La extraordinaria situación que están viviendo los mercados de energía en todo el mundo (electricidad, gas natural, derechos de emisión de CO2, petróleo, carbón, etc.) y que han llevado a precios máximos históricos de la electricidad y del gas natural en toda Europa vuelve a poner de actualidad el mecanismo de formación de los precios en los mercados energéticos.

¿Cómo se determinan las facturas de electricidad que pagan los consumidores finales y qué medidas pueden adoptarse para reducirlas?

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La preocupación por esta situación está justificada, por el impacto del coste del suministro energético sobre la competitividad empresarial e industrial y sobre el gasto de las familias. Sin embargo, la tensión en los mercados energéticos genera debates poco sosegados que dan lugar a menudo a un cuestionamiento del modelo de mercado de electricidad que existe en la Unión Europea basado en argumentos inválidos o información incorrecta. 

En este artículo de blog se explica cómo se determina el coste que pagan los consumidores finales en sus facturas de electricidad en España y cuáles son las posibles vías, realistas y factibles, para reducir este coste en el corto plazo sin generar incertidumbre regulatoria y sin interferir con los principios de buena regulación o con los objetivos de la política energética y medioambiental.

Al igual que muchos otros mercados, el mercado eléctrico se organiza en torno a un mercado mayorista (de “aprovisionamiento”) y un mercado minorista (de “venta a los consumidores finales”).

Mercado Eléctrico = Mercado Mayorista + Mercado Minorista

El mercado del pescado, por ejemplo, está estructurado de forma similar al mercado eléctrico, con un mercado mayorista (la lonja donde negocian los pescadores y los “comercializadores”) y un mercado minorista (en el que los “comercializadores”, que pueden ser pescaderías o restaurantes, por ejemplo, venden el producto a los consumidores finales).

En el mercado mayorista eléctrico participan todas las empresas energéticas (generadores, comercializadores, traders o combinaciones de los tres roles, en función de la estructura de actividades de cada empresa). En este mercado se determina el precio (mayorista) de la electricidad. A menudo, los artículos en la prensa se refieren a este precio mayorista como “el precio de la electricidad” o “el precio de la luz”.

El mercado mayorista no es, propiamente, un único mercado. En realidad, consiste en una secuencia de mercados(1) que se puede resumir, de forma simplificada, como un mercado a plazo y un mercado spot o al contado.

Mercado Mayorista = Mercado a Plazo + Mercado Spot

En el mercado a plazo se negocian contratos (estandarizados) con entrega de energía en periodos futuros ; p. ej., el siguiente fin de semana, el siguiente mes (contrato M+1), el siguiente trimestre (T+1), el siguiente semestre (S+1) o el siguiente año (A+1) y otros contratos con entrega en periodos futuros (p. ej., M+2, M+3, A+2,…, A+5).

El mercado spot consiste en una secuencia de mercados de muy corto plazo, incluyendo el mercado del día siguiente, en el que cada día se subasta energía eléctrica con entrega en cada una de las horas del día siguiente D+1, los otros mercados intradiarios en los que se subasta energía o se intercambian contratos con entrega a unas horas vista, y los mercados de ajuste (servicios complementarios), en los que se subastan energía (y opciones sobre capacidad) casi en tiempo real. El precio del mercado spot refleja el precio de todos estos mercados de corto plazo, aunque está compuesto mayoritariamente por el precio del mercado diario.

El mercado diario es de tipo “marginalista”, como en el resto de países de la UE. La casación de la oferta y la demanda para la fijación de los precios diarios se realiza conjuntamente en el ámbito europeo (mediante el algoritmo “Euphemia”), ya que los mercados continentales de electricidad están “acoplados”. Así, los precios en todos los países (o zonas de balance) son iguales, salvo que las interconexiones se saturen, lo que daría lugar a diferencias de precios puntuales. El mercado diario integrado (en el caso español, acoplado con Europa desde 2014), es una de las herramientas cruciales para conseguir los objetivos del Mercado Interior de la Energía.

