Seguir y entender la naturaleza y alcance de las diferentes medidas para abaratar el recibo de la luz no es nada fácil. En esta entrada intentaré que se entiendan y, con ello, que quien esto lea pueda juzgar su mérito y el de posibles alternativas. Debo agradecer varias conversaciones con Natalia Fabra, que me han ayudado a entender varios aspectos. Cualquier error en lo que sigue es de mi única y entera responsabilidad.
Primer paquete: RD 17/2021
Ante la subida del precio del gas, el Gobierno de España decidió en septiembre de 2021 tomar medidas para limitar su efecto en el recibo de la luz (Real Decreto 17/2021). Las medidas principales son estas (atención, el lector interesado tal vez quiera repasar aquí y aquí el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y aquí la manera en que puede manipularse en un contexto oligopolístico).
1. La subasta diaria se realiza como siempre y el precio resultante es el que cobran las empresas productoras y el que pagan las empresas comercializadoras.
2. Además del precio de la subasta, se calculará un precio máximo, que corresponde al precio que tendría la generación eléctrica por gas si el precio del gas fuera de 30 €/MWh. El cálculo de este precio se realiza teniendo en cuenta la eficiencia media de las centrales de ciclo combinado (55 %) y el precio de las emisiones de CO2. Este precio ha estado en el rango de los 80-90 €/MWh.
3. A las tecnologías que no usan carbón ni gas se les descuenta, de la remuneración tras la subasta, una tasa por MWh generado correspondiente a la diferencia entre el precio de la subasta y el precio máximo si esta es positiva. Hay una excepción a esto: cuando la energía hidroeléctrica esté supliendo al gas, será remunerada al precio de la subasta (véase explicación aquí en la tercera aclaración). Este mecanismo limita el exceso de los llamados “beneficios caídos del cielo”.
4.La tasa se usa para descontar al consumidor una de las partes del recibo de la luz que no corresponde al coste de los kWh consumidos (los llamados cargos).
Comentarios
1. El sistema anterior garantiza que no se derrocha electricidad. Las comercializadoras pagan, y trasladan al consumidor, el precio que corresponde al coste marginal, por lo que no se compra ningún MWh para el que el beneficio no supere el coste.
2. Mantiene los incentivos a reducir costes. Cuando se aplique el precio máximo, toda tecnología que no sea carbón o gas está remunerada a un precio por encima de sus costes (y por encima de los precios que observaba antes de las subidas). Por tanto, estas tecnologías no han perdido incentivos para su expansión o reducción de costes. El único problema en este sentido sería el de una nueva tecnología más barata que el gas, pero más cara que las demás, que no tendría incentivos a desarrollarse. Esta tecnología podría tener cabida si presenta ventajas de adaptación al consumo que no tienen las renovables.
3. La tasa por MWh se calcula sobre los precios medios y se aplica todas las cantidades producidas. El hecho de que a cada unidad generada se le aplique la misma tasa tiene como consecuencia que las centrales que no usan hidrocarburos tengan incentivos a no ofertar su producción cuando las renovables marcan el precio, ya que este precio sería menor que la tasa que deben pagar. Como alternativa, puede haber un comportamiento estratégico en el que las ofertas se hacen a precios por encima del coste (aquí). En cualquiera de los casos, las decisiones desvirtúan el mercado y lo alejan de la eficiencia.
4. Estas medidas están perfectamente aceptadas por Bruselas.
Segundo: RD 23/2021
Tras la aprobación de las medidas del punto anterior, las empresas productoras se quejaron: habían comprometido ya mucha producción en contratos bilaterales (fuera del sistema de casación). Ante esta situación, en octubre del mismo año el Gobierno aprueba el Real Decreto 23/2021, que viene a decir lo siguiente:
1. Todos los contratos bilaterales (los ya comprometidos y los que se firmen a partir de ese momento) estarán exentos del pago de la tasa por excesos de beneficios.
Comentarios
1. La medida para los contratos que se firmen a partir de ahora no tiene ningún sentido.
2. Para los contratos pasados, debería restringirse a los casos en que el precio estuviera por encima del máximo.
3. En la práctica, incentiva el uso de los mercados bilaterales para no pagar la tasa por beneficios excesivos. Se desvirtúa gran parte de lo conseguido con el decreto anterior.
