Innovación en la regulación de servicios, contratación pública, unidad de mercado e infracciones ambientales E-Book

Pierino Stucchi

• Herausgeber: ESAN Ediciones
• Kategorie: Fachliteratur
• Sprache: Spanisch
• Veröffentlichungsjahr: 2024

Seitenzahl: 449

Beschreibung

Este libro aborda las tendencias en relación con la innovación en la regulación de servicios, tanto desde la experiencia española en materia de energía eléctrica, como desde la mirada chilena respecto de la regulación de los niveles de servicio en las concesiones de obras públicas. Ello se complementa con propuestas de académicos peruanos dirigidas a hacer más eficaz la regulación económica de los servicios públicos energéticos. Asimismo, la obra se dedica a la contratación pública desde la perspectiva de la lucha contra la corrupción enfocando la amenaza de sanción administrativa como posible fuente de corrupción y con respecto a su naturaleza estratégica y socialmente responsable. Otros temas tratados son el principio de unidad de mercado, y el mecanismo de eliminación de barreras burocráticas, tendiente a establecer reglas adecuadas y uniformes para el desarrollo de la actividad económica. En materia ambiental, se presentan estudios sobre regulación y sanciones administrativas y acerca de la efectividad del diseño de instrumentos de mejora del desempeño. Finalmente, se ofrecen necesarias precisiones sobre el derecho a no autoincriminarse y el compliance penal y administrativo, desde la perspectiva europea.

Leseprobe

INNOVACIÓN EN LA REGULACIÓN DE SERVICIOS, CONTRATACIÓN PÚBLICA, UNIDAD DE MERCADO E INFRACCIONES AMBIENTALES

Título de serie: Anuario Internacional de Derecho Administrativo Económico y RegulaciónN.° 2, 2024

Ponencias del Segundo Congreso Internacional de Derecho Administrativo Económico y Regulación

Pierino Stucchi López RaygadaPaulo Comitre Berry(Editores)

Primera edición digital (EPUB), enero de 2024

© 2023: Pierino Stucchi López Raygada, Paulo Comitre Berryo (Editores)

© 2023: Palestra Editores S. A. C.

Plaza de la Bandera 125 - Lima 21 - Perú

Telf. ([phone] - 6378903

[email protected] / www.palestraeditores.com

© 2023: Universidad ESAN Av. Alonso de Molina 1652, Surco, Lima, Perú [email protected] / www.esan.edu.pe

Diagramación

John Paolo Mejía Guevara

Cuidado de estilo y edición

Óscar Carrasco

Manuel Rivas Echarri

Hecho el Depósito Legal Digital en la Biblioteca Nacional del Perú N.° 2024-00288

ISBN: 978-612-4437-62-5

Todos los derechos reservados. Queda prohibida la reproducción total o parcial de esta obra, bajo ninguna forma o medio, electrónico o impreso, incluyendo fotocopiado, grabado o almacenado en algún sistema informático, sin el consentimiento por escrito de los titulares del copyright.

Presentación

En 2022 organizamos el II Congreso Internacional de Derecho Administrativo Económico y Regulación, llevado a cabo en el auditorio virtual de la Universidad ESAN. Los ponentes nacionales y extranjeros que participaron en este encuentro académico asumieron el compromiso de preparar por escrito el contenido de sus ponencias. Con base en estas valiosas contribuciones, tenemos el honor de editar este libro titulado Innovación en la regulación de servicios, contratación pública, unidad de mercado e infracciones ambientales, que es un segundo anuario en la especialidad del derecho administrativo y la regulación.

Cabe resaltar que los autores de este libro son académicos y profesionales iberoamericanos, expertos de referencia en cada uno de los temas abordados. La mayoría de ellos son juristas o abogados, todos conscientes de la relevancia del derecho administrativo para asegurar el principio y el derecho a la buena administración que tienen los ciudadanos.

La primera parte, relacionada con la innovación en la regulación de servicios, se abre con un análisis acerca del sistema marginalista de fijación de precios en el mercado spot de electricidad, donde se expone la experiencia en la jurisdicción española, a cargo del reconocido profesional y académico Rafael Ariño Sánchez (España), que aborda temas de patente actualidad. Asimismo, se presenta una contribución sobre la regulación de los niveles de servicio en las concesiones de obras públicas y el cambio de paradigma que dictan las necesidades actuales, a cargo de Sandra Ponce de León (Chile), académica experta en la materia. Igualmente, se cuenta con una contribución dirigida a explicar cómo se puede aligerar y hacer más eficaz la regulación económica de los servicios públicos energéticos, desarrollada por Víctor Murillo Huamán (Perú), ingeniero peruano experto en el sector. Esta parte se cierra con la contribución sobre nuevas tendencias en la regulación del servicio de transporte público en modelos comparados, aporte de Carlos González Palacios (Perú), experto y profesor de la Universidad ESAN.

A su turno, la segunda parte registra un diálogo académico y profesional en relación con la contratación pública y la lucha contra la corrupción, donde el profesor Carlos José Laplacette (Argentina), distinguido académico y profesional, desarrolla un interesante análisis sobre los contratos administrativos y la lucha contra la corrupción, enfocando la amenaza de sanción administrativa como fuente de corrupción; y donde la profesora Raquel C. Alianak (Argentina), experta reconocida en la materia, aborda los elementos esenciales de la contratación pública estratégica, innovadora, socialmente responsable, profesionalizada y sin corrupción.

La tercera parte de este libro trata sobre el principio de unidad de mercado y el mecanismo de eliminación de barreras burocráticas. Al efecto, se abordan los principales contornos de la eliminación de barreras burocráticas en la jurisdicción peruana y su relación con la mejora regulatoria, en un estudio a cargo de Francisco Ochoa Mendoza (Perú), destacado funcionario público de carrera. Esta parte se complementa con un excelente planteamiento de la destacada catedrática Matilde Carlón Ruiz (España), que devela el proceso de paulatino arrinconamiento de la técnica de autorización desde la lógica de la unidad de mercado, en clave europea y española.

La cuarta parte se dedica a la supervisión, las medidas correctivas y las sanciones en materia ambiental, que es un conjunto temático de absoluta actualidad. Así, se presenta un estudio sobre la regulación y las sanciones administrativas, con especial referencia a la materia ambiental, a cargo de Óscar Aguilar Valdez (Argentina), especialista de talla internacional en esta materia; y, se presentan apuntes sobre la efectividad del diseño de instrumentos de mejora del desempeño ambiental, a propósito de la revisión del esquema de aplicación de incentivos en la fiscalización ambiental, trabajo elaborado por Cecilia López Muñoz (Perú), investigadora en la materia.

Cerrando la obra, la quinta parte contiene una valiosa contribución que aborda con precisión el derecho a no autoincriminarse y el compliance penal y administrativo, y desarrolla reflexiones desde la perspectiva europea, de autoría de Manuel Gómez Tomillo (España), reconocido catedrático español experto en materia sancionadora y modelos de prevención.

Finalmente, corresponde expresar nuestro reconocimiento a la editorial Palestra, que, desde el compromiso con la investigación que expresan sus funcionarios Pedro Grández y Mayte Chumberiza, acoge y difunde este proyecto editorial anual cuyo segundo número materializa una valiosa colaboración con ESAN Ediciones.

