No se puede hacer favor más flaco al mercado que confiar en uno en el que la competencia brille por su ausencia. Sin competencia, un mercado se convierte en coartada perfecta para consolidar la posición de empresas ya instaladas que disfrutan de rentas que no pueden ser disputadas por sus competidores.
En España, la generación eléctrica en centrales nucleares e hidroeléctricas supone una tercera parte del total. ¿Han competido las empresas eléctricas a la hora de invertir en estas centrales, cuyos ingresos han excedido con creces sus costes de producción e inversión? ¿Asumieron riesgos mercantiles al llevar a cabo sus inversiones que justifiquen tales beneficios? ¿Ha podido algún otro inversor disputarlos desde entonces?
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Las primeras hidroeléctricas en España datan de principios del siglo pasado, y la última central nuclear empezó a operar en 1988. La puesta en marcha de estas centrales se hizo bajo la planificación y regulación energética vigente en cada periodo, que generosamente garantizaba la recuperación de sus costes a las empresas propietarias. Tras la creación del mercado eléctrico por la Ley del Sector Eléctrico de 1997, su retribución quedó protegida a través de los Costes de Transición a la Competencia (CTCs). Bajo la previsión de que el precio de mercado se estabilizaría en torno a los 36 euros por megavatio hora, las centrales existentes percibirían una compensación de 8.664 millones de euros. Pero si los precios del mercado excedían 36 euros por megavatio hora, tal exceso disminuiría la cantidad máxima de CTCs autorizada. Pero la segunda parte de la ecuación nunca llegó a aplicarse porque los CTCs se cancelaron prematuramente en 2006. De hecho, los CTCs excedieron su valor máximo sin que todavía hoy se haya procedido a la liquidación prevista por la ley. Esperemos que no haya prescrito.
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Bajo el diseño actual del mercado eléctrico español, las centrales son despachadas en orden creciente a sus ofertas, y son retribuidas al precio de la mayor. Este diseño retribuye en exceso a nucleares e hidroeléctricas porque sus costes son muy inferiores a los precios de mercado, que generalmente fijan las centrales de gas o carbón. Con datos de 2012-2020, la diferencia entre sus ingresos de mercado y sus costes de producción podría haber superado los 2.800 millones de euros en media anual. La cifra para 2021 sería mayor, porque el precio medio del mercado eléctrico ya duplica la media de precios del periodo 2012-2020, sin que tenga visos de caer en el medio plazo.
Se podría argumentar que esos beneficios son necesarios para recuperar las inversiones. Pero esto no se aplica al caso de nucleares e hidroeléctricas en España. Primero, porque sus costes de inversión ya han sido recuperados a través del mercado y de diversos pagos regulados. Y segundo, porque no hay ningún mecanismo que garantice que esos beneficios coinciden con sus costes de inversión.
De hecho, los han excedido ampliamente. En los mercados competitivos, el mecanismo que ajusta las rentabilidades se llama “libertad de entrada”, que lleva a las empresas a invertir en las tecnologías sobrerretribuidas hasta diluir el exceso retributivo. Pero esta dinámica está ausente en el mercado eléctrico: no es posible construir más nucleares o hidroeléctricas, bien por decisión política o porque todos los aprovechamientos hidroeléctricos disponibles ya han sido explotados. Y aunque fuera posible hacerlo, las nuevas centrales no gozarían de la ventaja de las actuales: haber recuperado sus costes de inversión a través de ingresos históricos regulados.
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