagando la electricidad a un precio más alto del que estaban dispuestos a pagar en el proceso de casación (c). Alguno podría pensar que ocurre algo similar con algunos costes adicionales (cargos y peajes) de la tarifa eléctrica que se añaden al precio resultante del mercado mayorista, no obstante, es posible internalizar esos costes en las ofertas que presenta la demanda, pues son costes que se conocen con antelación, y en ningún momento dependen de la estructura de la oferta de electricidad. En este caso particular, el coste que soporta cada consumidor dependería de muchos factores: la curva de demanda, cantidad de generación sujeta a compensación que termine casada en la subasta, energía demandada y casada por los consumidores sujetos a pagar la compensación, precio spot del gas natural, etc., que escaparían totalmente de su control y que serían muy difíciles de predecir. Por lo tanto, se introduce una distorsión en el mercado, donde habría consumidores que terminarían consumiendo electricidad a un precio superior al que estaban dispuestos a pagar.

Figura 2: Proceso de casación de mercado sin el mecanismo (a), con el mecanismo (b), y con el coste de la compensación repartido entre toda la demanda (c)

•           Por último, este caso (Figura 3) muestra un resultado indeseado del mecanismo introducido por el gobierno. Bajo demanda elástica, el mecanismo podría provocar que las centrales que generan empleando gas natural incrementasen sus beneficios. Esto ocurriría si tras el aumento de demanda provocado por la reducción de precio, al aplicarse el mecanismo aprobado, entrase en la casación una central más cara. En este caso, las dos últimas centrales casadas en (a) obtendrían un ingreso adicional que sería igual al producto de la energía casada de cada una de ellas y la diferencia entre el precio ofertado por la última y la penúltima central casada en (c). Es importante destacar que la generación inframarginal también obtendría los mismos ingresos adicionales (por unidad de energía), pero en este caso sería una recuperación de parte de los beneficios que fueron transferidos originalmente a los consumidores. Por consiguiente, podemos concluir que la señal de precio se distorsiona, aumentando la demanda final y provocando que entren en la casación nuevos productores que, por el funcionamiento del mercado marginalista, se corresponderán con ofertas más caras. Esto se traduce en un aumento de la compensación que hay que pagar (que a su vez agrava el problema que veíamos en la Figura 2), así como en un aumento del uso del gas natural (en un momento histórico en el que buscamos reducir nuestra dependencia gasista) y de sus emisiones correspondientes.

Figura 3: Proceso de casación de mercado sin el mecanismo (a), con el mecanismo (b), y mostrando los beneficios adicionales que obtienen las dos últimas centrales casadas en (a) (c)

Efecto del mecanismo en las otras tecnologías

En el mercado mayorista de electricidad, y asumiendo competencia perfecta entre los agentes, la gran mayoría de tecnologías generadoras ofertan basándose en su coste variable de generación, es decir, el coste de generar una unidad adicional de energía. Por poner un ejemplo muy simple, la generación solar fotovoltaica oferta a precios muy bajos, debido a que el sol es un recurso gratuito, mientras que las centrales de ciclo combinado ofertan a precios altos, ya que deben comprar el gas natural que utilizan para generar electricidad y comprar derechos de emisión de CO₂.  En este caso, el mecanismo introducido por el gobierno no afectaría a las ofertas de estas tecnologías.

Sin embargo, las tecnologías que dispongan de algún tipo de almacenamiento de energía, como puede ser la generación hidroeléctrica con embalse, son excepciones a esta regla. Las centrales hidroeléctricas con embalse no ofertan basándose en un coste variable de generación sino según su coste de oportunidad, que depende del precio que esperen percibir en un futuro a medio plazo. De esta manera, las centrales hidroeléctricas cuyos embalses le permitan almacenar agua durante gran parte de un año ofertarán basándose en los precios más altos que puedan obtener en ese periodo de tiempo. Esto significa que, probablemente, el precio ofertado por estas tecnologías no cambiaría sustancialmente a pesar de la medida del gobierno y preferirán no emplear su energía almacenada hasta que el precio de mercado suba (que ocurriría progresivamente tras los primeros 6 meses de implementación de la medida).

Una discusión bastante más extensa, aunque muy interesante, es el efecto de la medida introducida por el gobierno en las centrales de generación, de tecnologías inframarginales y las sujetas al mecanismo de compensación, acogidas a contratos de compraventa de energía a precios fijos (como son los Power Purchase Agreements), sin embargo, es una discusión para otra ocasión.

 

Cómo sufragar el mecanismo

El gobierno ha decidido que los consumidores directamente beneficiados por este mecanismo, es decir aquellos que perciben el precio del mercado mayorista de electricidad, pagarían la compensación a las centrales que empleen gas natural. La principal alternativa: que toda la demanda sufragase esta compensación, significaría que la parte de la demanda que sí intentó protegerse frente al alza de precios subvencionaría a aquellos que no lo hicieron. Con este planteamiento, y si el nuevo precio de mercado fuese inferior a los precios acordados en los contratos, existiría un incentivo a que los consumidores se trasladasen a la tarifa regulada, percibiendo el precio del mercado mayorista. Además, este incentivo sería mayor cuantos más consumidores se trasladasen a la tarifa regulada, pues el coste por la compensación a los generadores que emplean gas natural se dividiría entre más consumidores.  

