Canal RSS

Archivo mensual: septiembre 2012

¿Induce el mercado eléctrico competencia suficiente entre proveedores, tecnologías e instalaciones? No, y sin competencia perdemos todos, proveedores y consumidores.

Una buena amiga, y experta en comunicación, me ha recomendado que cambie el formato de mis exposiciones, y que empiece resumiendo las conclusiones o propuestas y las justifique después, para que sea el lector el que decida si sigue leyendo o no, si le interesa o no conocer el por qué de esas opiniones. Le voy a intentar ya en esta ocasión.

Hace 14 años Bruselas liberalizó la electricidad, buscando que el concepto de mercado  único UE incluyese también a este producto-servicio, pero la realidad es que lo que se ha consolidado son mercados regionales bajo control de sus gobiernos que, para empezar, deciden el mix de generación bajo criterios propios, ideológicos o no, adoptando para conseguirlo decisiones ajenas, incluso contrarias, a la lógica de la competencia. Por lo que sea, Bruselas consiente este mosaico de mercados eléctricos locales, lo contrario del objetivo inicial y, por ahora, no ejerce a fondo su responsabilidad como garante de un mercado único, como si hace en otros sectores. El resultado es que, además de no poder contar con las ventajas de un mercado único, en los mercados regionales la competencia real es más que mejorable, tanto entre tecnologías entre si como entre las instalaciones de una misma tecnología.

Un auténtico mercado único UE por supuesto será positivo pero va para largo. Por un lado requiere de interconexiones con capacidad suficiente para las transacciones comerciales, cuya solución depende de esos mismos gobiernos que, no queriendo perder control sobre la electricidad en sus territorios, son los que deben autorizar nuevas líneas de transporte entre países, que previsiblemente dificultarían ese control. Y, por otro, los compromisos y condiciones creadas en cada país no tienen solución fácil, como estamos comprobando en España. Por eso, a mi juicio hace falta revisar el diseño de nuestro mercado eléctrico, para ganar presión competitiva real entre empresas, tecnologías e instalaciones. Y, como reflexión, propongo dos, fomentar los contratos largo plazo generador-consumidor, porque el largo plazo siempre es más exigente a la hora de competir, y conseguir que cada instalación se vea obligada a mejorar permanentemente, y trasladar al precio esa mejora de eficiencia que el mercado, tal como está planteado, no lo consigue y, en muchos casos, ni la busca. Resumida la situación y propuestas, pasemos al análisis.

Por exigencia de la liberalización UE hace 14 años, los gobiernos crearon mercados eléctricos organizados, como nuestro OMEL, y asumieron mercados no organizados, pero mantuvieron control sobre el mix de generación bajo criterios propios, ideológicos, de raíz medioambiental, etc, negando, impulsando o subvencionando tecnologías una a una, con lo que los dueños de las instalaciones correspondientes invierten, producen y cobran en condiciones específicas, no de mercado, y todo ello ”administrado” bajo la cobertura de un mercado de electricidad supuestamente competitivo.

Pero esto es la antítesis de la competencia porque, para que un mercado funcione, o sea, conduzca a empresas sólidas y eficientes capaces de ofrecer a los clientes los mejores precios posibles, hay que garantizar dos claves, que todo cliente pueda elegir libremente a su proveedor entre todos los que producen en el mercado de que se trate, la UE en este caso, y que los proveedores sepan que producen bajo reglas comparables, sin privilegios específicos para nadie, porque cuando las empresas pueden vivir en un limbo regulado, la competencia deja de ser el motor.

Y cuando eso ocurre todos, proveedores y clientes, salimos perdiendo, porque la competencia mantiene “despiertas” a las empresas obligándolas a mantenerse en eficiencia final, tecnologías incluidas, por lo menos comparable a la de sus “colegas”, que también saben mucho, y a compartir esa eficiencia con sus clientes porque, si no, los perderán en manos de esos colegas más listos y con ganas de crecer. Y en un mercado realmente competitivo el que no crece desaparece.

Vamos a pasar revista a la situación en la electricidad, tratando de distinguir si la electricidad se produce y vende en condiciones de competencia o no. En primer lugar, y en términos UE, la respuesta es no. Nada impide en España comprar una lavadora alemana, o un coche italiano o abrir una cuenta en un banco inglés, pero en electricidad hay que limitarse a proveedores locales con lo que, como mucho, competencia local, que no es lo mismo que competencia global.

