La nueva reforma que planea implementar el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) antes del inicio de 2023 está probablemente llamada a ser un nuevo fiasco para los consumidores acogidos al mercado regulado, como ya lo fue la reforma del sistema de facturación vigente desde el 1 de junio de 2021, y como lo está siendo la reforma del 14 de junio de 2022 que impuso un ‘tope’ de 50 €/MWh al precio del gas natural (GN) empleado en algunas centrales térmicas para generar electricidad.
Según las noticias publicadas hasta ahora, la reforma en ciernes pretende reducir la volatilidad del Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC) haciendo que el precio facturado por las compañías eléctricas a estos clientes sea una media ponderada del precio actual y los precios futuros a varios plazos. Para entendernos, algo así como si al comprar un litro de aceite en el supermercado, la cajera nos dijera que el precio a pagar no es el que hemos visto en la estantería sino una media ponderada de ese precio y los precios del aceite en contratos para entrega de aceite a tres, seis y doce meses, precios futuros sobre los que el pequeño consumidor ignora todo.
Poner el foco en la volatilidad de los precios de la electricidad en el segmento regulado constituye un error de bulto por dos razones. En primer lugar, porque existen otros mecanismos más transparentes para reducir la enorme variabilidad del precio a lo largo del día y de un día para otro, como ocurre en la mayoría de los mercados donde los consumidores conocen los precios antes de cerrar la transacción y éstos permanecen relativamente estables durante días, semanas e incluso meses. con independencia de cuál sea la oferta y la demanda en el momento de cerrar la transacción. Y, en segundo lugar, porque desvía la atención del problema principal, a saber, el elevado precio de la electricidad que vienen pagando los clientes con tarifa PVPC por culpa, en buena parte, de unas reformas gubernamentales que han resultado contraproducentes y algunas decisiones políticas que han disparado el precio del GN y los precios de derechos de emisión en la UE.
A la vista de la notable incertidumbre existente sobre los detalles de la nueva reforma, me ha parecido oportuno formular algunas preguntas a las que intentaré responder con la mayor objetividad posible en este artículo.
¿Conocemos con exactitud los detalles y la letra pequeña de la nueva reforma del mercado eléctrico que la ministra Ribera quiere aprobar a principios de noviembre e implementar a partir del 1 de enero de 2023?
Estamos ante una propuesta todavía sin ultimar en la que, según manifestó la ministra Ribera, los ‘expertos’ están trabajando. En la página del MITECO, una nota de prensa explica “la propuesta de Real Decreto para reducir la volatilidad del Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC), la tarifa eléctrica regulada, contratada por los titulares de unos nueve millones de puntos de suministro, el 35% del país”, consistente en “incorporar a la fórmula de cálculo del PVPC una cesta de precios a medio y largo plazo para evitar las fuertes oscilaciones, sin perder las referencias de precios a corto plazo que fomentan el ahorro y el consumo eficiente”. Ni una palabra sobre los abusivos precios que, como expuse en mi artículo “Dos reformas del mercado eléctrico contraproducentes”, publicado el 29 de octubre en este diario, soportan los clientes del mercado regulado.
Al parecer, el Ministerio ha otorgado un contrato de asistencia técnica a Fabra, catedrática de la Universidad Carlos III, para que elabore la propuesta de reforma del sistema eléctrico, una decisión nada neutral habida cuenta que Fabra es consejera ‘independiente’ de Enagás a propuesta del PSOE, asesora del Ministerio de Economía y Transformación Digital de Calviño, y miembro del Foro sobre Transición Energética Justa e Inclusiva que preside la ministra Ribera. Fabra es hija del incombustible (Jorge) Fabra, exconsejero de Endesa, expresidente de Red Eléctrica Española y miembro del Consejo de Seguridad Nuclear, viejo comunista con un largo historial de ocupador de puestos públicos bien remunerados, y demagogo profesional desde sus años mozos de estudiante en la Facultad de Ciencias Económicas y Empresariales en Somosaguas. Todo se queda en casa.
¿Cómo funciona el mercado eléctrico?
