Las empresas del sector eléctrico han realizado un esfuerzo intenso en los últimos años para proporcionar mayor seguridad en el suministro frente a la demanda creciente. Ello se ha traducido en un volumen de inversión que aumenta año a año, hasta alcanzar en 2004 más de 4.400 millones de euros, y ello en un entorno de riesgo en el que la inseguridad regulatoria impide garantizar la rentabilidad de la misma. Como resultado se ha incrementado la potencia instalada aproximadamente un 21 por 100 en cuatro años, con lo que el margen de reserva se situará en torno al 5 por 100 en 2005, cifra que se duplicará seis años más tarde, superando así los niveles alarmantes de 2003 y 2004. De este modo, no sólo se garantiza el suministro eléctrico incluso en los picos de demanda, sino que además los efectos positivos de la inversión se reflejan en los índices de calidad, que no han parado de crecer. En este sentido el TIEPI alcanzó en 2004 su record histórico positivo, en 2,42 horas lo que mejora en un 28 por 100 los valores de 1996, año de la firma del protocolo de liberalización.

El proceso de liberalización del mercado en España ha adelantado a las exigencias europeas, a través de un importante esfuerzo de adaptación de las empresas del sector que ha redundado en importantes beneficios globales para la economía española. En este sentido, desde la firma del protocolo, el precio de la electricidad se ha reducido un 13,2 por 100 en términos nominales, pero si tenemos en cuenta la inflación, la rebaja alcanza el 39,5 por 100. Además, la penetración del mercado liberalizado ha sido superior a la que cabría esperar al competir con una tarifa insuficiente, ya que la libre contratación en el mismo ha alcanzado el 36 por 100 de la energía. Así, los clientes que han acudido al mercado liberalizado han obtenido precios todavía inferiores a los de tarifa.


Nuevos condicionantes del entorno.

Recientemente se han alterado las condiciones del entorno del mercado energético, lo que ha ocasionado el encarecimiento del mismo. En este sentido, se está sufriendo una importante presión de demanda en cuanto que la utilización de la capacidad es cada vez mayor, lo que se une a los costes medioambientales y al aumento de los precios de los combustibles. Este último efecto presiona los precios al alza, en parte porque el mix de generación a que obliga el gobierno es más caro, ya que se basa en el gas y energías renovables (la mitad será ciclo combinado y la otra mitad régimen especial), con un coste marginal de producción superior al de las instalaciones existentes.

Para paliar este problema cabría plantearse la necesidad de prolongar la vida útil del parque generador actual, además de que parece razonable mantener un cierto nivel de diversificación energética que evite la concentración excesiva en pocas fuentes, concretamente manteniendo una parte de la generación en el carbón. Convendría revisar los planes de reducción de esta tecnología como ya se está haciendo an algunos países europeos, como por ejemplo, en Alemania. Asimismo, la diversificación debería contar con la energía nuclear, dilatando la vida útil de las centrales de este tipo en funcionamiento o planteando la creación de otras nuevas. La generación eléctrica también se encarece por el incremento de los precios del combustible, que, en el caso del petróleo Brent, ha alcanzado más del 90 por 100 entre enero de 2003 y octubre de 2005, arrastrando consigo al gas y al carbón. Ello, unido a la sequía y a las limitaciones en el uso de las centrales nucleares parecen ser la causa de los elevados precios registrados este año, que constituyen la consecuencia lógica de la evolución del entorno y en nigún caso justifican falta de confianza en el funcionamiento del mismo.

El sector eléctrico es consciente del impacto medioambiental de su actividad, por lo que está realizando esfuerzos para disminuir el mismo, siendo posiblemente, uno de los que mejores resultados ha obtenido en este aspecto. Así, se pueden citar las nuevas tecnologías aplicadas en la combustión del carbón, el impulso de los ciclos combinados y el desarrollo de las energías renovables. Sin embargo, los requisitos medioambientales suponen un sobrecoste para cualquier industria, pero mucho más para la generación eléctrica: las tasas e impuestos medioambientales son una práctica generalizada en las Comunidades Autónomas, y el gobierno está impulsando la creación de otra nuevas.

Este año ha entrado en funcionamiento el mercado de derechos de emisión de CO2, lo que debería constituir una solución, pero que en la práctica está encontrando obstáculos para su funcionamiento, ya que a la lógica inexperiencia de sus agentes se une su coincidencia en el tiempo con un periodo de alta demanda y sequía, lo que obliga al sobreuso de la generación de carbón, de manera que la oferta de derechos ha sido muy escasa, generando volatilidad y falta de liquidez en el mismo. De hecho, en la actualidad el precio de la tonelada de CO2 ronda los 20 euros, cuando las primeras estimaciones manejaban la cifra de 10 euros. Sin embargo, el mayor problema del mercado de derechos no es consecuencia de su funcionamiento, sino más bien de que no parece que esté cumpliendo su función de disminuir las emisiones reales puesto que las desviaciones son crecientes, y aumentan por encima de la demanda. Ello podría indicar que quizá dicho mercado no sea la mejor solución posible, y que, en cualquier caso, se debe revisar su funcionamiento para incorporar mayor flexibilidad y repartir más su coste.