Y ya en nuestro mercado eléctrico, sólo el peninsular porque en las islas no hay condiciones para hablar de mercado eléctrico, quede claro que hay suficientes proveedores, incluso significativos a nivel internacional, no hay escasez de oferta y la gestión de OMEL como organizador del mercado y la de Red Eléctrica de España como operador del sistema están fuera de toda duda. El problema, la falta de competencia, surge porque la mayoría de las instalaciones no necesitan estar entre las mejores para vender todo lo que pueden producir. Las vamos a repasar una a una, y el cuadro adjunto nos da referencia del peso de cada una en la península a partir de datos de Red Eléctrica en su informe anual del año 2011.

La eólica, fotovoltaica, solar termoeléctrica y térmica renovable (biomasa por ejemplo) tienen objetivos de instalación y producción regulados, y sus ingresos no dependen del precio de mercado, sino del coste inicial de de cada una, también regulado. Además, tienen prioridad frente a lo producido por otras tecnologías. O sea, ese 22% como suma, tiene asegurado un precio pactado para toda la producción de cada instalación, sea cual sea la eficiencia real de su funcionamiento, el precio de mercado o el nivel de la demanda.

La hidráulica tradicional y la nuclear no reciben primas y viven de sus ofertas al mercado sin prioridades pero, como son las más baratas, la venta de toda su producción está garantizada simplemente ofreciendo al mercado toda su potencia disponible hora a hora a O €/MWh, porque así siempre caben todas las instalaciones de ambas tecnologías, y reciben el precio de mercado en las horas en que han estado presentes, siempre superior a sus costes. La hidráulica, además, puede “apostar” en horas caras y gestionar el bombeo, por su enorme flexibilidad. En definitiva, beneficios que oscilan según el precio del mercado, pero son seguros y no exigen competencia entre las instalaciones. Y el precio de mercado no es un fraude, porque los kWh son todos iguales, y todos son necesarios para garantizar esa demanda en ese instante, luego todos deben valer igual. Como pasa en todos los productos. Compro lo que quiero y lo pago, pero no se cuánto costó producirlo. De eso ya se encarga la competencia.

Pero, además, en ambos casos aparece una ventaja específica, ya que ese beneficio seguro se produce sin riesgo de perderlo por la entrada de nuevas ofertas en esas tecnologías porque, en la práctica, no hay más pantanos viables y la nuclear está absolutamente politizada. Y si alguien lo intentase tardaría décadas en conseguirlo. O sea, hidráulica no especial y nuclear también tienen toda su producción con beneficio asegurado “en exclusiva” durante años, con independencia del precio de mercado y sin necesidad de competir instalación con instalación. Ya acumulamos el 50% de la demanda total.

Esta situación de vacuna frente a nuevos competidores no es sólo española. Como ejemplos, al principio de la liberalización, los precios OTC franceses y alemanes se situaron cerca de los 20 €/MWh, el nivel al que exportaba la Francia nuclear por aquellos entonces pero, a medida que se fue viendo la realidad del mercado eléctrico UE, ambos fueron subiendo. ¿Por qué Francia tenía que vender a precios de nuclear si nadie, salvo la industria en Finlandia, estaba pensando en montar nucleares y arrebatarle el negocio?. Y si nos asomamos a los mercados nórdicos, con base hidráulica, lo mismo. Al principio más baratos que los demás pero, luego, como todos, y ni una gran presa nueva en toda Europa. Insisto, no veo un fraude sino un mercado con problemas de diseño, porque beneficia “sine die” a los dueños de instalaciones en tecnologías competitivas, pero inalcanzables para otras empresas. Esto no es mercado

Sigamos con lo nuestro. La “térmica no renovable” del cuadro, la cogeneración, es otra cosa. Es un proceso técnico, con apoyo regulado todos los países UE, que busca mejorar la eficiencia energética de plantas industriales mediante la instalación de equipos generadores de electricidad vinculados a su proceso productivo. Y claro, la electricidad generada por una papelera, o una química, por poner ejemplos, fluye hacia el sistema eléctrico al ritmo de la producción del papel, o el PVC, o lo que sea, pero no en función de la demanda y cobrando según un complejo esquema de primas. Sumando su 11% superamos el 60%.

Sólo nos quedan los ciclos combinados y el carbón. Aquí si hay competencia, y en España lo hemos comprobado. La presión de los ciclos combinados, paralela al estrecho margen que dejan la suma de hidráulica, nuclear y renovables, llegó a sacar del mercado al carbón nacional, demasiado caro para competir con el gas natural para producir electricidad. Pero el gobierno reaccionó, por razones fundamentalmente sociales, estableciendo volumen y precios fijos a la electricidad generada con carbón nacional, por supuesto sin ninguna relación con el mercado eléctrico y la demanda. O sea, ya vamos por encima del 70%.