Pierino Stucchi Miembro Foro Iberoamericano de Derecho Administrativo

Paulo Comitre Director ESAN Business Law

Parte I: Innovación en la regulación de servicios públicos

Acerca del sistema marginalista de fijación de precios en el mercado spot de electricidad

Rafael Ariño Sánchez(España)

El 22 de junio de 2022 tuve la oportunidad de intervenir en el II Congreso Internacional de Derecho Administrativo Económico y Regulación, organizado por la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales de la Universidad ESAN y ESAN Business Law.

Nuestra mesa redonda llevaba por título «La innovación en la regulación de los servicios públicos». El doctor Pierino Stucchi me solicitó una intervención en relación con el mercado eléctrico, cuando habían transcurrido pocos meses del inicio de la invasión rusa a Ucrania y ya se adivinaban las enormes tensiones en el precio del gas y, por ende, de la electricidad, algo atemperadas debido a un anormal invierno suave en Europa central.

La intervención que preparé buscaba resumir un excursus por la experiencia española bajo tres normas clave:

La Ley 49/1984, de Explotación Unificada del Sistema Eléctrico Nacional, mediante la que se procedió a la nacionalización de la red de alta tensión y la creación de una empresa pública, Redesa, como entidad gestora del sistema.La liberalización de 1996.Y la llamada «tercera transición», fruto de los Acuerdos de París del 12 de diciembre de 2015 (suscritos también por el Perú), con objetivos progresivos de 2030 a 2050 en búsqueda de emisiones cero para este último año, que se había positivizado recientemente en la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de cambio climático y transición energética.

Moderaba la mesa redonda el doctor Héctor Ferrer, gerente de Asesoría Jurídica de la Sunass, con dilatada experiencia en el mercado eléctrico, en su calidad de exjefe de Asesoría Jurídica de Electroperú S. A. y expresidente de la Junta de Reclamos de Usuarios de Electricidad y Gas del Osinergmín.

Al finalizar la mesa redonda, se inició un turno de preguntas a los distintos ponentes. El doctor Ferrer me hizo una pregunta aparentemente simple en la que ponía en duda el sistema de precio marginal que rige actualmente el mercado eléctrico tanto en España como en el Perú. En derecho regulatorio, es esencial resultar predecible. Nada asusta más a las empresas que los cambios bruscos del regulador. La pregunta del doctor Ferrer atacaba neurálgicamente la esencia del sistema, pero en un momento de crisis extraordinaria que, en la práctica, desvirtúa el propio sistema.

Era posible dar una respuesta rápida, sencilla para salir del paso ante la complejidad de una pregunta que merecía una reflexión más profunda. Y así lo hice. Respondí, en síntesis, que en situaciones coyunturales no conviene adoptar decisiones estructurales. Pero, claro, quedaba pendiente un análisis más sosegado.

Pese a la aparente sencillez de la respuesta, lo cierto es que esta se alineaba con la posición de los reguladores europeos, puesto que hacía poco menos de un mes la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) se había pronunciado sobre el mercado eléctrico1 y en su declaración concluía que no procedía alterar el diseño de un mercado que, en líneas generales, había funcionado correctamente, sin perjuicio de ajustes puntuales derivados de la falta de integración de los mercados europeos y otras mejoras a largo plazo que se revelaban imprescindibles.

No tenía, sin embargo, más remedio que reconocer lo oportuno de la pregunta. Sobre todo porque en ese momento España (y también Portugal) se habían convertido en los abanderados de un ataque al precio marginalista, teniendo en cuenta que la península Ibérica conforma una realidad física distinta de Europa central, por encontrarse, prácticamente, desconectada y constituir, en realidad, una isla energética.

Han pasado algunos meses desde entonces. Ahora se cuenta con más datos. Y esa pregunta merece una adecuada respuesta que puede encontrarse en el excelente (y último) trabajo del recientemente fallecido profesor Gaspar Ariño Ortiz2, de modo que esta breve publicación vale como homenaje a quien fue maestro de muchos de nosotros.

1. EL MERCADO MARGINALISTA EN ELECTRICIDAD

La electricidad es un mercado técnicamente complejo, dependiente de las características físicas del producto y de la necesidad de cuadrar en todo momento la demanda de energía con la oferta, bajo pena de que, si la oferta es inferior a la demanda, el sistema tendrá que activar mecanismos de autoprotección para evitar que la bajada de tensión eléctrica destruya los equipos conectados al sistema. Esa protección pasa por el temido «apagón», algo que, cuando se produce, desata una gran alarma social y suele repercutir a nivel de noticia internacional3. En una palabra, el operador del sistema no puede permitirse el lujo de un «apagón», por lo que debe lograr que la demanda de energía se encuentre permanentemente cubierta.

Para conseguir que la oferta de energía sea superior a la demanda —asumiendo la existencia de una red con la capacidad y extensión suficientes—, la única solución es establecer un mecanismo en la fase de generación que incentive a los diferentes productores de energía a respaldar las necesidades del sistema en cualquier momento, y ello obliga a casar ofertas heterogéneas.

En principio, se puede afirmar que en la fase de generación de la energía eléctrica existe una competencia más o imperfecta entre las distintas fuentes de producción de energía. Desde la perspectiva adoptada en el presente artículo, se considera que es imperfecta porque cada uno de los grupos de potenciales generadores tiene sus propias características físicas, situación que hace heterogénea la oferta. Muy sintéticamente:

Las energías renovables actuales (solar y fotovoltaica)4 se caracterizan por unos costes de explotación muy bajos5. Tienen, sin embargo, la desventaja de no poder encontrarse disponibles en cualquier momento, puesto que dependen de los condicionantes físicos (sol y viento). Así, pues, constituyen una fuente de producción barata, sí, pero esencialmente interrumpible, y no por voluntad humana.La energía nuclear, por el contrario, no resulta económicamente interrumpible, pues los costes de apagar una central nuclear son inasumibles. Es cierto que poner en marcha una central nuclear resulta muy costoso, pero, una vez que se halla en funcionamiento, resulta más económico mantenerla activa que apagarla y reiniciarla a demanda. Ahora, bien, a pesar de las ventajas mencionadas, la energía nuclear genera el importante problema de los residuos, altamente contaminantes, además de los riesgos asociados a un eventual accidente nuclear6.La energía hidroeléctrica tiene costes dispares dependiendo del tipo de central. Existen países (como Paraguay o Costa Rica) que se abastecen casi exclusivamente por este medio. Al igual que todo sistema verde, tiene su talón de Aquiles: en este caso, la sequía. Esto no impide, sin embargo, destacar sus indudables ventajas, entre ellas, una muy importante: el agua constituye un elemento que permite almacenar energía de manera indirecta, pues puede utilizarse, según la demanda, a un costo más bajo que sus alternativas (sea vía combustible —carbón e hidrocarburos—, sea mediante baterías eléctricas7). El carbón y los hidrocarburos son fácilmente almacenables y permiten producir electricidad a demanda cuando se necesita, pero a un coste muy importante, que no solo abarca el de explotación (también de relevancia, dado el precio del combustible), sino también el coste de amortización de la central térmica o de uso combinado de que se trate, que resultan mucho más caras que la inversión necesaria para una planta solar o fotovoltaica.