Otro de los factores que incide en el crecimiento del precio energético es la presión de la demanda que se ha incrementado en un 65 por 100 en los últimos diez años, obligando a las empresas del sector a recurrir a toda su capacidad de generación. De hecho, el aumento anual de la demanda eléctrica se ha situado por encima del crecimiento del PIB, alcanzando una media en torno al 5 por 100, tendencia que parece que se mantendrá en el futuro, puesto que la Planificación valora un escenario con incrementos de demanda anuales de entre el 3 y el 5 por 100. Sin embargo, el aspecto de mayor relevancia es el incremento de las puntas de potencia, que en la última década han aumentado un 73 por 100, superando todas las previsiones, y, es más, el crecimiento se ha producido por igual tanto en invierno como en verano. De hecho, la punta de potencia del mes de enero de 2005 alcanzó los niveles que no se esperaban hasta dos años más tarde según la planificación realizada en 2002.

De los datos de demanda se deduce que existe un problema de intensidad de la energía que en España no para de aumentar, al contrario que en la mayoría de países de la OCDE, situación aún más grave si tenemos en cuenta la fuerte dependencia energética de nuestro país, muy superior a la media europea. Por ello es necesario aplicar medidas de ahorro y eficiencia, que, aunque ya existen inciciativas muy positivas, concreten en hechos las medidas de control y/o gestión de la demanda. Asimismo, la adecuación de la tarifa a los costes reales podría constituir una de las principales vías para mejorar la eficiencia energética en cuanto que permitiría enviar una señal de precio a los agentes, quienes actualmente pueden tener una percepción equivocada de abundancia si se guían tan sólo por la tarifa. Habría que considerar, además, que el auténtico problema para la generación se produce en los picos de demanda que podrían limitarse con una mayor penalización económica de los mismos.


El modelo eléctrico: limitaciones y futuro

El modelo eléctrico actual parece haber funcionado razonablemente bien durante algunos años, pero no soporta los cambios del entorno producidos recientemente, de modo que sólo el esfuerzo de las empresas del sector ha permitido afrontar las necesidades energéticas de nuestra economía durante los últimos dos años. Por ello es necesario plantearse un nuevo modelo que, indudablemente, pasa por el mercado, pero en el que es necesario revisar el sistema de tarifas, al objeto de aprovechar su capacidad de asignación óptima de recursos. En el corto plazo, la misma no sólo sufre un déficit en relación al coste que pretende cubrir, sino que además supone un freno a la comercialización.

Los ingresos reconocidos por la tarifa no reconocen los costes reales del sector, en una diferencia que a final de año podría alcanzar los 3.500 millones de euros. Sin embargo, este déficit no se produce por un mal funcionamiento del mercado, sino por las rigideces existentes en el modelo de traslación de los costes reales del sistema a los clientes. Ello, a la postre merma los recursos de las empresas y a largo plazo podría comprometer sus perspectivas financieras, el cumplimiento de los compromisos de inversión y, en conjunto, la supervivencia del modelo. Pero es que además, el hecho de que la tarifa no refleje los costes de generación impide avanzar en el proceso de liberalización, ya que la comercialización se basa en un descuento sobre la tarifa. De este modo, la misma genera pérdidas para los agentes, especialmente severas para aquellos que no disponene de generación ya que no pueden compensarlas de ninguna forma. De hecho, el efecto real es que se está frenendo el crecimiento de la comercialización y se está reduciendo el número de agentes. La solución de estas disfunciones pasaría por un uso exclusivamente marginal de la tarifa, sólo como último recurso en casos excepcionales.

Los problemas del modelo podrían abordarse a corto plazo mediante un conjunto de soluciones específicas entre las que las más relevantes serían la liquidación de los CTCs reconociendo el déficit existente en las tarifas, remunerar adecuadamente la generación hidroeléctrica y nuclear, e incrementar la retribución de la distribución para garantizar la sostenibilidad de la actividad. La aplicación de estas medidas supondría un incremento de la tarifa a corto plazo, que según los cálculos de las empresas debería subir en torno a un 10 por 100, lo que tendría como ventaja garantizar el correcto funcionamiento del sistema y su sostenibilidad futura, al tiempo que contribuiría a moderar los incrementos tarifarios posteriores serían mucho más moderados. Si no se abordan los problemas mencionados o si se difieren en el tiempo los costes para obtener variaciones de precio más homogéneas se produciría un incremento del endeudamiento del sector con la consiguiente caída de su solvencia, además de que se perpetuarían las dificultades del mercado liberalizado debido a una tarifa que no cubre costes.

En conclusión, cualquier mejora en el funcionamiento del mercado eléctrico o en la eficiencia del tejido productivo obliga a importantes incrementos de la tarifa que pueden acarrear una reacción negativa por parte de los consumidores, lo cual parece incoherente con la evolución de los precios de otros productos energéticos, cuya sensibilidad suele ser inferior. En realidad, una subida de esta índole no sólo estaría en consonancia con la evolución de los costes, incluso quedándose corta, sino que además se equipararía a la evolución de otros países de Europa, como por ejemplo Portugal (de importancia para nosotros por el MIBEL), cuyo mercado experimentará un incremento de tarifas del 15 por 100 el año próximo, o Italia, que ha instaurado un sistema de revisión trimestral de los precios.