Rafael Salas
Francisco Alvarez [1]
Introducción
La tarifa de la luz es siempre un tema controvertido. Tiene todos los ingredientes para serlo. El diseño complejo de la tarifa poco ayuda a clarificar las nociones básicas por las que se rige. El debate gana protagonismo de formar recurrente, en especial cuando el precio de la luz alcanza cotas máximas, como ha ocurrido este año en junio, o en enero con la borrasca Filomena. La subida de junio combina tres elementos que configuran la tormenta perfecta: la reforma de la tarifa, el incremento del precio del gas y el incremento del precio de los derechos de emisión de CO2 de la UE.
Desde un punto de vista académico, el mercado eléctrico tiene tres ingredientes fascinantes para los microeconomistas. En primer lugar, se considera un monopolio natural, con costes medios decrecientes, lo que en el equilibrio competitivo no garantiza que la empresa recupere el elevado coste fijo en el que inicialmente incurre, justificando con ello una regulación del mercado. En segundo lugar, hay una asimetría de información: el regulador dispone de menor información sobre los costes de producción, lo que complica la implementación de una regulación eficiente y da lugar al uso de mecanismos reveladores, típicamente subastas, para asignar producción de electricidad. Finalmente, algunas plantas de producción de electricidad emiten CO2, lo que supone una externalidad negativa en la sociedad que, de nuevo, justifica más regulación, en este caso la implementación de un mercado de derechos de emisión. Dentro de este puzzle, esta nota intenta enfatizar cómo este último mercado, en particular la mencionada subida actual del precio de los derechos, afecta al beneficio de las empresas eléctricas.
Antes de analizar ese efecto, y con el fin de centrar la discusión, merece la pena una breve reseña sobre la reforma desde el 1 de junio pasado de la tarifa eléctrica. Esencialmente, dicha reforma no parece el factor causante de la actual subida de la electricidad.[2] La tarifa de la luz que pagamos los hogares se compone de dos grandes apartados. En primer lugar, está el coste de la energía, que se fija en una subasta, denominada mercado spot o mayorista. En segundo lugar, están los llamados costes regulados, que se suman al precio mayorista, y que incluyen diferentes partidas: las anualidades del déficit de tarifa, iniciado en el gobierno de Aznar; las primas de las renovables, del gobierno de Zapatero; los sobrecostes por producción no peninsular, peajes de transporte y distribución; costes de las comercializadoras, alquileres de contadores e impuestos, esencialmente el de la electricidad e IVA. Pues bien, la reforma solo afecta a la parte de los costes regulados. En concreto el efecto neto es el resultado de la gran subida del término del periodo punta, de la bajada del término correspondiente al periodo valle y una gran bajada de otro término que normalmente no se tiene en cuenta, el término fijo o término de potencia, que es una cuota fija que depende de la potencia contratada, que ha aumentado mucho últimamente, luego su descenso puede tener mucha importancia. Por otra parte, todos los sábados y domingos se establecen con periodo valle, que supone un descenso considerable. Finalmente está la bajada transitoria del IVA del 21% al 10%. Pero, como se ha indicado, lo esencial es notar que, en su conjunto, esta reforma no es la causante de la actual subida.
La subida actual del precio pagado por los hogares tiene su origen en el mencionado mercado spot, o mayorista, que, como en casi todos los países europeos, en España se implementa mediante una subasta. Este precio mayorista está subiendo desde hace unos meses en todos los países europeos, como se ilustra en la figura 1.
Figura 1: Precios de la electricidad mercado mayorista (spot). Datos mensuales.
Las causas de la subida del precio spot son la subida del precio de los derechos de emisión, que se fijan en el ámbito de la UE, también mediante subastas, y que guarda relación con la reducción de los cupos de emisiones por parte de la UE. También es relevante la subida del precio del gas, que es uno de los inputs necesarios para producir electricidad en España, y que está alcanzando cotas máximas recientemente. La figura 2 muestra la evolución temporal de los inputs que determinan el precio spot.
Figura 2: Datos mensuales. El precio de la electricidad es la serie mostrada para España.
D es el precio de los derechos de CO2. Fuente: https://www.esios.ree.es/es/
Analicemos con más detalle el vínculo entre el precio de los derechos y el precio spot en el mercado eléctrico. Para el caso de España, podemos hacer la simplificación de que hay dos tecnologías para producir electricidad: una libre de emisiones, basada en fuentes renovables, principalmente eólica y solar fotovoltaica, que es cada vez más preponderante, y otra tecnología basada en energías fósiles, que en España es principalmente gas. Lo esencial es que la subasta en el mercado spot tiene formato uniforme, es decir, toda la electricidad producida se paga al mismo precio, y dicho precio está generalmente determinado por el coste marginal de producción mediante gas. En otras palabras, a un precio que cubre el coste marginal del gas se remunera toda la electricidad, también la producida con energías renovables, cuyo coste marginal es prácticamente cero.[3]
Esta nota pretender ilustrar la existencia, por así decirlo, de un beneficio caído del cielo, o widfall profit: no solo el precio definido por el coste marginal del gas se extiende a tecnologías renovables, cuyo coste marginal, como hemos indicado, es cero. También se extiende el precio de los derechos de emisión, a pesar de que solamente lo paga la tecnología que utiliza gas. Como se ha mencionado, la producción de electricidad mediante gas emite CO2, lo que constituye una externalidad negativa sobre el conjunto de la sociedad y justifica la existencia de un mercado de derechos de emisión. La cuestión es qué repercusiones tiene el precio de esos derechos en el mercado eléctrico. Un alto directivo de una compañía eléctrica declaró que el único beneficiado por la existencia del mercado de derechos de misiones era el Estado. Esta nota cuestiona que el Estado sea el único.
