Las medidas urgentes adoptadas por el Gobierno el pasado martes en Consejo de Ministros van en la dirección contraria a establecer una estrategia consistente y de medio plazo para reducir la vulnerabilidad que nuestro sistema energético tiene con los combustibles fósiles como el gas, y paliar el efecto inmediato negativo que está teniendo la escalada de precios sobre 10,7 millones de hogares con una tarifa indexada a la evolución del mercado al contado. Con unas formas poco propias de una economía de mercado, el Gobierno se ha arrogado la facultad de «moderar» unos supuestos «beneficios extraordinarios» obtenidos por las compañías eléctricas en sus segmentos de generación renovable (hidro y, ahora matizando sobre la marcha, eólica, fotovoltaica y termo-solar) y no renovable (concretamente, nuclear) como medida para reducir la factura eléctrica.
En una crisis como la actual, es muy fácil hacer un discurso contrario a las empresas para evitar un análisis de fondo donde la política energética no sale bien parada. Estas medidas impulsadas por el Gobierno parten de unos presupuestos equivocados en torno al funcionamiento del mercado eléctrico, el rol que juegan las diferentes tecnologías y cómo se establece su retribución. Es un análisis enteramente macro lleno de imprecisiones y diagnósticos deficientes, los cuales no existirían si se hubiera hecho un análisis microeconómico sólido y, todavía más importante, un análisis contable y financiero de cada una de las unidades de generación, de cómo éstas entran en el mercado en cada momento, cuáles son sus costes y beneficios reales y cómo contribuyen a formar los precios tanto al contado como a plazo.
Desgraciadamente, al no querer adoptar un enfoque correcto bottom-up, el MITERD atribuye, en primer lugar, a determinadas unidades de producción unos beneficios que son inexistentes. En segundo lugar, despacha como «amortizadas» inversiones que en ningún caso lo están. En tercer lugar, efectúa cálculos de costes medios y marginales estáticos sin tener en cuenta ni los flujos anuales de inversión no amortizados ni tampoco la evolución a lo largo del tiempo de ingresos y gastos, además de las perspectivas básicas sobre las que se fundamentan los contratos de venta de energía a largo plazo (PPA). Por último, no discrimina por el orden de mérito de cada fuente de energía ni la posición geográfica, estratégica o táctica de cada central en el aseguramiento del suministro.
El resultado de un análisis tan deficiente como éste pone el foco en aquellas tecnologías con costes variables bajos y costes fijos altos (como la hidro o nuclear, pero también la eólica, fotovoltaica o termo-solar) frente a las tecnologías de generación fósil con costes variables altos y costes fijos más bajos. Sin embargo, tampoco se puede hablar de costes variables bajos en la hidro y la nuclear a causa de la elevada carga impositiva y obligaciones que han provocado en términos inter temporales una elevación sustancial de sus costes variables, no pudiendo cubrir el precio de mercado en muchas de sus instalaciones ni los costes medios de producción ni tampoco la rentabilidad razonable que sirva como incentivo para invertir.
Concretamente, las centrales hidroeléctricas (en términos promedio generan el 12% de la energía eléctrica peninsular) ya parten de un suelo de costes muy elevado con respecto a la media europea: pagan un 25,5% de canon sobre ingresos, a lo que se añade el 7% de impuesto a la generación (suspendido por el momento). Sólo esto provoca un sobrecoste del 32,5% que se traduce en términos de precio en 14/MWh. En el caso de la energía nuclear (en torno al 23% de la generación eléctrica peninsular), la tasa pagada a ENRESA y el resto de los impuestos, tasas y cánones coloca sólo por este concepto el «suelo» de costes variables en 23/MWh.
En cuanto a las inversiones y su amortización, la confusión de términos es aún mayor. En este momento hay 6.000 millones de euros no amortizados en el parque nuclear y casi 10.000 millones por amortizar en hidro en toda España. No sólo es necesario estudiar las inversiones en infraestructuras hídricas o nucleares, sino también las inversiones (muchas de ellas obligadas por la normativa) corrientes en los equipos e instalaciones y su calendario de amortización. Precisamente por tener unos costes fijos muy elevados (una parte no menor no se llega a recuperar) se establecen concesiones a plazos muy largos como, por ejemplo, de 50 años de amortización.
Si a ello se añade que la gran mayoría de la producción se vende mediante contratos de energía a largo plazo con un precio fijado e independiente de lo que marca el precio del mercado al contado (spot), fácilmente se puede colegir que no existen tales «beneficios extraordinarios» que pretenden ser extraídos por parte del Gobierno. De ejecutarse los planes aprobados, se produciría una extracción de rentas de tal calibre que empujaría a la ruina a una buena parte de estas instalaciones, además de eliminar los incentivos a invertir en tecnologías como la hidráulica a la cual el PNIEC otorga un papel relevante, proyectando la instalación de 3,5 GW adicionales en los próximos años. En España existen cientos de embalses disponibles para generar. Sin embargo, no existen incentivos a invertir en esta tecnología porque el riesgo es muy alto. Cuando pase la crisis actual, será necesario buscar un mecanismo para que las nuevas inversiones hidroeléctricas tengan unos ingresos mínimos para cubrir los costes fijos regulados y, de esta forma, dar cumplimiento con los objetivos marcados de descarbonización del mix eléctrico.
En resumen: actuar por parte de la política energética sobre algo que no existe (los «beneficios extraordinarios» provocados por la subida del gas y de los derechos de emisión de CO2) empeora la situación. En la práctica, es poner un «impuesto» a unos ingresos teóricos que son inexistentes. En este momento, es urgente comprender cómo funcionan realmente las tecnologías limpias e incentivar tanto la participación de las unidades de generación ya existentes como las que se puedan completar sus inversiones y puesta en funcionamiento en los próximos meses. Si bien la energía nuclear está entrando siempre con independencia del precio, la hidro depende de muchos factores. A partir de la cantidad de agua embalsada se decide qué cantidad de agua hay disponible para despachar en función de los caudales ecológicos, histórico de lluvias, protección de la biodiversidad, requerimientos del sistema eléctrico, suministro de agua a pueblos y regantes… No se despachan cantidades, cosa que está prohibida, sino que se dan precios. Si se oferta más cara que el ciclo combinado no se despacha agua, mientras que si se pone por debajo del ciclo combinado se vaciarían los embalses, generando una expectativa irreal que podría agotar el agua.
Por tanto, cuanta mayor sea la presencia de tecnologías que quiten cuota al ciclo combinado de gas, mayor será la mejora en los precios al contado, menor será el riesgo de marcar precios máximos intra diarios (gracias a la hidro esto ha sido posible en España frente a nuestros socios comunitarios dado que estos apenas cuentan con generación hidroeléctrica) y menores serán las tensiones en el mercado a plazo. Éste camino, y no el de la confiscación de beneficios teóricos, es el que hay que emprender para evitar una ruptura masiva de contratos con precio fijo (por causas sobrevenidas se podrían resolver miles de contratos provocando un caos en el mercado) y un encarecimiento de los ya existentes.
En suma, lejos de resolverse una situación que pone en peligro la competitividad de las empresas y la estabilidad económica de las familias, el Gobierno vuelve a agitar los fantasmas de la inseguridad jurídica y la inestabilidad del marco regulatorio, lo cual en el pasado ha costado miles de millones de euros y un problema de credibilidad en España del cual todavía seguimos arrastrando sus consecuencias.
Artículo de Javier Santacruz publicado en El Economista.
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