La idea sería determinar con precisión cuánto cuesta generar un megavatio hora en una central nuclear, cuánto cuesta generarlo en una central hidroeléctrica, añadirle a ese "cuánto" las tasas e impuestos que pagan ahora mismo esos generadores, y, una vez determinada esa cantidad, sumarle al todo una "rentabilidad razonable". El planteamiento no es nuevo. En España ya sucede con buena parte de la generación renovable. El objetivo que se plantean los ingenieros es evitar que la hidráulica y la nuclear obtengan los beneficios extraordinarios que ahora mismo estarían obteniendo. El Colegio de Ingenieros lo plantea así en su documento: el actual mecanismo marginalista de formación de precios -explican los ingenieros- se caracteriza por que la demanda es muy rígida, la oferta está controlada por unos pocos grupos empresariales (el 77% de los consumidores domésticos del mercado libre, por ejemplo, está en manos de solo cuatro empresas), la entrada al mercado de ofertantes no es libre (son muy pocas las empresas que pueden -o podrían construir centrales nucleares- y muy escasos también los aprovechamientos hidráulicos disponibles, pues los mejores emplazamientos ya están ocupados) y las tecnologías implicadas tienen características muy dispares (antes había mayor homogeneidad: podías quemar carbón, petróleo o gas para generar electricidad; ahora, con la entrada de las energías renovables, la diversidad es mucho mayor).
El mercado además no es completo -añaden los ingenieros-, ya que parte de la oferta y demanda no entra en él, al estar cubierta por contratos bilaterales (el generador acuerda directamente con el consumidor final -generalmente una gran industria- un precio para su electricidad y así no lleva esa electricidad al mercado mayorista).
Ese es el escenario.
¿Por qué Bruselas propuso el mercado marginalista?
La teoría: una central de producción de electricidad que sea ineficiente ofertará a unos precios superiores a la media y nunca entrará en el mercado, porque otras habrán ofertado sus kilovatios hora a un precio menor (porque son más eficientes). Esto obligará a la menos eficiente a mejorar sus procesos. Y al revés: los productores que vendan su electricidad más barata en el mercado mayorista sí prosperarán (porque los mayoristas les comprarán a ellos sus kilovatios hora más baratos) y tendrán más beneficios que sus competidores, que no pudieron entrar porque ofertaban más caro y en la subasta los mayoristas a igual calidad compran lógicamente al menor precio. Es decir, que el mercado produce las señales que obligarán a los productores a adaptarse o perecer; a ser cada vez más eficientes o desaparecer. Y, además, el mayorista adquirirá la electricidad al precio más barato, con lo que, cuando la venda al detalle, también podrá hacerlo a un precio más bajo.
Esa es la teoría.
Y cuando todas las centrales producen kilovatios con gas (y el gas es adquirido en mercados internacionales a unos precios similares para todos), pues esa teoría puede valer. Y la central de gas más eficiente, la que es capaz de generar más kilovatios hora quemando una menor cantidad de gas (es más eficiente y por eso oferta a un precio menor sus kilovatios hora en el mercado mayorista) pues será la central que se lleve el pato al agua. Y si un competidor (otra central de gas) quiere arrebatarle mercado, pues tendrá que ser más eficiente (mejorar sus máquinas y procesos) y producir a un precio menor aún. Ello le permitirá ganar cuota de mercado y, además, el consumidor saldrá beneficiado. Eso es la teoría.
Esa manera de establecer el precio fue ideada cuando la mayoría de la potencia (la mayoría de las centrales) tenían como principal coste el coste variable: el combustible, cuyo precio varía. En 1997, cuando el Gobierno introdujo el mercado marginalista, había más de 11.000 megavatios de potencia en carbón, fuelóil y gas (combustibles cuyo precio varía), 7.500 de nuclear y 16.000 de hidráulica. Además, venían de camino 26.000 de gas (ciclo combinado), con lo que el horizonte era fuentes de electricidad con combustibles fósiles diversos (de precio variable). Y la idea era "montamos un mercado marginalista y así fomentamos la competencia entre actores -razonablemente homogéneos- y abaratamos el precio".
Además, el Gobierno estableció unas ayudas para la nuclear y la hidráulica (más de 8.000 millones de euros) denominadas Costes de Transición a la Competencia. En estos dos casos, no había coste variable reseñable, pues el agua es gratis y el uranio no está sometido a la enorme fluctuación de precios a la que sí están sometidos los combustibles fósiles.
¿Y qué pasa ahora?