Es verdad que a corto plazo se vislumbra la revolución del hidrógeno verde, que, como vector energético de una energía descarbonizada, aglutinará en sí mismo las ventajas de la almacenabilidad propia del carbón y los hidrocarburos con aquellas de las energías renovables. Pero ello no parece que se plasme como una realidad antes del quinquenio 2030-2035, para cuando se espera la reducción de sus costes de producción8.

Mientras el hidrógeno verde no pueda competir con otros mecanismos generadores de energía eléctrica, sin perjuicio de la existencia de países que apuestan por una fuente predominante de energía9, la opción más extendida es diversificar las fuentes generadoras. En este sentido, el Perú y España cuentan con centrales de generación eléctrica que utilizan tanto fuentes renovables (hidroeléctrica, solar, eólica, bagazo y biogás) como no renovables (carbón, petróleo y gas natural). En España se suma la nuclear, ausente en el Perú10.

La existencia de un producto homogéneo (la electricidad) con fuentes de producción heterogéneas, unida a la necesidad de lograr que la oferta del producto sea siempre superior a la demanda para eludir el temido «apagón» obliga a adoptar un mecanismo incentivador. Y el que mejor se ha revelado para este propósito es el marginalista. Como explica Ariño Ortiz11:

Recordemos que un mercado marginalista es aquel en el que sobre un producto homogéneo varios productores constituyen un pool de ofertas en el que cada uno de ellos lleva al mercado un determinado volumen del mismo —en nuestro caso, megavatios de energía— a un precio determinado, integrándose en una oferta conjunta del total frente a una demanda unitaria en cada hora del día, en las que los precios van variando. Un gestor del mercado reúne y presenta esta oferta a los posibles compradores, que actúan como comercializadores de los clientes finales o son grandes consumidores industriales que acuden [en forma] directa a comprar en el mercado mayorista. Cualquiera que sea el precio ofertado por cada uno de los vendedores, que entran en el mercado por orden ascendente de precios (merit order), todos cobran al final el precio de la última unidad vendida en cada bloque horario, que corresponderá a la central de producción más cara que haya sido necesaria para cubrir la demanda.

Un sistema de estas características prioriza la entrada en el mercado de la oferta más barata. Así, la energía hidroeléctrica fluyente12, la solar y la eólica suelen ser las que ingresan primero, dados sus costes operativos, que son más bajos. Les sigue la energía nuclear, a causa de las ventajas que traen tanto su estabilidad como los condicionantes económicos que impiden su interrumpibilidad. Dependiendo de sus características, el siguiente lugar en la lista lo ocuparían los generadores con capacidad de interrumpir su oferta; en este grupo, la energía más barata —y con amplia diferencia— es la hidroeléctrica, mientras que las más caras son las térmicas, las cuales, por emplear combustibles, son tributarias del coste de los hidrocarburos o del carbón.

En cualquier caso, todos los productores, independientemente del momento en que ingresen en el sistema, cobran el megavatio al precio de la última unidad que entra en el sistema dentro del periodo que el regulador determina (en el Perú, cada quince minutos).

El régimen jurídico europeo se halla contenido principalmente en el Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interno de la electricidad13, que es la norma que adopta el sistema de precio marginalista. El artículo 2 del Reglamento define el concepto de balance como aquel destinado a casar la demanda y oferta de energía:

10) «balance»: todas las acciones y procesos, en todos los plazos, con que los gestores de redes de transporte garantizan, de manera continua, el mantenimiento de la frecuencia del sistema dentro de un rango de estabilidad predefinido y la conformidad con la cantidad de reservas necesaria con respecto a la calidad exigida;

De ese concepto inicial surgen otros accesorios14 y, sobre todo, un «mercado», el mercado de balance, regulado en el artículo 6. Este contiene dos formulaciones importantes que se retroalimentan: i) el Reglamento asume el principio de neutralidad tecnológica (clásico en derecho regulatorio), que permite homogeneizar el producto desde un punto de vista jurídico15 para que todo el sistema orbite sobre el principio de no discriminación; ii) impone el sistema marginalista de formación de precios.

artículo 6. mercado de balance

1. Los mercados de balance, incluidos los procesos de precualificación, deberán organizarse de manera que:

se garantice la no discriminación efectiva entre los participantes en el mercado, teniendo en cuenta las diferentes necesidades técnicas del sistema eléctrico y las diferentes capacidades técnicas de las fuentes de generación, el almacenamiento de energía y la respuesta de la demanda;se garantice una definición de los servicios transparente y neutral desde el punto de vista tecnológico y su adquisición transparente y basada en el mercado;se garantice un acceso no discriminatorio a todos los participantes en el mercado, individualmente o por agregación, incluida la electricidad procedente de fuentes de energía renovables no gestionables, la respuesta de la demanda y el almacenamiento de energía;se respete la necesidad de integrar porcentajes crecientes de generación variable, una mayor capacidad de respuesta de la demanda y la aparición de nuevas tecnologías.

2. El precio de la energía de balance no estará predeterminado en un contrato para reserva de balance. Los procesos de adquisición serán transparentes de conformidad con el artículo 40, apartado 4, de la Directiva (UE) 2019/944 respetando al mismo tiempo la confidencialidad de la información comercial sensible.

3. Los mercados de balance deberán garantizar la seguridad operativa, permitiendo al mismo tiempo una utilización máxima y la asignación eficiente de capacidad interzonal en todos los horizontes temporales de conformidad con el artículo 17.

4. La liquidación de la energía de balance en el caso de los productos estándar y específicos de balance se basará en precios marginales (remuneración al precio de casación o pay-as-cleared), salvo que todas las autoridades reguladoras aprueben un método de fijación de precios alternativo sobre la base de una propuesta conjunta de todos los gestores de redes de transporte, tras un análisis que demuestre que dicho método de fijación de precios alternativo es más eficiente.

Los participantes en el mercado estarán autorizados a presentar ofertas tan cerca del tiempo real como sea posible, y las horas de cierre del mercado de energía de balance no serán anteriores a la hora de cierre del mercado interzonal intradiario.

En definitiva: el mecanismo de precios se construye asumiendo el sistema marginalista, que se considera el más eficiente.

El sistema tiene sentido porque sus virtudes son elocuentes. Es transparente. Y en la actualidad se le suma una ventaja: favorece a las tecnologías más novedosas (y más ventajosas para el medioambiente), como son la eólica y la fotovoltaica, en cuya generación existe el interés de recuperar rápidamente los costes de inversión para, de esta manera, equilibrar las cuentas y aprovechar los bajos costes de operación. En efecto, los proveedores de energías eólicas y fotovoltaicas cobran en función de los costes variables del gas o petróleo (última unidad previsible de la oferta), pero no tienen costes de combustible, con lo que aceleran sustancialmente la amortización de la inversión producida recientemente. Por ese motivo, el mecanismo está asumido en la UE y, aunque no era su objetivo inicial, favorece, ciertamente, la transición verde.