Análisis
Esta sección profundiza en la conexión entre el precio de la electricidad y el precio de los derechos de emisión. Para ello, la figura 3 muestra la evolución temporal, en datos anuales (izquierda) y mensuales (derecha) de otras dos variables relevantes en esa conexión: la intensidad media de CO2 y el porcentaje de generación eléctrica libre de CO2, que denotamos por I y k , respectivamente. Esencialmente, indica cuánto CO2 se emite por cada MWh producido, k es el porcentaje de electricidad generado con energías libres de CO2. Los gráficos muestran una correlación negativa entre ambas variables y una descarbonización que aumenta a lo largo del tiempo, básicamente debido a un aumento de la producción mediante eólica, sujeta a estacionalidad.
Figura 3: la intensidad media de CO2 (I) y el porcentaje de generación eléctrica libre de CO2 (k)
El coeficiente de correlación de Spearman se muestra al pie de cada figura.
El mensaje fundamental de la figura 3 es que esta mayor producción renovable, con coste marginal cero, no está teniendo repercusiones en el precio spot, a excepción de casos extremos, como en febrero de 2021, cuando la gran producción mediante eólica bajó dicho precio. La razón, ya mencionada, es la traslación de la subida de costes, y en concreto el coste asociado a los derechos del CO2, sobre el precio de la electricidad.
El precio de los derechos de emisión, que denotamos por D, se mide, lógicamente, en euros por tonelada de CO2 equivalente, es decir, €/tCO2eq. Para las empresas productoras de electricidad, la translación a costes de dicho precio es mucho menor, y está dada por D • I, medido en €/MWh. Dado el decrecimiento de la intensidad de carbono, su evolución es mucho más moderada, como se observa en la figura 2.
Veamos ahora dos modelos simplificados que enfatizan los ingresos que reciben y los costes que soportan las empresas eléctricas debidos exclusivamente a los derechos de CO2. Ambos modelos suponen una demanda de electricidad inelástica, Ê, y dos plantas de producción, eólica y gas, respectivamente. La planta eólica tiene coste marginal cero y tiene capacidad para producir hasta una fracción k de la electricidad total demandada. La planta de gas tiene coste marginal creciente, denotado por CMg, al cual se le añade el coste de los derechos. En el primer modelo, representado en panel de la izquierda de la figura 4, el coste marginal de los derechos es D • I para todas las unidades producidas, es decir, el aumento de emisiones debido a un aumento de producción eléctrica es independiente del nivel de producción de partida. En el segundo modelo, en el panel de la derecha, el coste marginal de los derechos es creciente, es decir, el aumento de emisiones es mayor cuanto mayor sea el nivel de producción de partida.[4]
Figura 4: En ambos paneles, (p*;E*) y (pD;ED) denotan los equilibrio sin y con precio de derechos, respectivamente. El área en rosa y en azul son los costes de los derechos. El área en amarillo y en azul son los ingresos debido a los derechos.
El interés esencial de los modelos representados en la figura [figura 4] es que permiten cuantificar, y por tanto comparar, los diferentes ingresos y costes debidos exclusivamente a la existencia de un precio de derechos de emisión. En particular, puede probarse que en ambos modelos el beneficio, ingresos menos costes, derivados del precio de los derechos es proporcional al coste total de los mismos. Denotando por B al beneficio y por C a dicho coste, y usando un subíndice para identificar cada modelo, tenemos:
Las anteriores expresiones muestran que el ratio de los beneficios sobre los costes de los derechos es creciente con k, el porcentaje de generación eléctrica libre de CO2, algo containtuitivo: a medida que usamos más las renovables, más beneficios reciben las compañías debido al pago de los derechos de emisión. Para dar una idea del orden de magnitud, mostramos su evolución temporal en la figura 5, interpretándolos como la cota inferior y superior del ratio beneficio sobre coste. Dicho ratio es, en general, muy elevado, y se disparó en febrero de 2021, justo cuando entraron las renovables en mayor escala.
Figura 5: Cota inferior: k / 1-k, cota superior: 1+k / 1-k
Quizás sea el precio que hay que pagar por incentivar la transformación a las renovables, nada es gratis, pero evidentemente el Estado no es el único que se beneficia con los derechos de emisión del CO2. También se podría plantear descontarlo del tan apelado déficit de tarifa, que solo afecta al débito de los contribuyentes de la parte regulada pero no al relativo a la parte del “mercado libre” de la tarifa. Al fin y al cabo, se trata de un mercado regulado.
[1] Ambos autores: Departmento de Análisis Económico & ICAE. Campus de Somosaguas, Universidad Complutense de Madrid. E-mail: r.salas@ucm.es (Salas), fralvare@ccee.ucm.es (Alvarez).
[2] La misma conclusión a la que llegan la OCU, la prof. Natalia Fabra, de la UC3M, y la CNMC.
[3] La única excepción sería cuando toda la producción eléctrica se genera con renovables, lo que en España es muy infrecuente.
[4] Hemos analizado algunas variaciones de los modelos aquí presentados, por ejemplo relajando el supuesto de demanda inelástica, para comprobar que no suponen un cambio esencial de los resultados. No obstante, algunas consideraciones, en especial relativas a comportamientos estratégicos en la subasta, no están, hasta donde conocemos, cubiertas en la literatura especializada, y su análisis queda fuera del objetivo de esta nota.