Enmienda: RD 6/2022
Para intentar el problema anterior sobre los contratos bilaterales, este RD sobre medidas urgentes como respuesta a la invasión de Ucrania recoge una enmienda al RD 17/2021 (disposición final 34) para que los nuevos contratos bilaterales sí paguen también una tasa. Esta se calcula como el 90 % de la diferencia entre el precio del contrato y un precio máximo imputado de 67 €/MWh.
Comentarios
1. El problema con esta tasa que se aplica a los contratos bilaterales es que el precio se fija entre productor y comercializadora fuera del sistema. Dado que cualquier precio por encima de 67 va pagarse como tasa, todo el incentivo es a mantener esa referencia como el precio del contrato cuando sin la tasa ese sería mayor (el que corresponde al esperado cuando el gas fija el precio en el mercado eléctrico). Lo que se obtenga por realizar más contrato superará la poca ganancia extra de poner un precio más alto (recordemos que la tasa es el 90 %).
2. En estas circunstancias, las renovables y las comercializadoras tienen todo el incentivo del mundo a salirse del mercado y realizar contratos bilaterales. Tendrán así una doble ventaja: no pagarán la tasa y sus clientes se beneficiarán del descuento en la factura de la luz sufragado por las que queden en el mercado. Es una buena manera de viciar completamente el sistema de casación.
Tercero: borrador del próximo RD enviado a Bruselas
Ante la persistencia del alto precio del gas y las perspectivas futuras (invasión de Ucrania, limitaciones a las compras de gas ruso,…), el gobierno está considerando cambiar el mecanismo anterior por otro, según las siguientes medidas. El precio máximo se calculará como antes, pero ahora se usará para subvencionar la producción con costes por encima de este precio (gas y carbón) en lugar de tasar la producción de las tecnologías con costes muy inferiores (las demás).
1. Se realiza la subasta como hasta ahora. A ese precio se vende la electricidad que se demande para su exportación.
2. A continuación se hace otra subasta, de nuevo para cubrir toda la demanda. Para esta nueva subasta, la energía producida sin gas ni carbón mantiene las mismas ofertas que en la anterior. Las centrales de gas o carbón harán nuevas ofertas, pero esta vez teniendo en cuenta que serán subvencionadas por la diferencia del precio de la subasta y el precio máximo (según las noticias del 26 de abril, el precio máximo se calculará sobre los 50 €/MWh del gas en lugar de los 30 €/MWh). La subvención se hace en forma de balance, puesto que se tendrán en cuenta tanto las diferencias positivas como las negativas. El mercado ibérico se suple al nuevo precio de casación.
Comentarios
1. El nuevo sistema no es marginalista. Las últimas unidades producidas están subvencionadas. El comprador las usará mientras su beneficio supere un precio que es menor que su coste, por lo que se invitará al derroche. El incentivo a ahorrar que supone pagar un precio que refleje el coste desaparece.
2. Se argumenta que en el corto plazo la demanda no responde al precio, por lo que el desincentivo al ahorro será poco importante. Hay dos argumentos en contra: (i) eso es cierto en el muy corto plazo, pero la medida estará en vigor hasta, por lo menos final de año y en ocho meses hay margen para mucho ahorro y mucha substitución por tecnologías con menos gasto eléctrico, (ii) esta es la razón fundamental de los problemas para ser aceptada por Bruselas.
3. La segunda subasta es ficticia. El borrador del decreto dice claramente que las ofertas por la energía de gas y carbón en la segunda subasta deben ser inferiores a las de la primera oferta por el monto de la subvención (art 11. 3). Es decir, las empresas solo eligen el precio al que pujan en la primera subasta, el de la segunda se calcula automáticamente.
Propuesta a modo de conclusión
Tomemos las medidas contenidas en el decreto 17/2021 y complementémoslas con la siguientes:
(i) uso del precio horario, no medio, para el cálculo de la tasa por beneficios caídos del cielo,
(ii) exención de los contratos de bilaterales ya firmados a precios por encima del máximo,
(iii) tasación de los nuevos contratos bilaterales idéntica a la que se paga en el mercado eléctrico, es decir, calculada según la diferencia entre el precio de casación en cada momento y el precio máximo establecido.
Este sistema corrige los problemas detectados, mantiene los incentivos al ahorro y al desarrollo de mejores tecnologías y no presenta problemas con Bruselas.