2. PERO NADA HAY PERFECTO BAJO EL SOL

Toda regulación tiene un reverso tenebroso. La experiencia dicta que cada vez que el regulador penetra en el sistema bajo la perspectiva del beneficio que reporta la regulación, genera efectos colaterales no deseados que muestran el talón de Aquiles del sistema.

Los críticos del mercado marginalista dicen con acierto (como recuerda constantemente Ariño Ortiz) que «se vende toda la carne a precio de solomillo», y en un escenario de guerra, con precios del gas en ascenso, el sistema es aprovechado por las centrales hidroeléctricas para entrar en oferta a precios próximos al de la última unidad marginal prevista (casi siempre la producida con centrales impulsadas por gas); aprovechan, de esta forma, la ventaja que les proporciona el almacenamiento de agua, que les permite incluir energía, o no, a conveniencia. Maximizan así sus beneficios, lo que lleva a un auténtico choque de trenes:

La empresa energética se orienta —como toda empresa— a lograr un resultado lucrativo y busca aprovechar la coyuntura del sistema para maximizar sus beneficios. Las energéticas tienen pérdidas o ganancias. Las épocas de ganancias les otorgan los recursos para las cuantiosas inversiones que precisan sus plantas, las cuales deben ser analizadas con perspectiva de largo plazo. Frente a ello, el poder político carece de una visión de largo plazo. Quiere contener los precios, y recurre para ello a las armas de las cuales dispone. Entre ellas, expresiones afortunadas, bien recibidas por todos (menos por las empresas, claro), como son los llamados «beneficios caídos del cielo»16; y así, con estos como arma publicitaria, el poder político se ve a sí mismo legitimado para convertirse en un nuevo Robin Hood que coge el dinero de los pretendidos «ricos» para distribuirlo entre los nuevos «pobres». Y esto afecta la seguridad jurídica.

En mi época de servicio militar se me quedó grabada una frase dicha por el capitán de la compañía donde nos formábamos los futuros alféreces de complemento17: «Orden más contraorden, igual a desorden». Trasladándola al mundo jurídico —y más en concreto al ámbito regulatorio—, se puede decir que todo cambio del regulador genera desorden, conflicto. El empresario confía en el regulador para ejecutar inversiones con periodos de amortización largos, veinte años o más. Los cambios rompen la confianza en el país y alejan la inversión.

Y dicha situación es la que se ha experimentado recientemente en España cuando, mediante Real Decreto-Ley 17/2021, del 14 de septiembre, se aprobó una norma encaminada a mitigar el impacto de la escalada de precios en el gas y la electricidad, percutiendo sobre los «beneficios extraordinarios» de las compañías eléctricas. Un mes después, y ante el revuelo del sector, que mostró su oposición deteniendo inversiones18, se pretendió corregir el error con un nuevo Real Decreto-Ley 23/2021, del 26 de octubre. Un caos.

Otro principio clásico en el derecho regulatorio proclama la no modificación de las reglas del juego cuando la partida ya ha comenzado. La estabilidad del sistema (o la seguridad jurídica, que es lo mismo) llevó en su día a la ACER a pronunciarse en contra de reformar el régimen del mercado marginalista en la UE (pilar del sistema). Esta idea es la que, en el fondo, animó mi respuesta a la inteligente pregunta del doctor Ferrer.

Pero tampoco es bueno desoír las críticas. Como dice el dicho español, «Cuando el río suena, agua lleva». Algo pasa, y hay que abordarlo. Y es lo que acaba de hacer la UE el 14 de marzo de 2023 con una propuesta de enorme calado —que se verá más adelante—, nacida de un debate propiciado, en parte, por la controvertida postura española.

3. LAS PROPUESTAS DEL GRUPO CRÍTICO ESPAÑOL FRENTE AL MERCADO MARGINALISTA Y RAZONES QUE ANIMAN A PENSAR EN UN FUTURO CAMBIO DEL SISTEMA

Las medidas intervencionistas del Gobierno español se fundamentan en las tesis lideradas por Jorge Fabra19 y Natalia Fabra20, al frente del grupo «Economistas para la crisis». Ariño Ortiz21 sintetiza las tesis del grupo; aquí destacaremos cinco pilares, a manera de resumen de dicha síntesis:

Planificación pública estatal, reconociendo los costes fijos del sistema (potencia) y los variables (costes de producción de energía), encomendando al Estado la potencia que debe incorporarse al sistema eléctrico. El Estado determinará el mix de generación eléctrica que ha de abastecer la demanda.El Estado convocará subastas homogéneas entre productores iguales o semejantes, con garantías para la participación de pequeñas y medianas empresas. Auditorías a las centrales con tecnologías inaccesibles (hidroeléctricas y nucleares) para determinar «precios fijos» de retribución. Ello obliga a que el operador del sistema intervenga la explotación de las hidroeléctricas y la interrumpibilidad del sistema en su conjunto.Se mantiene el mercado horario tradicional, pero el sistema retributivo se modifica (luego se verá de qué forma), lo que afecta el precio marginalista.

Entre los meses de septiembre y octubre del 2021, un grupo de países de la UE (España, Francia, Portugal, Grecia, República Checa y Rumanía) se dirigieron a la Comisión Europea reclamando una plataforma conjunta para la compra unificada de gas natural, así como una modificación de las reglas del juego de los mercados mayoristas, pidiendo la cabeza del sistema marginalista. A este grupo se opuso otro liderado por Alemania, al que se unieron Irlanda, Países Bajos, Dinamarca, Austria y Luxemburgo, negando que la intervención en los mercados mayoristas fuera necesaria, cuando cabían medidas de protección temporales de los sectores más débiles (principalmente pequeños consumidores) en la esperanza de una pronta recuperación de los precios.

Dicha esperanza no fructificó. El cúmulo de factores es demasiado complejo. No solo percute el precio del gas; también lo hacen el desaforado incremento de precios en el mercado de emisión de CO2 (mercado de gases de efecto invernadero)22 y muchos otros factores, algunos locales23, que disparan el coste de la energía eléctrica, y tientan al poder político para que intervenga directamente en el mercado.

Lo que existe detrás de las propuestas españolas es una ideología que propugna la vuelta al viejo sistema de explotación unificada de 1984, ya superado. Obviamente, quienes apostaron entonces por la liberalización (y Ariño Ortiz fue uno de ellos) no pueden apoyar semejante postura. Y, sin embargo, Ariño24 afirma:

Es claro, para mí, que el mercado eléctrico, después de la entrada masiva de energías renovables a coste variable próximo a cero, aunque intermitentes en su producción, no puede seguir con un “pool” único de la energía total del país a coste variable competitivo bajo sistema marginalista de fijación de precios. Este sistema, antes o después, tendrá que cambiar, con una apertura del mercado a pactos bilaterales precios pactados, vinculantes y reforma paralela del régimen de las redes. Pero esto es una cosa y otra muy distinta es volver a la completa estatalización del sistema energético, incluida la nacionalización de las empresas gestoras (y rectoras) del mismo. La izquierda radical española defiende la tesis de que “la luz es un derecho humano fundamental porque es esencial para vivir”, lo cual es muy cierto; pero ello no significa que sea gratuito. A los grupos vulnerables hay que prestarles toda la ayuda posible para cubrir esta necesidad, pero hay que articular un sistema (régimen de pobreza energética, bono eléctrico u otros) que haga frente a la cobertura de su coste.