En la actualidad, el precio que soportan los clientes con tarifa regulada o clientes PVPC depende, en primer lugar, del precio de la electricidad determinado por las ofertas y las demandas presentadas en el Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL). La oferta la realizan las empresas generadoras que cuentan con centrales que utilizan tecnologías diversas (nuclear, hidráulica, eólica, fotovoltaica, carbón, gas natural, etc.) para generar electricidad. Las grandes empresas generadoras cuentan con un parque de centrales diversificado, y pueden producir electricidad con cada una de ellas con el objetivo de maximizar su beneficio. Respetando las limitaciones impuestas por cada tecnología, las empresas presentan sus ofertas para el día siguientes y el precio al que están dispuestas a suministrar la energía. En el otro lado del mercado, las empresas comercializadoras que suministran electricidad a las familias, sociedades y Administraciones Públicas presentan sus demandas de electricidad en cada momento.
Como puede apreciarse en el Gráfico 1, la demanda y la oferta son mucho más bajas entre las 00:00 y las 08:00 horas que corresponde al tramo horario denominado P1 valle en la facturación a los clientes PVPC. La cantidad de electricidad demandada y ofrecida, tal y como refleja el Gráfico 1, suele alcanzar un mínimo en torno a las 03:00-04:00 horas y un máximo en torno a las 20:00-21:00 horas.
Gráfico 1. Generación y consumo de electricidad el 10 de octubre de 2022
Fuente: e.sios, Red Eléctrica Española.
El Operador del Mercado Ibérico de Electricidad (OMIE) casa las ofertas y demandas, y el precio fijado es el más elevado de todos los precios ofrecidos por las centrales cuya producción resulta necesaria para satisfacer la demanda en cada momento del día. El Gráfico 2 muestra los precios en los mercados diario e intradiario y el precio final soportado por los clientes PVPC el lunes 10 de octubre de 2022. En el panel superior se presenta el desglose del precio final a las 04:00 horas en que el precio de generación en el mercado diario e intradiario alcanzó su valor mínimo, 0,12187 €/kWh, y el panel inferior el desglose del precio final a las 20:00 en que el precio de generación en el mercado diario e intradiario alcanzó su valor máximo 0,31249 €/kWh.
Gráfico 2. Término activo de facturación de energía clientes PVPC el 10 octubre de 2022
Fuente: Sistema de información del operador del sistema (e.sios), Red Eléctrica Española.
Obsérvese que existe una notable diferencia entre el precio en los mercados diario e intradiario y el precio final soportado por los clientes PVPC que se explica en gran parte por el elevado importe del concepto ‘excedente o déficit mecanismo de ajuste coste producción’ (MA de aquí en adelante), representado en el Gráfico 2 por la cuña superior de tono más claro que se coló en las facturas a partir de la reforma implementada el 14 de junio de 2022 cuando el Gobierno impuso un ‘tope’ al precio del GN para supuestamente bajar el precio de la luz. A las 04:00 horas del 10 de octubre, ese sobrecoste ascendió a 0,10418 €/kWh, una cifra muy próxima al precio de generación en los mercados diario e intradiario, 0,12187 €/kWh, y como puede apreciarse en el Gráfico 2 la elevada incidencia del MA se mantuvo durante la mayor parte del tramo P1 valle entre las 24:00 y las 08:00 horas. A las 20:00 horas, la cifra del MA, 0,06542 €/kWh fue menor incluso que el importe por peajes y cargos, 0,07441 €/kWh (cuña intermedia en el Gráfico 2) soportados por los clientes PVPC, y muy inferior al precio máximo fijado en los mercados diario e intradiario, 0,31249 €/kWh. No obstante, conviene tener presente que ha habido infinidad de días y horas desde el 14 de junio de 2022 en que la cifra del MA ha superado y hasta duplicado el precio de generación en los mercados diario e intradiario
El precio final soportado por los clientes PVPC varía considerablemente en función de la hora y el día, dependiendo de la evolución del precio establecido en los mercados diario e intradiario, el importe de los peajes y cargos y la magnitud del MA. Como puede observarse en el Gráfico 2, el lunes 10 de octubre, por ejemplo, el precio mínimo fue 0,23980 €/kWh a la 01:00 horas y el precio máximo 0,46878 €/kWh a las 20:00 horas. Al día siguiente, martes 11 de octubre, el precio mínimo fue 0,26917 €/kWh a las 14:00 horas y el máximo 0,43268 €/kWh a las 20:00 horas. Y el día de la Hispanidad, 12 de octubre, el precio mínimo fue 0,20556 €/kWh a las 12:00 y el máximo 0,34029 €/kWh a las 0:00 horas.
