La ingeniería regulatoria y la promesa del Presidente

El Presidente del Gobierno se comprometió públicamente, y de forma reiterada, a que los precios de la electricidad para 2021 estén en línea con los de 2018. Cumplir con el compromiso no parece sencillo. Si observamos los precios del mercado mayorista, se mantienen en niveles muy por encima de los que, por lógica, el mix de generación que tenemos en España debería producir. Acabaremos el año con un coste medio en torno a los 120€/MWh, frente a los 57,29€/MWh de 2018 o los 33,96€/MWh de 2020.

El modelo de fijación de precios marginalista, por el que toda la electricidad generada se paga al precio de cierre de la subasta, que, obviamente, es el más elevado, no es lógico si tenemos en cuenta la situación que estamos viviendo de tensiones en la oferta de gas natural. La Comisión Europea no solo mantiene el modelo, sino también la vigilancia de las actuaciones que puedan poner en duda la libertad de mercado, salvo la retirada del mercado los volúmenes de energía que previamente se hayan pactado, con Francia o a través de subastas y de contratos bilaterales.

Nos encontramos con un problema de difícil proyección, sobre todo, cuando el precio del gas natural ha roto la correlación con el precio del petróleo. De hecho, si observamos la tendencia del pasado, el precio del gas ha alcanzado valores con los que el petróleo brent debería haber superado los 300$/bbl y no ha pasado de los 85$. El problema se recrudece al ser esta fuente de energía la que marca o influye de forma determinante en el precio de la electricidad, aunque su peso en el mix de generación no llegue al 20% de media anual.

Todas las medidas con carácter de urgencia que el Gobierno ha tomado, vía RDL, no pueden modificar el precio de cierre del mercado que repercutir a los consumidores. Las actuaciones han estado más centradas en ajustar la retribución final, al haber establecido devoluciones económicas a las tecnologías llamadas infra marginales, renovables y nuclear principalmente, que se estaban beneficiando del incremento del precio de casación originado por el incremento del precio del gas y del CO2. Estas medidas han tenido que ser corregidas y reinterpretadas al no considerar en la norma aprobada, RDL 17/2021, las consecuencias del cumplimiento de los compromisos adquiridos en contrataciones bilaterales.

Bajo estos criterios, y a tenor de lo que está sucediendo y se seguirá produciendo en el mes de diciembre, el Presidente tiene muy complicado cumplir su promesa solo con la rebaja de los impuestos que gravan la generación y el consumo de electricidad. Reducir el IVA del 21% al 10% , reducir el impuesto de electricidad a su mínimo legal o eliminar el mal llamado impuesto medioambiental a la generación es claramente insuficiente para paliar los efectos de la subida del precio del mercado.

Aunque cada vez queda menos tiempo, todavía quedan líneas de actuación, sobre todo si atendemos a la capacidad de la ingeniería regulatoria y a las numerosas posibilidades que el Gobierno tiene para modificar, no el precio del mercado, sino los costes fijos vía BOE, cumpliendo siempre con el requisito de no retroactividad que las modificaciones normativas deben contener.

Aunque todas las tecnologías que forman el mix de generación cobran el precio de cierre, su retribución final no es exclusivamente la que procede del mercado mayorista. En el caso de la generación con fuentes renovables y la cogeneración, centrales adscritas al llamado RECORE (Retribución, Cogeneración y Renovables) instaladas antes de 2013, y a raíz de la regulación establecida en 2014, tienen un precio final calculado por el reconocimiento de una rentabilidad sobre la inversión del 7,34%. La aplicación de esta rentabilidad se lleva a cabo diferenciando el tipo de tecnología, los tamaños y el año de puesta en marcha, a través de un marco retributivo que se compone de 3 elementos: una retribución por inversión en €/MW instalado (denominado Rinv); una retribución a la operación de las plantas (conocido como Ro) y la percepción, según su producción horaria, del precio medio del mercado mayorista.

Cada tres años, el Gobierno establece, utilizando su proyección de precios del mercado, los valores del Rinv que cada tipo de central deberá cobrar cada año. Finalizado este periodo, y en función de la realidad de los precios del mercado, se lleva a cabo una regularización de los ingresos percibidos para que se cumpla la ratio de rentabilidad garantizada. No voy a entrar en si esta rentabilidad está en estándares de mercado, según los costes del dinero, ni en si cuando se fijaron las inversiones por las que se iba a percibir la rentabilidad fijada estas reflejaban la realidad de lo invertido -lo que no ocurrió-, pero sí en cuáles son las consecuencias de la evolución, independientemente de las previsiones de los precios del mercado mayorista.