Pues que nuclear e hidráulica ya han cobrado esas ayudas (para abordar su transición) y ya están amortizadas, según la mayoría de los autores. ¿Y qué más pasa? Pues que hay más de 50.000 megavatios de potencia renovable (termosolar, eólica, fotovoltaica), potencia que no había en 1997, y que no utiliza combustible alguno porque genera con el viento o el Sol.
¿Quiénes ganan?
Nuclear e hidráulica. Porque, estando ya amortizadas (gracias entre otras cosas a las ayudas que recibieron) y teniendo como tienen costes variables muy bajos (agua gratis y uranio mucho más barato que el gas), van a cobrar como el que más (gracias al mercado marginalista, en el que todos cobran el precio que marca el kilovatio hora más caro).
Y aquí los dos palos del sombrajo del mercado marginalista se caen. Ni hidráulica ni nuclear se van a ver incentivadas por la competencia a mejorar sus procesos para ser más eficientes (porque no tienen competencia, porque ya no se van a montar nuevas nucleares ni nuevas grandes presas). Ni el consumidor final va a recibir un precio más bajo, sino todo lo contrario.
El Gobierno lo sabe y por eso ha montado subastas de renovables para inyectarle más potencia al sistema pero sin que esa nueva potencia participe en el mercado (las nuevas subastas han arrojado un precio para el productor -entre 19 y 28 euros-, pero no participan de ese marginalismo que quizá tuvo sentido un día pero que hoy no hace sino inflar innecesariamente el precio).
Jaime Segarra, portavoz y presidente de la Comisión de Energía del COIIM: “uno de los principales objetivos del mercado marginalista es que los precios sirvan para orientar las inversiones en nuevas plantas de generación y almacenamiento hacia las tecnologías previsiblemente más rentables. Sin embargo, ello sólo tiene sentido cuando afecta a tecnologías actualmente comercializables y potencialmente competitivas, como las plantas fotovoltaicas, las eólicas, las de almacenamiento -de bombeo-, los ciclos combinados de gas natural o biometano o, en un futuro, H2. En cambio, las señales de precios que puedan estar recibiendo la tecnología hidroeléctrica o la nuclear por parte del mercado marginalista no van a servir para generar inversiones, por lo que su inclusión en el sistema implica un riesgo elevado de distorsión en la formación de precios”
COIIM
«Se trata de que la electricidad que producen fuera abonada a sus costes de producción, tasas e impuestos, más una rentabilidad razonable, y su gestión operativa fuera optimizada para minimizar los costes totales de operación del sistema eléctrico. Con ello se evitarían los excesivos beneficios de parte de la generación eléctrica»
La coyuntura, a día de hoy
El gran repunte de los precios en 2021 (con una media anual que ha superado todos los máximos históricos y puntas de hasta más de trescientos euros el megavatio hora -300 €/MWh- en diciembre de 2021), ha conducido a que determinadas centrales de generación estén obteniendo beneficios "extraordinarios". Son centrales que tienen costes de generación muy por debajo de esos 300 €/MWh, centrales como [1] las nucleares (el propio sector daba hace apenas unos meses por buena una retribución fija de 60 €); [2] las hidroeléctricas (que, según la Comisión Nacional de Energía, generarían incluso a menos de 20 €/MWh en algunos casos); y [3] algunas plantas renovables que participan en el mercado. Todas ellas estarían obteniendo "elevados beneficios económicos extraordinarios para la parte de su producción no vendida a precios fijos a plazo".
Según el estudio Precios y Costes de la Generación de la Electricidad (Comisión Nacional de Energía, 2008), producir un megavatio hora eléctrico en una central nuclear amortizada costaba en ese año, en el año 2008, año de la publicación de ese informe, dieciocho euros (18 €). Hoy, las centrales nucleares españolas están 13 años más amortizadas que en 2008, cuando fueron publicadas aquellas cifras, por lo que generar un megavatio hora nuclear es presumiblemente más barato aún.
Además, hoy, el uranio, la materia prima con la que las centrales nucleares producen electricidad, cuesta poco más de la mitad de lo que costaba en 2008, porque Fukushima cerró muchas centrales en Japón y en Alemania (dos enormes potencias nucleares), y porque en otras latitudes la solución atómica ha dejado de ser atractiva a los ojos de la opinión pública, todo lo cual ha deprimido muy considerablemente el precio del uranio.
Según el Colegio de Ingenieros, en 2020 y 2021, la pandemia del Covid19 y la situación geopolítica, "con sus grandes efectos en los precios de los combustibles", han puesto de manifiesto "la incapacidad del mecanismo marginalista para formar unos precios medios de la electricidad medianamente acordes con los costes medios reales de generación".