En otros mercados europeos, el mercado diario es propiamente un mercado de balance, donde se negocian los excedentes o necesidades de energía que cada empresa no ha contratado a plazo. Esto puede suponer en torno al 10% o 15% de la demanda total. En España el mercado spot funciona igual, aunque toda la energía (oferta y demanda) debe ser nominada en el mercado diario, aunque ya haya sido negociada en el mercado a plazo (y esté, por tanto, comprometida) y no tenga un papel relevante en la formación de los precios (porque una parte significativa de esta energía ya contratada se oferta a “precios instrumentales” alejados de la zona de formación de precios). Esto genera gran confusión en el debate público, que tiende a ver como equivalentes el mercado de electricidad y el mercado diario.

Dada esta secuencia de mercados, no puede decirse, propiamente, que exista un único precio mayorista de la electricidad. El precio mayorista de la electricidad es, en realidad, una secuencia de precios de equilibrio para cada uno de los distintos periodos de entrega en los que se negocian contratos: la siguiente hora, cada una de las horas del día siguiente, el fin de semana, el mes siguiente, el año siguiente… Esta secuencia de precios se llama “curva forward” de la electricidad, y varía de forma continua y prácticamente en tiempo real (a medida que cambian las condiciones de oferta y demanda).

Por otro lado, esta secuencia de precios a plazo y spot que varían continuamente implica que, para un periodo concreto (p. ej., el siguiente mes), los precios medios de venta o de compra de las empresas que participan en el mercado sean valores que reflejan los promedios de todos los precios de los contratos que negoció (como vendedor o comprador, respectivamente, y en distintos momentos en el tiempo) la empresa con entrega en ese periodo (el siguiente mes).

Finalmente, hay que destacar que, debido a que los comercializadores contratan en el mercado a plazo una parte muy relevante de la energía que luego venden a los consumidores finales, el precio spot tiene un peso poco importante en la determinación del coste de la energía de los hogares.

El mercado minorista de electricidad, por otro lado, incluye transacciones de energía entre comercializadores (o generadores) y consumidores finales. A diferencia del mercado mayorista, los contratos minoristas (de venta de energía) no necesariamente están estandarizados y sus condiciones son acordadas por las dos partes. Además, el precio de los contratos minoristas (en esencia, la factura eléctrica) incluye no solo el coste de la energía, sino otros costes adicionales, como se explica a continuación.

El coste que aparece en la factura de los consumidores no es igual al coste de la electricidad en el mercado. Esto es así porque las facturas que pagan los consumidores incluyen el coste del suministro eléctrico y otros costes (ver la Figura 1 más adelante).

Coste Factura = Coste Suministro Eléctrico + Otros Costes

El coste del suministro eléctrico, a su vez, incluye tres conceptos: (1) coste de la energía en el mercado (en la Figura 1, “coste de producción de electricidad”); (2) el margen de comercialización (concepto que cubre los costes de operación de los comercializadores, incluyendo un margen); y (3) el coste regulado asociado a las actividades de transporte y distribución (en este grupo de costes se podría incluir también el coste del alquiler de los equipos de medida).

El nivel del coste de la energía y del margen de comercialización dependen de si el consumidor tiene un contrato con “precio regulado” (“precio de venta al pequeño consumidor” o PVPC) –se dice entonces que el consumidor está en el “mercado regulado”— o si su contrato ha sido libremente acordado con un comercializador (entonces, está en el “mercado libre”).

En el caso del mercado regulado, el precio PVPC (que incluye los tres conceptos de coste que hemos denominado “coste del suministro eléctrico) está fijado por la normativa, mientras que en el mercado libre el coste de la energía (incluyendo el margen de comercialización) es acordado entre el consumidor y el comercializador .

Una diferencia relevante en la actualidad entre los contratos minoristas en el mercado regulado y los del mercado libre es que, mientras en el mercado libre los pequeños (y muchos grandes) consumidores eligen habitualmente contratos con precio fijo durante periodos de un año , en el mercado regulado la parte que refleja el coste de la energía en el PVPC está indexada (al 100%) al precio spot de la electricidad , por lo que las subidas del precio de la electricidad se trasladan inmediatamente al PVPC. Así, son más estables los precios minoristas en el mercado libre que en el mercado regulado (que fue concebido para proteger mejor a los consumidores pequeños, incluyendo los más vulnerables).