Existe, como acabamos de comprobar, una alta variabilidad en el precio de la electricidad en el mercado regulado a lo largo del día y de un día a otro, que depende de tres factores. Uno, las fluctuaciones del precio de generación, determinadas a su vez por la demanda y la oferta de energía eléctrica en cada momento. Dos, de la cuantía del MA que a su vez depende de la diferencia entre el precio de mercado del GN y el ‘tope’ de 50 €/MWh fijado por el gobierno. Y, tres, del importe de los peajes y cargos, muy bajos (0,00303 €/kWh) en el tramo P1 valle, bastante más altos (0,02847 €/kWh) en el tramo P2 llano, y muy elevados en el tramo P3 punta (0,07441 €/kWh) en el que suponen un porcentaje significativo del precio final soportado por los clientes PVPC. Ésta es casi la única diferencia sustancial de coste que queda entre los tramos horarios desde la reforma en la facturación implementada el 1 de junio de 2021.
Los peajes son precios regulados “destinados a recuperar los costes de las redes de transporte y distribución y son determinados por la CNMC”, y nutren las cuentas de REE, la empresa que transporta y distribuye la electricidad en España, presidida por Corredor, exministra de Vivienda (2008-2010) con Rodríguez Zapatero, que cobró 546.000 euros por el desempeño de su cargo en 2021. Una carga muy liviana en comparación con los cargos que fija MITECO y soportan las familias, las empresas y la industria “para cubrir el resto de los costes regulados, tales como la financiación de las renovables, el sobrecoste de producción de energía en los territorios no peninsulares o las anualidades del déficit”. Como puede comprobarse en el Gráfico 3, la cuantía total de los costes regulados ascendió a nada menos que 17.627 millones de euros en 2019.
Gráfico 3. Costes regulados del sistema eléctrico en 2019
Fuente: “El coste de la electricidad para las empresas españolas”, Boletín Económico 1/2021, p. 5. Banco de España.
La ministra Ribera al frente del MITECO y la CNMC (organismo del que su marido es consejero) son quienes fijan los precios de los peajes y el resto de los costes regulados, respectivamente, y deberían explicar a los clientes PVPC y a las familias y empresas por qué tienen que financiar ellos con sus facturas primas a renovables, cogeneración y residuos, los déficits acumulados hasta 2014, y, en fin, cómo determina el MITECO los costes de distribución y transporte más allá de asegurar a Red Eléctrica Española la obtención de unos pingües beneficios y el pago de desorbitados sueldos a su presidenta, consejeros y directivos. Si el Gobierno y la UE quieren primar determinadas tecnologías, ¿por qué no las subvencionan directamente en lugar de traspasar la carga a los hombros de las familias y empresas? El mercado eléctrico no es, pese a las apariencias, un mercado competitivo y transparente y los únicos responsables de que no lo sea son los órganos reguladores: MITECO y la CNMC.
¿En qué consiste la reforma?
La reforma, como ya he avanzado se propone establecer un precio para la electricidad igual a una media ponderada del precio corriente fijado en el mercado ibérico de electricidad, y los precios futuros a un mes, un trimestre y media anual. Si bien la ‘cosa’ está todavía por concretar, se puede afirmar que ligar el precio cargado en “la factura de las familias, empresas e industria” a los precios futuros de la electricidad no va a reducir necesariamente la volatilidad del precio de la electricidad, pero sí va a introducir una complejidad adicional en la factura de los clientes acogidos a la tarifa regulada PVPC.
Que el precio de la factura pase a ser ahora una media ponderada del precio actual y los precios futuros de la electricidad va a dificultar incluso más a los sufridos clientes en este segmento del mercado saber cuánto pagan por la energía consumida. Mi pronóstico es que, de llevarse a cabo la nueva reforma, los clientes PVPC van a quedarse más a oscuras si cabe de lo que ya lo están desde que el Gobierno aprobó el nada transparente sistema de facturación vigente desde el 1 de junio de 2021, en el que quiero recordar el grueso de la factura corresponde al concepto ‘Costes de la energía’ imposible de verificar por los clientes.
¿Se reducirán la volatilidad del precio y el importe de la factura de los clientes PVPC?
Impulsar una reforma tan poco transparente con la aparentemente loable intención de reducir la volatilidad de los precios sólo garantiza fluctuaciones del índice menores que las de los precios más volátiles incluidos en el índice, no necesariamente menor que la volatilidad de los precios corrientes. Además, tal y como indicaba en la introducción, existen otros mecanismos para reducir la variabilidad de los precios. En la inmensa mayoría de mercados, los precios no varían con la hora y el día, pese a que las cantidades demandadas y ofrecidas están variando continuamente.
