Precio y valor en el mercado eléctrico

La subida del precio de la electricidad en el mercado eléctrico ha reabierto la discusión sobre su funcionamiento basado en el precio marginal y sobre si deben aplicarse límites o impuestos a la producción nuclear e hidráulica. Los términos del debate son, en apariencia, sencillos. La subida de los precios del CO2 y del gas natural se ha trasladado al precio de generación de electricidad. Al tratarse de un mercado de marginalista, todas las instalaciones cobran por su electricidad el precio de la instalación más cara que ha entrado en producción. Dado que las centrales nucleares e hidráulicas no precisan ni de derechos de emisión de CO2 ni de gas natural, existe la tentación de ajustar o limitar el precio que reciben estas tecnologías. Lamentablemente las soluciones fáciles no están exentas de inconvenientes y costes a largo plazo.

Es importante destacar que los principios que rigen el mercado eléctrico en España son los mismos que se aplican en Francia, Alemania, Italia, Holanda, y Reino Unido. La casación de la oferta y la demanda al precio marginal consigue una gestión eficiente de los recursos y que el suministro se realice al menor coste posible. El precio marginal permite que los operadores recuperen la totalidad de sus costes variables y parte de sus coste fijos. Las centrales realizan sus ofertas para recuperar, en caso de resultar aceptadas, el incremento de costes que les supone producir, es decir, su coste marginal. En las centrales nucleares e hidroeléctricas el principal coste es la recuperación y retribución de las inversiones. Dicho coste de capital tiene el carácter de coste hundido y es irrelevante para determinar a qué precio ofertar. De ahí que las nucleares oferten a precio cero, puesto que no pueden literalmente dejar de producir.

Todas las centrales están obligadas a presentar ofertas de cantidad y precio y ofertan a su coste marginal, es decir, al coste por debajo del cual no recuperarían el incremento de costes que supone producir. Las ofertas individuales de cada central son conocidas por el regulador, que conoce la estructura de costes de cada tecnología y que puede detectar comportamientos de abuso de posición dominante. El precio horario del Kilovatio/hora (kWh) surge de la intersección de las curvas de oferta y demanda. Las subidas y bajadas de precio se explican por las oscilaciones de la oferta, básicamente por la disponibilidad de viento y sol, y de la demanda. Los precios del mercado se pueden comparar con los precios de los otros mercados eléctricos europeos que funcionan con el mismo principio de coste marginal, y muestran la misma tendencia. La subida de precios iniciada el pasado mes de mayo ha sido generalizada en los mercados eléctricos europeos.

El precio marginal es la señal esencial que consumidores y productores tienen en cuenta para tomar sus decisiones. Dicho precio refleja correctamente el valor de la electricidad en cada momento. Dado que la electricidad es un bien difícilmente almacenable, su valor puede llegar a registrar diferencias enormes según las condiciones de oferta y demanda. Recordemos que en el período 2011-2014, especialmente en 2013, fueron frecuentes las horas en las que el precio marginal fue cero debido a la abundancia de la oferta en momentos de baja demanda. El extremo opuesto se encuentran los periodos con puntas de demanda y sin viento que pueden disparar el precio horario por encima de los 100 euros/MWh, como en marzo de 2014 cuando se registró el máximo histórico de 113,92 euros/MWh, muy por encima de los 70,99 euros/MWh de máximo precio horario del pasado mes de agosto. La volatilidad de precios es inherente al mercado eléctrico y, lejos de ser nociva, es un incentivo poderoso para que los consumidores, a través de la digitalización, gestionen eficientemente el perfil horario de su demanda de electricidad. Por otro lado, los productores prestan atención a la tendencia de los precios para orientar el destino de sus inversiones. La subida de precio del gas y del CO2 debe ser uno de los determinantes para impulsar la inversión en nueva capacidad de generación renovable fundamental para avanzar en la transición energética a la que se ha comprometido nuestro país.

En este contexto la operación de las centrales nucleares puede contribuir igualmente a la producción de electricidad sin emisiones de CO2. No obstante, dicha operación requiere inversiones que no tendrán sentido económico si la producción nuclear es objeto de gravámenes o penalizaciones discrecionales. Al margen de la discusión política sobre la extensión de las nucleares, son evidentes los ahorros potenciales para los consumidores si los costes fijos de desmantelamiento y de almacenamiento de residuos se reparten entre el mayor número posible de años de producción.

La transición energética debe descansar también en un aprovechamiento óptimo del recurso hidroeléctrico., cuyo potencial es todavía significativo. Basta recordar las conclusiones del Plan de Energías Renovables 2011-2020 publicado por el IDAE en el que se afirma textualmente que “España cuenta todavía con potencial hidroeléctrico aún sin explotar” y que “existe un gran potencial de rehabilitación y modernización de centrales hidroeléctricas, que ya han superado su vida útil y siguen funcionando muy por debajo de su nivel óptimo con unos rendimientos muy bajos”. Las inversiones para aumentar la producción hidroeléctrica se realizarán muy parcialmente, o no se realizarán, si se limitan adicionalmente los ingresos que este tipo de instalaciones pueden percibir. Las grandes instalaciones hidroeléctricas ya soportan un canon del 25,5% (que era un 22% hasta junio de 2017) sobre el valor de su producción.

Tampoco es económicamente razonable criticar que sea la producción hidroeléctrica la que marque el coste marginal. El precio ofertado por las centrales hidráulicas debe reflejar el alto valor del agua, un recurso escaso que debe utilizarse precisamente cuando los precios son más altos, ya que evita la entrada de ofertas aún más caras y contaminantes. Por ello, no es extraño que tanto en el resto de los mercados europeos como en España las centrales hidroeléctricas marquen en ocasiones el precio marginal, circunstancia entendida y aceptada por todos los reguladores.

La subida del coste de la emisión de CO2 que explica parte de la subida del precio de la electricidad en Europa, ha sido un incremento buscado por la Comisión Europea con el objetivo de impulsar inversiones que contribuyan al objetivo de una económica descarbonizada.

En definitiva, ante las subidas de precios es tentador recurrir a medidas discrecionales que alteren artificialmente las señales que deben percibir consumidores y productores. Sin embargo, para que la transición energética se materialice es fundamental preservar el funcionamiento del mercado eléctrico.

Arturo Rojas y Diego Vizcaíno son socios de Afi