Por otra parte, el coste asociado a las actividades de transporte y distribución (reflejado en los peajes de transporte y distribución y el coste de alquiler de los equipos de medida) es igual para los consumidores en el mercado libre y en el mercado regulado y depende del tipo de consumidor, la potencia contratada, el nivel de tensión al que se conecta el consumidor, etc.

En el apartado de “otros costes” se incluyen (como muestra la Figura 1) cargos para financiar costes del sistema como los incentivos a la generación a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos, la retribución del sobrecoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares con régimen retributivo adicional, la retribución asociada a la aplicación de mecanismos de capacidad y las anualidades correspondientes a los déficit tarifarios de años anteriores, con sus correspondientes intereses y ajustes.

Estos costes son ajenos al suministro eléctrico, y responden a decisiones políticas. Entre las decisiones de política energética destaca el fomento de las energías renovables, cogeneración y residuos (RECORE), que se concretó en una retribución adicional a los ingresos del mercado (i.e., una “prima”). Este régimen retributivo específico de la generación de electricidad producida a partir de estas fuentes supone un coste equivalente al de la retribución conjunta de las actividades de transporte y distribución.

Por otro lado, la retribución del sobrecoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares persigue objetivos de solidaridad y responde a una decisión de política territorial.

La generación de déficit de ingresos en el sistema eléctrico también es consecuencia de una decisión política: el déficit tarifario tiene su origen en la fijación de tarifas eléctricas que, por motivos no relacionados con el funcionamiento del sector, no tuvieron en cuenta la evolución de los costes reales del suministro eléctrico. Este mecanismo para el control de los costes del suministro eléctrico y la consecuente generación de déficit ha tenido incidencia en la economía, en general, y en los consumidores finales de electricidad, en particular.

En la Figura 1 se observa que, de coste total de la factura eléctrica de 47,14 €, únicamente el 50% (la suma del coste de la electricidad, 14,45 €, y los peajes o coste de las redes de transporte y distribución, 9,12 € --ambos sin impuestos) está relacionado con el coste real del suministro de energía eléctrica. El resto de la factura (un 50% del total) son impuestos y otros cargos y costes regulados, como los incentivos a las energías renovables, etc.

Factura real de electricidad en España (1T 2021)

 

Factura real de electricidad en España (1T 2021)

La Tabla 1 muestra cómo se determina y qué refleja cada uno de los conceptos de coste que aparecen en la factura eléctrica. 

Tabla 1. Determinación de los conceptos de coste incluidos en las facturas eléctricas

 

¿Cómo se determina?

¿Qué refleja?

CONCEPTOS DE COSTE ASOCIADOS AL SUMINISTRO ELÉCTRICO

Coste de la energía (consumidores con precio regulado PVPC)

En la orden ministerial en la que se fija el PVPC, a través de una fórmula ligada a los precios spot (precios horarios de la energía en los mercados diario e intradiarios, precios en los mercados de ajuste y otros costes(6)).

El precio medio de la energía eléctrica en el mercado de muy corto plazo o precio spot.

Coste de la energía (mercado libre)

El coste de la energía que aparece en las facturas es una media ponderada de precios a plazo y precios spot que depende de la estrategia de contratación en el mercado mayorista de cada comercialización. Como los comercializadores suelen cubrir una parte muy relevante de sus necesidad des de suministro con contratos a plazo, el precio spot afecta únicamente a una pequeña cantidad de energía y, por tanto, el precio spot tiene un peso poco importante en la determinación del coste de la energía de los hogares.

Los comercializadores compiten por ser los mejores gestionando riesgos de mercado y riesgos de crédito y ofreciendo un servicio de calidad a los clientes. El coste de la energía en los contratos refleja el coste de aprovisionamiento del comercializador en el mercado mayorista (es decir, incluyendo todos los mercados). Los comercializadores que mejor se aprovisionan y mejor gestionan riesgos, ofrecerán un precio más atractivo.