En las palabras de Ariño Ortiz hay una respuesta positiva a la pregunta que formulaba el doctor Ferrer. Pero ello es tributario de una desilusión. Quienes luchaban en la década de los ochenta por la liberalización del sistema eléctrico tenían el sueño de lograr la competencia perfecta con la suma de los distintos países de la UE. Creían en las interconexiones entre los distintos países y en un futuro en el que las distintas empresas podrían competir dentro del marco de un verdadero mercado común europeo en el que las redes estuvieran abiertas para todos.

El primer paso se dio en la dirección correcta. La apertura de las redes se impuso a semejanza de lo que ocurrió en el mercado de las telecomunicaciones. Se pensaba que si en este último mercado la apertura de redes había logrado introducir la competencia entre compañías multinacionales, lo mismo ocurriría en el mercado eléctrico.

Se equivocaban, porque la realidad es muy diferente.

El mercado eléctrico no es comparable al mercado de las telecomunicaciones, puesto que las redes no son homogéneas. No existe en el mercado de las telecomunicaciones una red de transporte y otra de distribución, como ocurre en el eléctrico. En aquel, las redes son únicas en su tipología, fijas o móviles, pero únicas; esta característica constituye el fundamento del éxito de la liberalización del mercado.

El mercado de la electricidad es distinto. La titularidad de la red de transporte puede pertenecer a una única compañía (y así sucede en España con el monopolio que ejerce Red Eléctrica), pero no necesariamente ocurre lo mismo con las redes de distribución, y puede interesar a unos y otros el reparto del mercado25. En efecto, una red de distribución puede idearse como mecanismo que permite compartimentar zonas para aislar el potencial riego de bajada de tensión en zonas concretas, y esto favorece los oligopolios que reparten mercados por zonas de distribución (como ocurre en España). En otros países se potencia al «campeón nacional» (caso de Francia26) con la introducción de barreras de entrada a competidores de otros Estados miembros de la Unión.

Si se busca un mercado energético más homogéneo con el mercado eléctrico, se podría optar por el mercado de combustibles: no se observan en él características comparables, porque, si bien la red de transporte (oleoducto) pertenece a una sola compañía27, la distribución es capilar y se realiza por carretera mediante camión; además, el centro final de distribución (la estación de servicio) admite con facilidad la competencia, sin perjuicio de que el regulador incorpore medidas que incentiven dicha competencia28.

El sector que más se asemeja al de la electricidad en España, en lo concerniente a las redes, es el de gas natural. La red de transporte pertenece a una sola compañía (Enagás, a semejanza de Transportadora del Gas del Perú), pero las de distribución se reparten entre las distintas compañías que operan en el mercado29, existiendo, pero de modo insuficiente, conexiones con Francia y Portugal30, que, precisamente por su insuficiencia, hacen de la península Ibérica una isla energética31.

En definitiva, las características físicas del mercado eléctrico, unidas a la inercia del propio mercado y a las distintas estrategias de las empresas implicadas (con el beneplácito pasivo de la Comisión Europea), han hecho que cada interesado busque —y encuentre— su camino. Y este no es el propio de una competencia, como se había soñado cuando se potenció la liberalización del mercado en la década de los noventa.

El mecanismo del precio marginalista que había suscitado un consenso en aquel escenario fue abrazado por todos los países de la UE y ha regido el mercado desde entonces. En la actualidad, sin embargo, las circunstancias han cambiado, y la transición verde (con la irrupción de las renovables) pone por primera vez en duda su planteamiento, habiéndose recogido dos posturas: la de aquellos países que abogaban por una revolución en el sistema marginalista, y la mayoritaria, encaminada a la aprobación de medidas complementarias que mitiguen la aplicación pura del precio marginalista.

Pues bien, las propuestas del Gobierno español percutían directamente contra el sistema marginalista. Se presentaron el 1 de marzo de 2022, siete días después del comienzo de la invasión rusa de Ucrania, y en un momento en el que las instalaciones industriales con mayor consumo de electricidad en España (cerámicas, acereras, cementeras y otras) se vieron obligadas a parar la producción por lo insostenible de las tarifas de la energía eléctrica, que habían llegado a picos de 400 euros por megavatio/hora. En síntesis, la propuesta española plantea:

Acelerar la transición verde32.Desacoplar el precio eléctrico de los combustibles (gas y petróleo), lo que obliga a intervenir precios en un doble sentido:Limitar (price cap) el precio de la electricidad.Intervenir la volatilidad del precio del gas, compensando extracostes en un momento posterior. El Fondo Nacional de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico obliga a las distintas empresas energéticas a dotar cantidades para cubrir estos extracostes.Atacar los «beneficios caídos del cielo» que obtienen quienes disponen de energías que ni usan gas ni consumen CO2 (se está pensando más en la nuclear e hidráulica que en la fotovoltaica y la eólica), pero que se benefician del mecanismo marginalista que les permite cobrar a precio de energía eléctrica producida con gas. Fomentar la contratación bilateral, al margen del pool, facilitando estas operaciones con garantías públicas. Fomentar el autoconsumo y la constitución de comunidades energéticas. Y, en relación con el mercado europeo, lograr una interconexión suficiente con el continente europeo, tanto en electricidad, como en gas (lo que permitirá también al continente beneficiarse de la extraordinaria red de regasificación de la península ibérica).

4. LA PROPUESTA DE MODIFICACIÓN DEL DISEÑO DEL MERCADO ELÉCTRICO DE LA DIRECCIÓN GENERAL DE ENERGÍA DE LA UE DEL 14 DE MARZO DE 2023

El debate suscitado para la reforma del mercado eléctrico europeo ha recibido distintas respuestas, pero la más importante llegó el martes 14 de marzo de 2023, con la propuesta elaborada por la Dirección General de Energía para su discusión en el Parlamento Europeo. Esta era el resultado de varios meses de trabajo en el que las distintas propuestas (con especial relevancia de la disruptiva española) fueron analizadas. En síntesis, se concluye con una solución que, lejos de romper el mecanismo del precio marginalista, apuesta por una evolución de este para adaptarlo a las nuevas circunstancias.

El documento está fuertemente influido por la dependencia alemana del gas ruso; este, juntamente con el argelino, llega a buen precio a través del gasoducto. Ambos tienen como desventaja, sin embargo, las dificultades que existen para encontrar alternativas, puesto que, si lo que se busca es abastecer a Europa central, ello requeriría apostar por la regasificación, y el país mejor posicionado (España) se encuentra insuficientemente conectado con el continente. La propuesta ha sido definitivamente asumida por el Consejo de la UE en su reunión del 17 de octubre de 2023.33 El comunicado de prensa incorpora como anexo la orientación general aprobada el 19 de octubre de 2023, que servirá para la aprobación de un futuro Reglamento.34

En síntesis, se sostiene que el mercado de electricidad europeo es eficiente, se encuentra integrado y lleva veinte años funcionando estupendamente —afirmación discutible—, pero que se halla en pleno proceso de descarbonización, avanzando para dejar de depender de la volatilidad de los combustibles fósiles, lo que permitirá proteger a empresas y consumidores frente a cambios drásticos o manipulaciones del mercado (eso sí es cierto). Añade que la guerra desatada por la invasión rusa de Ucrania ha demostrado la necesidad de acelerar el proceso y destaca las medidas que se proponen para ello.