A pesar de ello, como se vio en el caso de la Figura 2, es posible que una parte de los consumidores paguen más por la electricidad que consumen que lo que realmente estaban dispuestos a pagar por ella, incurriendo en pérdidas.

En cualquier caso, los mayores beneficiados serían los consumidores franceses, que podrían beneficiarse de la reducción de precio provocado por la aplicación de esta medida regulatoria, cuando importasen electricidad desde España, sin tener que pagar la compensación a las centrales que empleen gas natural, dándose un caso de “free riding”.

 

Medidas alternativas

En un reciente podcast muy interesante, los profesores Pedro Linares, Michel Rivier y Tomás Gómez, del Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas, debatieron sobre posibles medidas para atajar los altos precios de la electricidad. Una de las medidas discutidas fue la implementación de mercados de capacidad, que permiten que los sistemas eléctricos garanticen que tendrán suficiente capacidad instalada en el futuro para mantener un nivel de fiabilidad adecuado. A pesar de que los mercados de capacidad pueden evitar picos de precios muy altos, ya que reducen las situaciones de fallos de suministro, estos mecanismos no mitigarían situaciones como la actual, en la que se produce una situación continuada de precios elevados provocado por un aumento del coste de los combustibles.

Una medida que sí podría atajar esta situación de precios elevados, sin distorsionar radicalmente el mercado mayorista de electricidad, es la presentada por algunos miembros del MIT Energy Initiative, Carlos Batlle, Tim Schittekatte y Christopher Knittel. La propuesta de estos autores, que por ahora se ha denominado “stability option” o “affordability option”, es la utilización de opciones de precio promedio, por la que los consumidores se protegerían contra situaciones de precios elevados mantenidos durante largos periodos de tiempo. Estos consumidores podrían ejecutar esta opción cuando el precio promedio en un mes (u otro periodo de tiempo largo) fuese superior al precio strike determinado en la opción, por lo que recibirían el diferencial entre ambos conceptos para la energía consumida en ese periodo de tiempo. A cambio, la generación contratada como contrapartida para estas opciones recibiría un premium mensual cuando el precio promedio fuese inferior al precio strike. Esta medida no distorsionaría las señales de corto plazo pues los consumidores acogidos a esta medida seguirían expuestos al precio spot y por tanto estarían incentivados a reducir su consumo durante situaciones de picos de precio.

 

Conclusiones

La “excepción ibérica” aprobada conjuntamente por España y Portugal pretende, y muy probablemente consiga, reducir la factura de la electricidad de los consumidores que perciben el precio del mercado mayorista de electricidad. Su objetivo es encomiable: ayudar a los consumidores más vulnerables y que además se ven más afectados por la creciente inflación en toda Europa, sin embargo, finalmente termina siendo una medida con claroscuros, relativamente fácil de implementar y de entender por los agentes, pero con problemas y resultados indeseados.

La medida lograría reducir la factura eléctrica para los consumidores expuestos al precio spot, que es el principal objetivo de esta legislación, sin alterar radicalmente las reglas de operación del mercado. Sin embargo, sí alteraría las señales e incentivos económicos enviados a los agentes que operan en el mercado. Por un lado, la generación hidroeléctrica, que opera con señales de precio a medio plazo, ignoraría por completo las señales de precio de corto plazo alteradas por la medida, y provocaría una reducción de la electricidad generada por esta tecnología (por lo menos durante los primeros 6 meses de su aplicación). También es previsible que esta medida provoque cierta inseguridad regulatoria para los inversores, ya que preverán que, en caso de que se vuelvan a dar situaciones de precios elevados continuados, no podrán obtener los beneficios provocados por el mismo.

Por último, y quizás más relevante, es que se ha perdido una gran oportunidad para lograr que la demanda participase más activamente en el mercado eléctrico. En primer lugar, los consumidores que participan directamente en el mercado y que se comportan como demanda elástica ahora tendrán más dificultades para participar en el mismo, ya que tendrán que intentar anticipar muchas variables ajenas a su control para internalizar el coste del mecanismo de compensación. En segundo lugar, se han perdido incentivos para que los consumidores buscasen mecanismos como coberturas financieras para protegerse de los precios elevados. Uno de los fallos de mercado más discutidos en el mundo académico del ámbito de la regulación eléctrica es el de la falta de mercados a largo plazo. El desconocimiento de los consumidores sobre el funcionamiento del sistema eléctrico y su falta de percepción del riesgo (tanto riesgo de fallo de suministro como de precios altos) provoca que no adquieran energía en el largo plazo, provocando una infra inversión de generación. Esta infra inversión provoca que se tengan que diseñar instrumentos regulatorios adicionales, como los mercados de capacidad, para garantizar que exista suficiente generación para que el sistema tenga un nivel de fiabilidad adecuado. Al haber implementado esta medida, es posible que los consumidores perciban que no es necesario que se protejan personalmente contra riesgos en su suministro de electricidad, pues el gobierno siempre estará ahí para intervenir el mercado si es necesario.