En la práctica, las condiciones de precio se pactan libremente (con la industria y los grandes consumidores). En el caso de los consumidores domésticos, los comercializadores ofrecen un amplio abanico de opciones de contratos con distintas características, entre los que pueden elegir libremente aquellos.

Margen de comercialización (consumidores con precio regulado PVPC)

En la orden ministerial en la que se fija el PVPC.

Una estimación realizada por el regulador CNMC de los costes de operación y de un margen de la actividad

Margen de comercialización (mercado libre)

Fijado por los comercializadores, en un entorno de competencia.

Los costes de operación y el margen de la actividad de cada comercializador. Los comercializadores más eficientes internalizarán en sus ofertas en el mercado minorista un menor margen de comercialización.

Coste de peajes de transporte y distribución

Los aprueba la CNMC periódicamente en una resolución, aplicando una metodología fijada por la propia CNMC a través de la Circular 3/2020, de 15 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad.

La nueva estructura de peajes (coherente con la Circular 3/2020 de la CNMC) se aplica desde el 1 de julio de 2021. Los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución para 2021 se aprobaron en la Resolución de 18 de marzo de 2021 de la CNMC.

Los peajes de transporte y distribución recogen el coste de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica.

Reflejan el coste asociado al uso de las redes, que permiten disponer de la electricidad en cada punto de consumo. Se asemejan, en este sentido, a los peajes de las autopistas.

Coste de los              pagos por        capacidad

Están regulados en el anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, y en la Orden ITC/3127/2011. Se actualizan en las órdenes ministeriales que fijan los peajes, de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo.

Los valores aplicables desde el 1 de junio de 2021 fueron fijados en la Orden TED/371/2021, de 19 de abril.

Estos costes se liquidan como un coste de mercado cubierto por los consumidores, según unos precios preestablecidos por niveles de tensión. En la práctica, suele existir una diferencia positiva entre los ingresos por este concepto y la cantidad reconocida a los generadores, que se utiliza para reducir los cargos no ligados al suministro eléctrico.

OTROS COSTES (NO LIGADOS AL SUMINISTRO ELÉCTRICO)

Cargos asociados a los costes del sistema

Se determinan mediante orden ministerial, aplicando la metodología establecida en el Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los cargos del sistema eléctrico.

La última actualización de estos cargos se produjo a través de la Orden TED/371/2021, de 19 de abril, por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico y de los pagos por capacidad que resultan de aplicación a partir del 1 de junio de 2021.

Se incluyen los siguientes costes, asociados a la política energética y a políticas sociales (ver el Artículo 2 del RD 148/2021):

o incentivos a la generación a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos;

o retribución del sobrecoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares con régimen retributivo adicional;

o financiación del Plan General de Residuos Radiactivos(7);

o anualidades correspondientes a los déficit tarifarios de años anteriores, con sus correspondientes intereses y ajustes;

o otros costes.

Impuesto de la Electricidad (IE)

Lo determina el Gobierno.

Hasta octubre de 2021, el tipo impositivo era igual al 5,1127%, aplicado a una base imponible que incluye los costes de suministro y el resto de costes, exceptuando el coste de alquiler de los equipos de medida.

En septiembre de 2021, el tipo se fijó temporalmente en el 0,5% (durante 6 meses) Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad.

Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA)

Lo determina el Gobierno

Se aplica a una base imponible formada por todos los otros costes, incluyendo el IE.

Hasta finales de junio de 2021, estaba fijado en el 21%. El Real Decreto-ley 12/2021 del 24 de junio lo rebajó al 10% para los hogares y pequeños consumidores (cumpliendo ciertos requisitos) hasta el 31 de diciembre de 2021.

 

Fuente: elaboración propia

La reciente subida de los precios en los mercados de energía en todo el mundo, con un gran impacto en toda la Unión Europea, ha generado un debate en España sobre cómo se podría reducir la factura de los consumidores finales(8) con el objetivo de proteger la competitividad empresarial e industrial y mitigar el impacto sobre la renta disponible de los hogares.

