La tormenta Filomena de principios de año provocó un incremento del precio del kWh durante un tiempo, que se tradujo en una subida del recibo de la luz de un 20 % para los consumidores que tenían contratado el precio variable. Este incremento se queda en anecdótico al lado del provocado por la espectacular tormenta de nieve en Texas de hace unas semanas, donde el recibo se multiplicó por 100 (aquí). Es cierto que los consumidores que firman los contratos con precio variable saben que pueden pasar estas cosas, pero por sí sola, esa apreciación no nos dice nada acerca de lo eficiente del contrato ni del resto del diseño del mercado eléctrico. Para analizar si las decisiones son eficientes necesitamos saber si, cuando pasan estos sucesos, los consumidores y productores tienen la información adecuada y pueden reaccionar frente a ella. Otra pregunta de interés es si el incremento en el precio debido al shock genera incentivos a las empresas para aumentar la producción, la capacidad y la inversión en mejores tecnologías. La respuesta a estas preguntas es decepcionante.
Para intentar entender qué está pasando, repasemos algunos conceptos básicos de economía. Recordemos que la eficiencia económica significa que no se dilapidan recursos y que los mercados perfectamente competitivos son eficientes para la provisión de bienes privados siempre y cuando estén internalizados todos los costes y beneficios. Esto ocurre porque las señales con las que funciona el mercado, los precios, son indicativos de su escasez que, por tanto, será tenida en cuenta por consumidores y productores en su toma de decisiones.
La electricidad es un bien privado (un kWh consumido por mí no es consumido por nadie más) cuya producción genera importantes externalidades negativas en forma de gases de efecto invernadero y contaminantes, dependiendo de la tecnología de producción. El diseño de un mercado eléctrico lo más cercano a uno perfectamente competitivo debe contener dos elementos clave. El primero, resolver el problema de la externalidad negativa. Esto se puede hacer con impuestos por contaminación y emisión de gases de efecto invernadero o con el reparto de derechos de emisión para cada gas de efecto invernadero, principalmente CO2, y para cada agente contaminante. El otro, simular un mercado con un producto que debe casar oferta y demanda al instante y que debe estar todo él disponible en una red. Centrémonos en esto último.
Recordemos que en un mercado competitivo los agentes observan los precios y entonces deciden las cantidades que demandar o producir. Si son demasiado altos, los consumidores intentarán comprar menos y buscarán sustitutos. Por su parte, los productores verán negocio e invertirán en el sector y buscarán nuevas tecnologías que bajen los precios para atraerse a los consumidores. En la simulación de un mercado competitivo, el sector eléctrico conforma unas curvas de oferta y demanda con los compromisos de venta y de compra de productores y comercializadoras. Estos compromisos son de la forma “ofrezco/demando tantos kWh a tal precio”. El operador de mercado ordena las ofertas de menor a mayor precio y las demandas de mayor a menor. Allá donde se junten se determina el precio al que se intercambian todos los compromisos de compra a ese precio o superior y todos los compromisos de venta a ese precio o inferior. Esta doble subasta se comportaría efectivamente como un mercado competitivo si no fuera por algunas idiosincrasias del sector eléctrico que deben tenerse en cuenta. (Figura 1).
1. Las centrales hidroeléctricas y nucleares se diseñaron con un régimen de financiación particular y, además, no hay posibilidad ahora de extender estas tecnologías por razones geográficas en el primer caso y políticas en el segundo. Como sus costes variables son relativamente baratos, siempre se ofrecen a precio cero para asegurarse de que entren en la subasta (y ser remunerados al precio de mercado). Por tanto, su presencia en el mercado no aporta nada a los incentivos de consumidores o productores. No hay manera de fomentar o desincentivar ninguna de estas dos tecnologías. Si se derogara la moratoria nuclear, sí tendría sentido que las nuevas centrales entraran en el sistema. Lo que sí se consigue con mantenerlas en el mercado es permitir que las empresas propietarias tengan una remuneración extra por este tipo de plantas.
2. El sistema no permite tomar decisiones adecuadas ante shocks a corto plazo. Por ejemplo, ante un parón inesperado en algunas plantas o ante un aumento súbito de la demanda por cambios en el tiempo atmosférico, los consumidores no sabrán cuál es su mejor decisión. Los consumidores que pagan una tarifa fija por kWh no reaccionarán. Los que se han abonado a una tarifa variable pueden anticipar un precio más alto, pero sin ninguna precisión y con una incertidumbre mayor cuanto más inesperado es el shock. Los incrementos del precio tanto en España con Filomena, como en Texas con su tormenta de nieve fueron conocidos después del hecho, no durante él.
La razón de los altos precios hay que analizarla en el mercado de doble subasta. Si el incremento de la demanda no puede ser satisfecho por un incremento en la oferta que llega a su límite de capacidad, las empresas ofrecerán la producción de sus últimas plantas, no al precio marginal de la última unidad producida, sino a otro muy por encima, sabiendo que sus ofertas serán aceptadas en el sistema. (Figuras 2 y 3). Que el precio esté por encima del coste marginal en el corto plazo no es necesariamente malo si con ello se incentiva la entrada de empresas y tecnologías y la salida de consumidores, pero no es ese el caso. El resultado es que las empresas se apropian de gran parte del excedente en el mercado sin ninguna consecuencia en relación con la eficiencia. Recordemos que los consumidores no saben el precio y que, por tanto, el kWh no irá a aquellos que lo valoren más. Si hay un racionamiento, será en forma de apagones, como sucedió en algunos lugares de España y en muchos de Texas, que tampoco hacen nada por la eficiencia.
Que el mercado eléctrico mantenga esas ineficiencias y esos repartos desequilibrados del excedente a favor de las empresas no implica alguna acción a no ser que haya una alternativa mejor. ¿La hay? Probemos algunas:
-Puesto que los precios desorbitados por shocks imprevistos no funcionan como señal para la producción y consumo óptimos, pueden perfectamente limitarse. En el futuro no lejano tal vez sea posible que el consumidor sí pueda observar los precios y reaccionar ante su subida. Entonces el mercado y la política podrán ser otras.
-Los apagones en caso de que la oferta no pueda abastecer la demanda son una fuente de externalidad negativa en el sistema. El apagón afecta a un colectivo por la decisión de la última conexión/desconexión del sistema que, obviamente, no ha interiorizado ese coste social. Las externalidades públicas tienen muy mala solución sin un mecanismo público que permita esta interiorización del coste, en la forma de tasa para financiar un cierto exceso de capacidad, por ejemplo.
-Sacar del sistema de casación (la doble subasta que simula el mercado competitivo) las tecnologías que no tienen posibilidad de expandirse y las plantas sujetas a un régimen de amortización específico. Obsérvese que mi propuesta difiere de otras que piden que solo las plantas con la misma tecnología compitan entre sí. No estoy de acuerdo en esa alternativa porque una decisión que necesita de las señales del precio del mercado es justamente la de qué tecnología expandir y cuál abandonar.
-Hay más mejoras posibles, como la simplificación y homogenización de las subvenciones y penalizaciones a las distintas tecnologías o el sacar del recibo de la luz conceptos que son ajenos a la lógica de que los precios reflejen el coste de producción. De estas últimas y otras han hablado en otras ocasiones nuestros colaboradores Juan Delgado, Natalia Fabra y Gerard Llobet (aquí, aquí, aquí y aquí, por ejemplo) y a ellos me remito. En esta entrada he querido centrarme en los puntos anteriores.