El Colegio y la Asociación consideran que estas "claras disfunciones del mercado marginalista, tanto en cuanto a precios medios anuales pagados a cada tecnología, como en cuanto a los consiguientes riesgos que suponen para el mantenimiento de una adecuada estructura de generación durante la transición energética", podrían corregirse en gran medida si además de las centrales Recore (Renovables, Cogeneración y Residuos, con precios regulados e indexados en su caso al precio del gas natural), tampoco formaran parte del mercado marginalista ni las hidroeléctricas (sí permanecerían las de bombeo), ni las centrales nucleares, "de tal forma que su electricidad fuera abonada a sus costes de producción, tasas e impuestos, más una rentabilidad razonable y [de tal forma que] su gestión operativa fuera optimizada básicamente para minimizar los costes totales de operación del sistema eléctrico".
En las dos tecnologías mencionadas -sostienen los ingenieros-, se debería tener en cuenta que, "con esta actuación, simplemente se estaría retomando el marco legal vigente cuando se aprobaron los proyectos de inversión de esas centrales".
Ante esta situación, los expertos de la Comisión de Energía del Colegio y la Asociación de Ingenieros Industriales de Madrid proponen una serie de medidas adicionales a las tomadas por el Gobierno para aminorar la escalada de precios.
Medidas a corto plazo
• Dedicar el incremento de recaudación por derechos de emisión de CO2 e impuestos sobre la electricidad a la reducción de las tarifas, en particular de los consumidores más vulnerables. Esta medida, de efecto inmediato, paliaría el problema sin afectar a la recaudación presupuestada en los Presupuestos Generales del Estado. El citado incremento de impuestos se estima para 2021 en más de 3.000 millones de euros.
• Desarrollar la normativa para permitir a grandes consumidores industriales el acceso a los mercados del resto de la Unión Europea para sus contratos a plazo, lo que introduciría más competencia.
• Reforzar el mercado secundario para que sirva de referencia al minorista y amortigüe la volatilidad en la traslación de precios al mercado minorista.
• Diferir en algunos meses la traslación al mercado minorista PVPC e industrial de las variaciones de precio del mayorista sin engrosar el déficit de tarifa existente.
• Revisar la tarifa de tres tramos para adaptarla al mercado PVPC y aminorar su volatilidad.
• Establecer un sistema de créditos blandos o ayudas a fondo perdido que incentiven la instalación de autoconsumo doméstico, en residencias de vecinos, comunidades energéticas y polígonos industriales. Esto tendría la gran ventaja de hacer coincidir las horas de máxima generación fotovoltaica con las de precios máximos de la electricidad, con el consiguiente ahorro.
A medio y largo plazo
• Potenciar la introducción de nueva potencia renovable y almacenamiento tanto en grandes instalaciones como en generación distribuida.
• Desarrollar normativa encaminada a generalizar para 2030 el acceso de los consumidores industriales a los mercados del resto de la UE para sus contratos a plazo, lo cual introduciría más competencia.
• Reforzar el compromiso y las actuaciones para que en 2025 se haya completado la interconexión eléctrica submarina por el Golfo de Vizcaya, lo cual elevaría la interconexión con Francia a un 5% y también las de los Pirineos de modo que en 2030 se alcance el 10%.
• Elaborar un calendario vinculante para extraer de la tarifa eléctrica antes de 2030 los cargos que cubren conceptos ajenos a la tarifa.
• Dinamizar la firma de contratos PPA de los consumidores electrointensivos amparados en el Estatuto de los consumidores electrointensivos y reducir trabas burocráticas en el desarrollo de los nuevos proyectos renovables.
• Reforma del mercado mayorista marginalista español para que responda de modo eficiente a sus características. Dicha reforma debería ser en todo caso conforme con las reglas de funcionamiento del Mercado Eléctrico Único de la Unión Europea.
Esta propuesta para la reforma del mercado eléctrico mayorista español ha sido enviada al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, a Red Eléctrica de España y a las empresas del sector. Según fuentes del Colegio, "varios han acusado recibo, pero nada más".
En España, los 7.117 megavatios de potencia nuclear que hay repartidos en siete reactores pertenecen a solo tres empresas: Endesa, Iberdrola y Naturgy. Esas mismas empresas son propietarias de más del 96% de la potencia hidroeléctrica instalada en el país. Según Red Eléctrica de España, que es el operador del sistema eléctrico nacional, actualmente hay en el país 17.098 megavatios de potencia hidráulica. Iberdrola controla 9.715. Endesa, 4.793. Naturgy, 1.951. Entre las tres, 16.459 megavatios hidro, el 96,2% del total.
Informe Propuestas para la reforma del mercado mayorista español