Cuando las familias y empresas adquirimos cualquier producto no financiero, a excepción de la electricidad, observamos que los precios se mantienen relativamente estables durante días, semanas e incluso meses, con independencia de cuál sea la oferta y la demanda en el preciso momento en que pasamos por caja, y a ningún establecimiento se le ocurre cambiar los precios en función del número de artículos que quedan en las estanterías y la afluencia de compradores en ese momento. Ligar el precio presente a los precios futuros supone, además, ignorar que el precio corriente ya incorpora y refleja las expectativas de los precios futuros, del mismo modo que el precio actual de una acción de cualquier sociedad refleja la expectativa de beneficios y la cotización futuras.
Por ello, resulta difícil escapar a la conclusión de que la variación horaria de los precios del mercado eléctrico tiene como objetivo principal facilitar a las empresas eléctricas esquilmar al cliente, apropiándose del excedente del consumidor, y permitir a las grandes empresas utilizar su poder de mercado para satisfacer la demanda al precio más elevado posible en cada momento. En un artículo titulado “El papel del coste de los derechos de emisión de CO2 y del encarecimiento del gas en la evolución reciente de los precios minoristas de la electricidad en España” publicado por el Banco de España, se presenta un gráfico reproducido aquí como Gráfico 4, en el que se representa la curva de oferta en el mercado mayorista de electricidad en España.
El asunto es algo más complejo de lo que aparenta el Gráfico 4 porque la subida del precio del GN ha modificado la estructura de oferta y porque si esta curva de oferta escalonada representara adecuadamente el mercado tendríamos que esperar precios más bajos en las horas nocturnas cuando la demanda es baja, un resultado que con frecuencia no se observa en el mercado español, debido a que a esas horas la demanda se satisface operando centrales térmicas con elevados costes de producción. Según los autores de este artículo, 50% del aumento de los precios de la electricidad en España se explica por el aumento del precio del GN y 20% por el aumento de los derechos de emisión de CO2. Este es el alto precio que estamos pagando las familias y las empresas en la UE por la renuncia a importar gas de Rusia y la política unilateral de transición energética.
Gráfico 4. Curva de oferta en el mercado mayorista de la electricidad en España
Fuente: “El papel…” óp. cit., Documentos ocasionales, N.º 2110, p. 14. Banco de España.
Si el objetivo de la reforma es hacer más compleja e inescrutable la factura de la luz, la iniciativa va en la dirección correcta, pero si lo que se pretende con este nuevo intento es, como nos dijo el Gobierno, “rebajar la factura de las familias, las empresas y la industria”, me atrevo a afirmar que va a constituir un nuevo fracaso de la ministra Ribera y del Gobierno en su conjunto. El precio de la luz no se reducirá a menos que se modifiquen las reglas en el mercado de generación para que el precio no lo fijen las centrales más ineficientes requeridas en cada momento para satisfacer la demanda de energía eléctrica. El propio MITECO ha avanzado la posibilidad de imponer un techo al precio de la electricidad sin aclarar quién se hará cargo de la diferencia cuando el coste de producción de algunas centrales supere ese precio.
Otra posibilidad es que el Gobierno establezca un sistema de compensaciones intrasectoriales por el que se obligue a las centrales con bajos costes a compensar a las centrales que utilizan GN u otras tecnologías ineficientes para internalizar los costes derivados del ‘mecanismo de ajuste’ que ahora soportan los clientes en sus facturas. Una ventaja de esta propuesta es que incentivaría a las grandes empresas del sector a amortizar las centrales ineficientes e invertir en centrales más eficientes. Otra ventaja es que es mucho más ágil que la propuesta del Gobierno de gravar con un impuesto los beneficios extraordinarios a las empresas energéticas y utilizar los ingresos obtenidos para ayudar a los colectivos más vulnerables a pagar la factura de la luz, un mecanismo de transferencias, engorroso y caro de administrar y poco fiable. Además de eliminar el MA de las facturas de los clientes PVPC, el Gobierno debería extremar la vigilancia del sector para impedir que los precios finales soportados por los clientes PVPC sean muy superiores al precio final medio de la demanda nacional.