Por su parte, el mercado spot, según la consulta hecha a más de setenta agentes de este, rechaza la eliminación del sistema marginalista que, a juicio de la Dirección General, funciona bien y proporciona señales de precios correctas, destacando, a su vez, la madurez de los mercados a corto plazo (diarios e intradiarios) bien desarrollados y resultado de años de aplicación de la legislación energética de la UE. En definitiva, no es el corto plazo lo que preocupa al Consejo.

Sin embargo, sí existen tres aspectos que preocupan sobremanera:

De una parte, la ausencia de señales de precios a más largo plazo, lo que se conecta con la carencia —como instrumento normal en los diferentes Estados miembros— de acuerdos de compra de energía (PPA), contratos por diferencia y la mejora de los mercados a plazo, sistemas que en otros ámbitos (por ejemplo, hidrocarburos) son habituales, pero no en electricidad. Aun ahí —y contra las intenciones intervencionistas de la propuesta española— la Dirección General apunta que no debe haber regímenes obligatorios y que ha de preservarse la libertad de elegir los contratos pertinentes. Y los nuevos contratos bidireccionales por diferencias se aplicarán a las inversiones en nuevas instalaciones de generación de electricidad que utilicen energía eólica, solar, geotérmica, hidroeléctrica sin embalse y nuclear, todo ello tras un largo periodo transitorio de entre tres y cinco años, para dotar de previsibilidad al mecanismo.En segundo lugar, admite que se deben seguir favoreciendo las soluciones no fósiles, el incremento de renovables, el almacenamiento y la transparencia en el mercado. Se han habilitado “mecanismos de capacidad” con medidas de apoyo a las centrales eléctricas que quedan institucionalizadas para garantizar la seguridad del suministro a mediano y largo plazo.Por último, se deben buscar soluciones que protejan a los consumidores más vulnerables, lo que es consustancial a la dimensión del acceso al servicio como «derecho humano» que se vio anteriormente.

La primera de las medidas se conecta con parte de la propuesta española. La Dirección General aprecia que los PPA (acuerdos bilaterales de compra entre productores y compradores de electricidad) son un instrumento adecuado para procurar estabilidad de precios a largo plazo para el cliente, pero también certeza necesaria para que el productor tome la decisión de invertir. Observa que pocos Estados miembros tienen mercados activos de PPA y que, cuando existen, únicamente acceden a estos las grandes empresas. Entiende que la principal barrera se encuentra en la dificultad de lograr coberturas para cubrir el riesgo de impago en el mercado de electricidad (más habituales en el mercado de hidrocarburos), y precisamente por ello cree necesario intervenir en ellas35. Destaca, con este fin, los artículos 107 y 108 del Tratado de Funcionamiento de la UE, que habilitan dicha intervención, y propone que los Estados miembros actúen en consecuencia, utilizando todos los medios a su alcance, incluido el Banco Europeo de Inversiones, poniendo el foco en los más vulnerables (pequeñas y medianas empresas) e incluso la reserva de parte de la producción para ser destinada a los PPA.

En ese sentido, a través de los contratos direccionales por diferencias, se proponen medidas ya utilizadas con éxito en otros mercados —como los contratos concesionales—, consistentes en garantizar ingresos mínimos a cambio de topar beneficios. Lo que distingue un contrato comercial a largo plazo de uno por diferencias es que en el primero el pacto es libre, mientras que en el segundo la libertad fluctúa en una horquilla. Los contratos por diferencias vinculan a un productor con una autoridad pública por un periodo largo (en torno a quince años); en la horquilla, los precios fluctúan libremente, pero si se alcanzan los topes, sea por arriba o por abajo, el pacto alcanzado impide superarlos. De ese modo, el Estado compensa pérdidas, pero también se apropia de los beneficios extraordinarios, que deberá utilizar a favor de los consumidores más desprotegidos.

Pues bien, como medida de intervención, se establece que, cuando medien subvenciones (a proyectos renovables o nucleares), se impondrá en contraprestación un contrato por diferencias.

Otro de los guiños a favor de las propuestas españolas se orienta a reconocer la falta de transparencia en la gestión de redes (la parte del mercado sujeta a tarifas).

Sin embargo, el punto donde el Consejo se muestra inflexible (con el solo matiz de los consumidores vulnerables) es la intervención de precios. Siguiendo la doctrina tradicional en materia de competencia, se indica que las intervenciones públicas en la fijación de precios para el suministro de electricidad constituyen, en principio, una medida distorsionadora del mercado, no admisible como regla general. Excepcionalmente, y como obligación de servicio público, se detectan tres ámbitos de posible intervención:

Hogares en situación de pobreza energética y vulnerables (donde sería lícito intervenir para que accedan al servicio incluso por debajo de los costes).En periodo de crisis, como medida de transición para los hogares y las microempresas y pymes. El documento enfatiza especialmente que el impacto negativo en la economía general justifica intervenir con el fin de proteger a hogares y pymes asegurando el servicio incluso por debajo del coste, pero reconociendo que, del mismo modo, debe procurarse que no cree distorsiones entre los proveedores y que estos sean compensados por el suministro por debajo del coste. Ahora bien, con la finalidad de que la ayuda no sea subrepticiamente utilizada para incrementar el consumo, añade que dicha regulación de precios debe limitarse al 80 % del consumo medio en el caso de hogares y al 70 % del consumo del año anterior para las pymes, y que la habilitación de la medida no se decidirá arbitrariamente por los Estados miembros, sino que será la Comisión la que lo autorice por un tiempo determinado (máximo un año).

Finalmente, el documento incide en cuestiones ya conocidas, como incentivar las energías renovables y favorecer el almacenamiento y el autoconsumo. Pero, insistimos, sin alterar el sistema de precio marginalista para el mercado spot.

5. CONCLUSIÓN

A pesar de todas las ideas expuestas en el presente artículo, la pregunta del doctor Ferrer, imposible de responder en un par de minutos, aún no queda verdaderamente contestada.