Para responder a esta cuestión, resulta relevante en primer lugar comparar los precios minoristas de la electricidad en España con los de otros países europeos. De acuerdo con datos de Eurostat, los hogares españoles se encuentran entre los que más pagan por la electricidad en la Unión Europea (Figura 2), solo superados por los irlandeses, belgas, daneses y alemanes. En gran medida, esto se debe a la elevada proporción de IVA y otros impuestos y cargos en las facturas minoristas (un 51% del total, en media, en años anteriores), ya que los costes ligados con el suministro eléctrico en España están en línea con la media europea.

Figura 2. Coste de la factura eléctrica para los hogares (primer semestre de 2021).

coste factura electrica hogares

Fuente: Eurostat

La situación de los consumidores no residenciales (non-household consumers(9)) es un poco distinta. También de acuerdo con datos de Eurostat, puede comprobarse en la Figura 3 que el precio medio minorista medio para estos consumidores en España está en línea con la media europea, siendo el conjunto de costes que no son impuestos superior al de la media europea.

Figura 3. Coste de la factura eléctrica para consumidores no residenciales (primer semestre de 2021).

coste factura electrica no residencial

 

 Fuente: Eurostat

En este contexto, ¿qué medidas se podrían tomar para reducir las facturas de los consumidores finales? A continuación, revisamos cada uno de los conceptos de coste.

Coste de la energía

El coste de la energía está determinado en la Unión Europea por los precios de mercado, que se fijan por la interacción entre la oferta y la demanda de energía eléctrica. En el corto y medio plazo, una intervención de los legisladores y reguladores en los mercados nacionales que interfiera con la formación de los precios a través de mecanismos de mercado tendrá consecuencias negativas en términos de eficiencia, dañando la credibilidad de las señales de precios y poniendo en peligro las inversiones necesarias para avanzar en la transición energética(10).

De hecho, la regulación europea del sector indica que “los precios del mercado se formarán en función de la oferta y la demanda”, y que “las normas del mercado alentarán la libre formación de precios y evitarán las acciones que impidan la formación de los precios sobre la base de la oferta y la demanda”. La Unión Europea alerta, además, sobre las medidas intervencionistas en el considerando sexto del Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad, afirmando que: “…La intervención estatal que a menudo se lleva a cabo de forma no coordinada ha llevado a un falseamiento del mercado de la electricidad al por mayor con consecuencias negativas sobre la inversión y el comercio transfronterizo…”.

¿Por qué es tan elevado el precio de la electricidad y hasta qué punto tiene relación con el diseño del mercado? La respuesta es que se trata de una situación coyuntural, inducida, principalmente, por una situación de gran escasez de oferta y alta demanda en el mercado global de gas natural (Fernández Álvarez y Molnar, 2021), así como por los elevados precios de los derechos de emisión de CO2, en un entorno generalizado de precios elevados de todos los productos energéticos.

Las situaciones de precios elevados en el corto plazo generan una fuerte presión política y social sobre los mercados, debido a su gran impacto. Sin embargo, debe tenerse también en cuenta que, en el corto, medio y largo plazo, las señales de precios creíbles inducen no solo un comportamiento más eficiente respecto del uso de la energía, sino que favorecerán las decisiones de inversión en energías renovables y nuevas tecnologías limpias y eficientes y, por tanto, pueden contribuir a impulsar la transición energética. A muy largo plazo, el impacto de la penetración de las energías renovables y del incremento de la eficiencia energética podría dar lugar a una reducción significativa en los precios de la electricidad, aunque esto dependerá, en gran medida, de cómo internalicen en sus ofertas de mercado los costes fijos de inversión los productores de energía renovable(11).

Por esta razón, medidas de intervención en el mecanismo de formación de los precios de la energía (como el mecanismo de minoración de ingresos de los generadores recogido en el Real Decreto-ley 17/2021 o el Proyecto de Ley por la que se actúa sobre la retribución del CO2 no emitido del mercado eléctrico) y que no tengan en cuenta la realidad de los mercados en toda su extensión (p. ej., tomando como referencia únicamente los mercados spot como única referencia para los precios de energía) tendrán un efecto dañino sobre las inversiones y, a medio y largo plazo, afectarán a la competitividad de toda la economía a través de un mayor coste del suministro eléctrico.

