Energía: nuevos objetivos, ¿viejo modelo?

En los últimos meses los medios han publicado incontables informaciones sobre el sector eléctrico de nuestro país. Noticias sobre el coste de las primas a las energías renovables, las ayudas a la generación con carbón nacional o las deudas exorbitantes con las eléctricas por la acumulación del llamado déficit de tarifa, muestran que existe un cierto desconcierto en el sector. Un desconcierto que puede explicarse por los ajustes que requiere cualquier industria que atraviesa una transformación de tanto calado como la que experimenta la eléctrica, pero también por seguir aplicando viejos modelos para alcanzar nuevos objetivos.

En efecto, durante la última década el sector eléctrico de nuestro país se transformó: separación de actividades y liberalización de mercados, cambios de propiedad empresarial, incremento de la demanda del 30% y un enorme aumento de la generación eléctrica con gas y renovables, que pasaban de ser tecnologías testimoniales a ser piezas básicas en el mix de generación del país. En este contexto, reguladores y empresas fueron configurando un modelo de sector coherente con las preocupaciones de la época: mercados competitivos y eficiencia. El proceso no estuvo libre de problemas como el poder de mercado de los generadores o la creación artificial del déficit de tarifa, pero acabó estableciéndose un modelo eléctrico acorde con los objetivos políticos del momento.

Sin embargo, el paradigma de fijación de precios de mercado presentaba ya desde su nacimiento problemas en su aplicación a la generación eléctrica. El mercado mayorista de electricidad, un pool eléctrico que fija el precio con la última oferta que entra en el mercado, genera rentas desiguales cuando los productores tienen costes diferentes y no hay libertad de entrada para invertir en las tecnologías más competitivas. Aparecen en el sector eléctrico las “rentas diferenciales” que David Ricardo encontró en la agricultura analizando la diferencia entre el coste de trabajar un campo y el valor de mercado del producto, marcado a su vez por el último campo productivo que entra en el mercado. En definitiva, las fértiles tierras del barón son hoy en día las ya amortizadas centrales de generación hidráulicas o nucleares.

A medida que avanzaba la década, renovadas sensibilidades sobre problemas como el déficit exterior de fuentes de energía o el cambio climático, llevaron a la introducción progresiva de nuevos objetivos en el modelo eléctrico: ahorro y eficiencia energética, reducción de emisiones de CO2 y seguridad de suministro. En este nuevo contexto tenía sentido apostar por las energías renovables como fuentes limpias y autóctonas. No obstante, las generosas primas que recibieron y su entrada preferencial en el sistema eléctrico pronto generaron un boom de las renovables, un boom previsto en el Plan de Energías Renovables 2005-10, pero no por la industria eléctrica tradicional. La generación peninsular renovable primada pasó de representar el 5% de la generación en 2000 a más del 20% en 2009. En consecuencia, el pool eléctrico quedaba adulterado: las renovables primadas fuera del pool acaparan una considerable parte del mercado, mientras que los ciclos combinados de gas, la otra tecnología de exorbitante crecimiento de la década, languidecen trabajando mucho menos de lo que habían planificado sus promotores.

Durante el pasado invierno, la generación térmica de carbón y gas tocó fondo: la abundancia de energía renovable y la caída de la demanda hizo que el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista bajase por debajo de los 25 euros/MWh, precio muy inferior al de las principales economías europeas. Evidentemente, los precios bajos son ventajosos para los consumidores. No obstante, no se trata de una bajada de precios por aumento directo de competencia en el mercado mayorista, sino por una reducción del pastel a repartir por la abundancia de renovables, con la consecuente pérdida de rentas en la industria convencional. La mencionada caída de precios en el mercado mayorista no llegó, sin embargo, a la mayor parte de los consumidores domésticos, ya que la tarifa de último recurso se fija con otro mecanismo, las subastas Cesur, donde la bajada de precios ha sido mucho menor.

La industria de generación tradicional atizó entonces el debate sobre los costes de las renovables, a menudo mezclando argumentos de peso con otros simplistas y tendenciosos. Como en tantos otros casos, el resultado de la discusión depende de qué componentes se incluyan en el análisis: si se incluyen los sobrecostes asociados a la energía renovable intermitente o sus ventajas ambientales o macroeconómicas. En todo caso, no conviene poner a todas las tecnologías en el mismo saco: algunas pronto serán competitivas -si no lo son ya algunos emplazamientos de eólica- respecto a la generación térmica con combustibles fósiles, mientras que otras, como la solar fotovoltaica, están lejos de ser competitivas a día de hoy, sobre todo si se alejan de los puntos de demanda. Cuando una tecnología está en una fase inmadura de desarrollo tiene más sentido apoyarla financiando programas de I+D que incentivando a promotores para que compren equipos, ya sea su fabricante español o chino.

Llegados a la segunda década del siglo XXI, el antiguo paradigma regulador basado en separación y liberalización de mercados parece inadecuado para encarar los nuevos objetivos de descarbonización de la economía y seguridad de suministro. En el modelo eléctrico actual, donde las empresas obtienen mayor beneficio por vender más cantidad de energía, parece contradictorio promover ahorro. Tal vez para alcanzar los objetivos del momento sería más conveniente avanzar hacia un modelo regulatorio basado en la eficiencia global, valorando el papel de cada pieza en el sistema (redes, almacenamiento, capacidad de reserva, mantenimiento…), y separando el beneficio de las ventas de energía. En ese modelo, las empresas deberían reciclarse para encontrar nuevas vías por las que aportar valor a sus clientes, y cobrar por hacerlo.

Los programas de ayuda a las renovables también deberían redefinirse, ya que el afán político por promocionar unas tecnologías determinadas puede impedir ver el bosque del potencial negocio de ahorrar energía y reducir emisiones. Si lo que se quiere es reducir CO2, ¿por qué pagar primas a ciertas tecnologías en vez de pagar a quien efectivamente reduzca emisiones? ¿Por qué no aprovechar la creatividad de emprendedores para encontrar la forma de reducir emisiones de forma eficiente, guiados por la búsqueda del beneficio?

Si tomamos las primas que recibieron las renovables en 2009, la reducción de una tonelada de dióxido de carbono generando electricidad con un panel fotovoltaico pudo costarnos alrededor de 760 euros. Considerando que las cotizaciones de los derechos de emisiones de CO2 está por debajo de 20 euros, desde luego dichas primas no parecen la forma más eficiente de alcanzar los objetivos de reducción de emisiones. Seguramente un empresario que cobrase por reducir emisiones hallaría fórmulas más baratas de hacerlo reduciendo y gestionando la demanda, u ofertando nuevas soluciones de generación y almacenamiento de electricidad.

La buena noticia es que el actual entorno económico puede ser idóneo para abordar el cambio de modelo. La anterior transformación del sector se hizo en un contexto de crecimiento de la demanda. Ahora la demanda flaquea cuando la transformación consiste precisamente en reducirla, o al menos la intensidad energética y las emisiones. En definitiva, se trata de cambiar el viejo modelo por otro que retribuya los negocios que se alinean con los objetivos actuales del país: seguridad de suministro, descarbonización y ahorro.

Eric Suñol, economista.