La experiencia europea es digna de análisis, pero difícilmente extrapolable a el Perú, que, como ocurre con cualquier nación soberana, tiene sus propios problemas36. Se puede resumir la enseñanza de la UE en los siguientes puntos:

En la actualidad, el mejor sistema de precios para el mercado spot es el marginalista. Seguramente continuará en uso en tanto no se desarrolle un sistema de almacenamiento efectivo de energía. La situación será diferente cuando se alcance dicho desarrollo y sea posible, en consecuencia, compensar los picos de demanda. Es muy posible que la clave se encuentre en el futuro vuelco de las renovables que propiciará el hidrógeno, pero para ello quedan aún entre cinco y diez años. Sí existe un margen de recorrido en los contratos a largo plazo. La singularidad del mercado eléctrico ha impedido el éxito que este tipo de contratos ha alcanzado en el ámbito de los hidrocarburos, pero es ahí donde sí resultaría posible intervenir mediante incentivos. Y en este punto se puede afirmar que se cuenta con un cierto consenso, tanto en lo referente a contratos a largo plazo como a bidireccionales. Se observa una aparente inflexibilidad de la UE en cuanto a la intervención de precios (singularmente, del gas). Aquí se la considera aparente porque una cosa son las líneas técnicas (que son claras: no intervención de precios) y otras las políticas. La condición de isla energética de la península Ibérica permitió una medida transaccional que se presentó como un éxito de España y Portugal: la «excepción ibérica», a través de la cual se permitió limitar temporalmente (por doce meses) el precio del gas a cambio de una justa compensación que haga posible afrontar los costes de producción de las instalaciones generadoras de electricidad con gas u otro combustible cubriendo los costes de aprovisionamiento del mercado37. Inicialmente, España pretendía lograr un precio tope de 30 euros por megavatio hora; la Comisión lo dejó en 40 euros, con alzas de 5 en 5 euros hasta alcanzar los 70 euros. Y se ha valorado incluso la posibilidad de introducir temporalmente una medida coyuntural a nivel europeo, aunque a precios tope muchísimo más altos (en torno a 180 euros). En cualquier caso, insistimos, se trata de una medida coyuntural. La cuarta enseñanza es el consenso en la necesidad de proteger a los consumidores vulnerables.

La conclusión final se corresponde, en cierta medida, con la respuesta que improvisé aquella tarde de junio del 2022: no tomar decisiones estructurales ante problemas coyunturales. Pero es una respuesta que solo tiene valor en el momento actual. Muy posiblemente, y como se intuía en la inteligente pregunta, hemos iniciado ya la pendiente hacia la desintegración del sistema marginalista, que no ocurre aún, sino que se producirá más bien en un futuro próximo.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía. ACER’S final assessment of the EU wholesale electricity market design. Liubliana, ACER, abril de 2022. https://www.acer.europa.eu/Publications/Final_Assessment_EU_Wholesale_Electricity_Market_Design.pdf

Ariño Ortiz, Gaspar. La batalla de los precios y la reforma de los mercados eléctricos. Cizur Menor: Thomson Reuters Aranzadi, 2022.

Propuesta de Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo por el que se modifican los Reglamentos (UE) 2019/943 y (UE) 2019/942 y las Directivas (UE) 2018/2001 y (UE) 2019/944 para mejorar la configuración del mercado de la electricidad de la Unión (Orientación general de fecha 19 de octubre de 2023). https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-14339-2023-INIT/es/pdf

«Reforma de la configuración del mercado de la electricidad: el Consejo alcanza un acuerdo» (Comunicado de prensa). Consejo de la Unión Europea, 17 de octubre de 2023. Acceso el 20 de noviembre de 2023. https://www.consilium.europa.eu/es/press/press-releases/2023/10/17/reform-of-electricity-market-design-council-reaches-agreement/

1 Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), ACER’S final assessment of the EU wholesale electricity market design (Liubliana, ACER, abril de 2022), https://www.acer.europa.eu/Publications/Final_Assessment_EU_Wholesale_Electricity_Market_Design.pdf

2 Gaspar Ariño Ortiz, La batalla de los precios y la reforma de los mercados eléctricos (Cizur Menor: Thomson Reuters Aranzadi, 2022). El profesor Ariño falleció el 5 de enero de 2023. Esta fue su última publicación y contiene una profunda respuesta a la pregunta del doctor Ferrer. A modo de homenaje a quien fue algo más que mi maestro, en las siguientes páginas procederé a glosar y sintetizar su última aportación, a la cual añadiré algunas consideraciones más.

3 Como muestra, en estos momentos es noticia la intervención que está dispuesto a ejecutar el Gobierno argentino en Edesur (filial de ENEL), la concesionaria de distribución eléctrica del sur de Buenos Aires. En el trasfondo, las acusaciones recíprocas de falta de inversión (por parte del Gobierno) y de obstáculos a la revisión de la tarifa (por la concesionaria), con un posible final de la historia en arbitraje internacional.

4 El hidrógeno verde está llamado a integrarse en este grupo, pero no es aún una realidad.

5 Obviamente, el coste de amortización de la planta dependerá de la vida útil de los elementos que la componen (placas solares o aerogeneradores), que es muy similar: entre 20 y 25 años, extensible a entre 30 y 35 con inversiones en mantenimiento.

6 Se calcula que el accidente de la central de Chernóbil liberó cien veces más radiación que la bomba atómica de Hiroshima.

7 Las baterías eléctricas se encuentran actualmente en pleno desarrollo. La ventaja del almacenamiento mediante baterías es clara, puesto que permiten producir energía eléctrica en horas valle (baratas) y almacenarla para introducirla en el sistema en horas pico (caras), con el beneficio correspondiente; en el lado opuesto, si una instalación renovable se conecta a otra de baterías se obtendría un beneficio y una pérdida. De una parte, se lograría acumular energía para cuadrar la oferta en momentos de necesidad (y eso es favorable), pero, al mismo tiempo, el operador del sistema debe contar con que no puede incluir en el sistema la energía que la planta renovable dedica al almacenamiento (cuando se supone que esa energía se incluirá siempre en el sistema).

Por otra parte, el juego de las baterías permite otras alternativas muy interesantes. Piénsese en las baterías eléctricas de los vehículos eléctricos. Cada batería eléctrica de un vehículo es un potencial mecanismo de almacenamiento que puede ser utilizado por el distribuidor en momentos puntuales. Al distribuidor puede interesarle ofertar energía más barata a los propietarios de los vehículos si estos se avienen a mantener la batería conectada en determinadas horas del día, pudiendo el distribuidor tomar energía de los vehículos en esas franjas horarias.

No hay duda de que el almacenamiento por baterías modifica el viejo axioma de que la energía eléctrica no es almacenable. Con la llegada del hidrógeno (almacenable por esencia) este viejo axioma pasará definitivamente a ser una reliquia del pasado.

8 La experiencia de la solar y la fotovoltaica ilustra sobre el juego de coste-beneficio. Durante la fase de desarrollo tecnológico, los costes no hacen rentable la tecnología, lo que precisa de la ayuda económica en modo de subvención. Otro tipo de ayuda (regulatoria) es incentivar a los grupos privados que penetren en el mercado cuando los costes son altos con reservas de capacidad para futuros desarrollos, frente a quienes no arriesgan en esta fase, que deberían concursar en el futuro en peores condiciones.

9 Aparte de los ejemplos de Paraguay y Costa Rica con la hidroeléctrica, resulta paradigmático el caso de Francia, cuya apuesta fundamental es la nuclear. El 6 de julio de 2022 el Parlamento Europeo aprobó la propuesta de la Comisión Europea para incluir el gas y la nuclear dentro de la llamada taxonomía verde, lo que permite a estas dos energías competir con la solar y la fotovoltaica a la hora de recibir ayudas propias de tecnologías que no emiten gases con efecto invernadero. La propuesta buscaba elaborar un mecanismo de transición hacia la energía verde, y tenía el fuerte respaldo de Alemania (por el gas) y de Francia (por la nuclear), los cuales arrastraron a los demás países, a excepción de España, Austria, Dinamarca y Luxemburgo, que se oponían a la reforma.