A finales de 2019 el Gobierno fijó el precio del pool, que debía ser la base para establecer los ingresos regulados para el siguiente periodo de tres años, en 54,42 €/MWh para 2020, 52,12 €/MWh para 2021 y 48,82 €/MWh para 2022. El sector renovable puso de manifiesto que estos niveles de precio no se iban a producir y que lo que intentaba el Gobierno era minimizar el Rinv y de esta forma reducir los costes regulados y el riesgo de déficit tarifario. De hecho, en 2020, con un precio de pool de 33,9 €/MWh, podemos decir que las inversiones sujetas al RECORE sufrieron una reducción de ingresos de algo más de 20,5 €/MWh, diferencia que debería recuperarse con la regularización que se producirá acabado el 2022. El incremento del precio del pool de 2021, muy por encima de lo previsto, no solo cubre el déficit de ingresos producido en el 2020, sino que está generando un importante ingreso adicional.

Si analizamos el volumen de energía eléctrica que está sujeto a la retribución regulada de las inversiones del RECORE, podemos ver que estamos hablando de algo más de 85 millones de MWh, 35% de la demanda de electricidad, de los que 55,7 son de origen renovable. Obviamente, con cada euro que supere el precio del pool de 52,12€/MWh, fijado para 2021, se alcanzarían 85 M€ que el sector renovable y de la cogeneración han percibido anticipadamente y que, con la regularización de 2022, habrá que descontarlo a partir del establecimiento de un menor Rinv en el periodo de los próximos tres años (de 2023 a 2025). Los propietarios de los activos se han beneficiado del adelanto de mayores ingresos a los previstos, al igual que sufrieron el retraso de su percepción en 2020.

No todos los incrementos sobre los 52,12 €/MWh tienen las mismas consecuencias, porque hay que considerar el déficit de ingresos de 20 €/MWh del 2020 y porque hay tecnologías, como la eólica y la cogeneración, que poseen un Rinv por debajo del incremento que se ha producido en el precio del mercado. Por ejemplo, la eólica tiene una retribución media fijada de 80,9 €/MWh, incluyendo el Rinv y el precio de mercado. Si tenemos en cuenta que el Rinv no puede ser negativo, los ingresos del pool que superen en el computo trianual este valor para cada instalación no podrían ser considerados como ingresos regularizables.

No soy capaz de hacer este ejercicio para las 2.314 páginas que recogen la variedad de proyectos ( https://www.boe.es/buscar/doc.php?id=BOE-A-2020-2838). Podríamos estar hablando de que, para un precio medio en 2021 del pool de 120 €/MWh, y considerando el déficit del 2020, tendríamos 48 €/MWh de ingreso adelantado. Si se adelantara la regularización al periodo 2020/2021 y no esperásemos al cierre del trienio en 2022, habría que descontar unos 2.900 M€ de los costes regulados de la tarifa eléctrica. Tampoco podemos olvidar que para 2022 las previsiones del precio del pool están incluso por encima de la media de 2021, lo que supone que este adelantamiento de ingresos se va a seguir produciendo. Si no se actúa ahora, estas cantidades las percibiremos los consumidores como un menor coste en la parte fija de nuestro recibo de la electricidad a partir de 2023.

Esta cantidad supondría un 16% de la parte regulada, que fue de 18.068 M€ en 2018, año de referencia en la promesa del Presidente, o un 8,5% si consideramos todos los ingresos del sistema (33.999 M€ en 2018), un porcentaje insuficiente para cubrir, en términos globales, el incremento de los precios de este 2021.

Si se adelantara la regularización, aunque no sería suficiente en términos globales para todo el consumo eléctrico, sí lo sería, y con creces, para el consumidor doméstico, ya que la distribución de costes regulados entre consumidores es asimétrica, porque estos asumen unos costes mayores que el resto. Según la CNMC, estos costes eran un 60% mayores que los de la tarifa 3.0 de la pequeña industria o 3,5 veces más que los de la gran industria, tarifa 6.0. Por tanto, esos 2.900 M€ irían principalmente a un descuento en la tarifa de los consumidores domésticos, lo que, unido a las rebajas fiscales, podría reducir los efectos del incremento de los precios del mercado.

El Gobierno ha intentado poner un límite al precio del mercado que perciban las plantas del RECORE mediante la celebración de una pseudo subasta a precio prefijado, pero, obviamente, el sector renovable sabe, sobre todo los inversores eólicos, que con los parámetros fijados para el Rinv estos años van a superar los niveles retributivos establecidos por ley y no están por la labor de aceptar los procedimientos de reducción del precio del mercado que les corresponde, una situación a la que el Gobierno solo puede enfrentarse con la regularización anticipada señalada.

La modificación que sugiero no supone un descuento inmediato en la factura, en devolución de dinero, pero sí su percepción en el periodo que el Gobierno establezca en la regulación, porque, en definitiva, los propietarios de las centrales ya lo han cobrado.

Pensando en las posibilidades de la ingeniería regulatoria, y dado que esta vez va a favor del consumidor, creo que el Gobierno y la CNMC deberían reflexionar sobre el adelanto de la regularización del RECORE. Es verdad que la influencia para la industria no será tan relevante por la asimetría de la asignación de costes a cada segmento de consumidores, pero al menos se podrán reducir la factura de electricidad de los consumidores domésticos. Siempre es bueno contar con el aliciente de la existencia de un compromiso del Presidente para que esto se lleve a cabo.