Y los ciclos combinados, que si compiten entre si y fijan el precio la mayor parte de las horas en los mercados europeos, en España viven una situación inexplicable en competencia. Según Red Eléctrica, a fin de 2011 su potencia instalada era de 25.269 MW, con los que la producción técnicamente eficiente debería situarse en el entorno de los 140.000 GWh al año, pero en 2011 solo cupieron 50.000, sin que los próximos años garanticen mejoras, más bien al revés. O sea, casi dos tercios deben permanecer parados, incluso plantearse el cierre, pero como la apuesta renovable lleva incluida la volatilidad de generación en casi todas las tecnologías, y la electricidad se usa por todos a todas horas, muchas veces es imprescindible e insustituible y no se almacena, hay que garantizar el suministro, para lo que el gobierno mantiene y ajusta pagos regulados, antes “garantía de potencia” y ahora “pagos por capacidad” a la antigua , con los que los ciclos combinados, entre otros, ingresan fuera de mercado lo suficiente para garantizar su disponibilidad a producir o parar, complementando al alza o a la baja lo que aporten otras tecnologías. Porque a esto hemos llegado, que unas empresas mantengan operativas instalaciones caras y complejas para servir de soporte, respaldo, a las fluctuaciones de producción de otras propiedad de sus competidoras, que tienen prioridad a la hora de vender. ¿En qué otro producto sometido a competencia pasa algo parecido?.

En resumen, competencia real 0,0%, y sin competencia los proveedores pierden incentivos para mejorar y los consumidores pagan de más. Por eso, y porque las condiciones explicadas son casi estructurales, van a durar mucho tiempo, es imprescindible replantear el funcionamiento del mercado eléctrico para que al menos se garantice competencia entre instalaciones de la misma tecnologías, y que los resultados, todos, se compartan con los consumidores. Al principio me he referido a dos, la contratación directa largo plazo generador-consumidor y la fijación de mínimos de eficiencia para cada tecnología, ambos no excluyentes y planteados por mi parte como posibilidades a debatir, para nada dogmas o axiomas.

Los contratos largo plazo proveedor-consumidor: Todos los expertos coinciden en que el largo plazo induce más la competencia que el corto pero , además, España adolece de ese tipo de contratos, que la gran industria, por lo menos, viene reclamando desde el principio. Y me pregunto: dado que varias de las eléctricas españolas operan simultáneamente diversas tecnologías, incluidas las que en el mercado diario pueden vivir sin competir, ¿entrarían en la pelea por conseguir o mantener clientes finales ante contratos importantes largo plazo, cinco años por ejemplo, en lugar de seguir conformándose con el reparto del mercado día a día?. Pero algo habrá que hacer porque, por lo que sea, 14 años después, esos contratos, normales en los países clave europeos, en la práctica no existen en España.

Por cierto, ¿y si, para incentivarlos, las entregas bajo contratación a largo plazo quedan exentas de esas tasas que parece que se van a imponer a algunas tecnologías?¿y si se eximen de la aplicación de los pagos por capacidad, puesto que garantizan producción a centrales concretas?. Sería una forma de corregir en la práctica algunos defectos de diseño del mercado, bajando costes regulados a cambio de compromisos a largo plazo, que es algo necesario para todo lo que se decida en electricidad. Y otro por cierto. ¿qué impide que las subastas para atender la tarifa de último recurso sean a tres años, en lugar de cada tres meses?

Los mínimos de eficiencia técnica: Como norma las tecnologías, todas, no dejan de evolucionar y mejorar, pero si las garantías de cantidad y precio no inducen esas mejoras ni su traslado a los clientes,  ¿qué pasaría si, por ejemplo, se calculasen ratios de eficiencia para cada tecnología, revisables periódicamente, y toda la producción en esa tecnología por debajo se esos ratios sufriese una rebaja en el precio regulado? ¿no se aceleraría la curva de aprendizaje en las instalaciones primadas, bajando los precios finales?¿no volveríamos a una especie de presión de mejora en las instalaciones clásicas?.

Son sólo ejemplos que ojalá provoquen reflexión, pero lo imprescindible es que los proveedores eléctricos sientan en todas las instalaciones presión de mejora continua a compartir con los clientes y, si el mercado no la provoca por si mismo, habrá que encontrar caminos alternativos, porque la electricidad no puede ser una excepción a la hora de garantizar un país estructuralmente competitivo.

Anuncios