10 Como es sabido, la energía nuclear en Perú no se utiliza para producir electricidad. Las instalaciones ubicadas en El Huarangal (Carabayllo) constituyen un reactor nuclear de investigación de 10 megavatios de potencia aplicado para producir radioisótopos de usos médicos e industriales y para brindar servicios en los sectores productivos. En cualquier caso, no siendo descartable la inclusión de la tecnología nuclear en un futuro, y como quiera que esta tecnología está siendo objeto de debate actual en Europa como energía «verde», no puede obviarse en estas consideraciones.

11 Gaspar Ariño, La batalla de los precios…, 87.

12 Se produce la energía en una central que aprovecha ríos con un alto caudal de agua y baja pendiente. Ello permite que las turbinas se encuentren en funcionamiento continuo y, salvo sequía, es una energía barata porque el proceso actúa en continuo.

13 Son también relevantes la Directiva de mercado interno 2019/944, la Directiva 2018/2001 Relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, y el Reglamento UE 2019/942 de la Creación de la Agencia de Cooperación de Reguladores de Energía (ACER).

14 Contempla cuatro definiciones de interés que orbitan sobre el concepto de balance. Son las siguientes:

11) «energía de balance»: energía utilizada por los gestores de redes de transporte para realizar el balance;

12) «proveedor de servicios de balance»: participante en el mercado que suministra energía de balance y/o reserva de balance a los gestores de redes de transporte;

13) «reserva de balance»: volumen de capacidad que un proveedor de servicios de balance ha aceptado mantener y respecto al cual el proveedor de servicios de balance ha aceptado presentar ofertas por un volumen correspondiente de energía de balance al gestor de la red de transporte durante el período de vigencia del contrato;

15 Lo que no significa que lo sea desde un punto de vista real.

16 En el discurso político se habla de «beneficios caídos del cielo» para aludir a los beneficios pretendidamente extraordinarios a los que acceden las empresas energéticas por el juego de la oferta y la demanda según las reglas del juego. En España, como en buena parte del mundo, los incrementos de los precios de la energía han sido verdaderamente espectaculares. El precio medio del megavatio/hora en el 2020 fue de 40.37 €. En el 2021 escaló a 118.7 €. En marzo del 2022 se alcanzó el pico de 294.3 €. No se ha bajado de 130 € hasta enero del 2023 (cuando alcanzó la media de 89.9 €). Pero en febrero del 2023 se volvió a 143.8 €. Volatilidad en estado puro, lo que, tratándose de un servicio de interés general, resulta inasumible políticamente.

17 Este sistema de realizar el servicio militar permitía a los universitarios acogerse al año de servicio partido en dos semestres de julio a diciembre en los dos últimos años de carrera. Durante el primer semestre, recibíamos una instrucción acelerada de tres meses en campamento, y otra, de la misma duración, pero en Academia. Volvíamos a la vida civil para concluir el último año de carrera, y los seis meses siguientes servíamos como oficiales, en el rango más bajo, justo por debajo de teniente.

18 En la práctica, la intervención suponía la pérdida de unos 3,500 millones de euros para las empresas. La sola aprobación del Real Decreto-Ley generó un desconcierto tal que las compañías procedieron a paralizar las futuras inversiones en renovables. El remedio se revelaba muchísimo peor que la enfermedad: se había afectado a la confianza del inversor.

19 Expresidente de Red Eléctrica Española.

20 Natalia Fabra es catedrática de Fundamentos del Análisis Económico en la Universidad Carlos III de Madrid y consejera de Enagás, además de asesora del Gobierno en las diferentes medidas adoptadas para intervenir el mercado eléctrico.

21 Gaspar Ariño, La batalla de los precios…, 31 y ss.

22 En Europa, desde el protocolo de Kioto, las empresas que precisan contaminar para desarrollar su actividad deben «comprar» derechos de emisión que la propia UE coloca en el mercado mediante subastas, en función de la asignación de derechos de emisión que ella asigna a cada país. Cuando una empresa (por incremento de actividad u otras razones) precisa contaminar más, debe, en compensación, adquirir derechos de emisión. Las empresas que han adquirido derechos de emisión y ya no los necesitan (porque han procedido a la transición «verde») pueden vender sus derechos sobrantes. Pero ese mercado tiene un tope para toda la UE, y este se reduce cada año en un 2 %, de modo que, ante una menor oferta anual, los precios de los derechos de emisión se incrementan. El precio medio anual en el 2018 fue de aproximadamente 20 € por tonelada; en el 2019 subió a 25 €, a 30 € en el 2020; en el 2021 alcanzó la media de 53.55 €, pero en el 2022 ha superado los 80 €. Cuando estas páginas se escriben, a marzo del 2023, el precio ha llegado a 96.93 € por tonelada, el 10 de marzo.

23 Por ejemplo, en España tiene también incidencia el déficit de tarifa. Con la finalidad de favorecer la pronta inclusión de las energías renovables, el Gobierno español subvencionó las inversiones en el 2013, cuando los paneles solares aún tenían un precio muy elevado y se estimaba que, sin subvención, y en el entorno de la crisis inmobiliaria, no era esperable la inversión en renovables. El Gobierno quería a toda costa modificar el mix energético, pero lo hizo en el peor momento, con un coste muy elevado (unos 40,000 millones de euros). Este coste lo trasladó a todos los consumidores, y se carga en la factura de la luz. Se espera amortizar totalmente el déficit de tarifa en el 2028, pero, mientras tanto, la subida de tipos de interés también incrementa la deuda (en el 2023 está creciendo al 2,042 %, 14 puntos más que en el 2022, cuando se incrementó en un 1,896 %).

24 Gaspar Ariño, La batalla de los precios…, 36.

25 Sobre esto habría mucho que hablar, pero ocuparse de él en este momento excedería los términos del presente artículo.

26 En Francia, la red de transporte está operada por RTE, operador del transporte, que es una filial de Électricité de France (EDF), el mayor operador de electricidad del mundo, en la que el Estado francés ostenta el dominio. En cuanto a la red de distribución, se mantiene por Enedis, también parte del grupo EDF. Francia, bajo su política de campeón nacional, ha optado por mantener una compañía integrada verticalmente que opera en todas las fases del proceso (generación, transporte, distribución y comercialización), si bien, por imperativo de las directivas comunitarias, se deben separar las actividades dentro del mismo grupo en empresas independientes, pero dominadas por la matriz.

27 Exolum, antigua CLH, en España.

28 Por ejemplo, en España, el artículo 43 bis de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos limita los contratos de suministro en exclusiva en estaciones de servicio a un plazo máximo de un año prorrogable por otros dos. Más importancia tiene la Disposición Adicional Cuarta de la Ley 8/2015, que limitó la posibilidad de incrementar la titularidad privada de estaciones de servicio a los operadores con una cuota nacional de mercado del 30 % y, a nivel provincial, a quienes ostentaban una cuota superior al 30 % en la provincia.

29 Gas Natural Fenosa, Naturgás Energía Distribución, Redexis Gas, Madrileña Red de Gas y otras de menor tamaño.

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