En los próximos meses, se espera que la situación en el mercado global de gas natural y en otros mercados energéticos retorne a escenarios de mayor normalidad. Esto dará lugar a una corrección a la baja de los precios de la electricidad en España y en otros países europeos a partir del segundo trimestre de 2021.

En el momento de escribir estas líneas, por ejemplo, estos son los precios de la electricidad y del gas natural en los mercados OMIP, MIBGAS y CME. 

Tabla 2. Precios a plazo de la electricidad y el gas natural (cotizaciones del día 22/10/21 a las 11:45) (€/MWh)

image 1

 

Fuentes: OMIP, MIBGAS y CME. Nota: en el caso de Países Bajos, se presentan los precios medios de los contratos mensuales, ponderados por el número de días de cada mes. 

Peajes de transporte y distribución

Los peajes de transporte y distribución reflejan los costes de las actividades de transporte y distribución de electricidad.

Cada año, la CNMC determina, mediante sendas resoluciones, la retribución correspondiente al año siguiente de las actividades de transporte y distribución. La determinación de estos ingresos reconocidos por las actividades reguladas se basa en metodologías aprobadas por la CNMC(12). Posteriormente, estos costes se reparten entre los distintos términos de los peajes de acuerdo con la metodología fijada en la Circular 3/2020, de 15 de enero, de la CNMC. 

La naturaleza regulada de las actividades de transporte y distribución y la aplicación de metodologías de estimación de costes reconocidas y ampliamente aceptadas (basadas en el cálculo de una base de activos, del coste de capital medio ponderado, etc.) limita las posibilidades de intervención y gestión de legisladores y reguladores en relación con este concepto de costes.

En caso de limitarse las potenciales subidas en los peajes, ligadas a incrementos en los costes de las actividades de transporte y distribución, se generará un déficit de ingresos, como ya ocurrió en el pasado, que deberá recuperarse en momentos posteriores a través de un incremento de los peajes.

En cualquier caso, debe tenerse en cuenta que los costes de uso de las redes de transporte y distribución de electricidad en España son inferiores a la media europea, por lo que estos costes no son los inductores de que las facturas eléctricas domésticas en España se encuentren entre las más caras de la Unión Europea (Figura 2) (ver también KPMG (2018)). 

Coste de otros cargos

Determinados cargos que aparecen en el apartado de “otros cargos” no están directamente ligados con el suministro eléctrico y sí con cuestiones relacionadas con decisiones de política energética (o industrial), como puede ser el ejemplo de los esquemas de incentivos a las energías renovables, la cogeneración, etc. (generalmente conocidos como “primas a las energías renovables”).

Eliminar estos conceptos de coste de la factura eléctrica, financiándolos a través de otros mecanismos, reducirá la factura eléctrica de manera significativa sin afectar a las señales de precios o la eficiencia del mercado eléctrico.

Un ejemplo de este tipo de mecanismos es el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico, creado para financiar una parte de estos costes (en particular, los asociados al régimen retributivo específico de las renovables, cogeneración y residuos, RECORE, que pueden suponer más de un 15% de la factura de los consumidores domésticos), repartiéndolos entre los consumidores de distintos productos energéticos Por otro lado, la solución probablemente más natural y neutra (financiar los costes de políticas energéticas, medioambientales o industriales a través de los Presupuestos Generales del Estado) sería más equitativa desde el punto de vista social si se vincula la contribución a la financiación de estas políticas al nivel de renta.

Impuestos

En relación con los impuestos, las vías para aligerar la factura están relacionadas con la rebaja de los tipos impositivos de los distintos impuestos.

En el caso del IVA, por ejemplo, el tipo impositivo del 21% es superior a la que se aplica en muchos países europeos y fue reducido, temporalmente, al 10% para los consumidores más pequeños, en el Real Decreto-ley 12/2021, de 24 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito de la fiscalidad energética y en materia de generación de energía, y sobre gestión del canon de regulación y de la tarifa de utilización del agua.

El tipo del impuesto sobre la electricidad, por otro lado, se redujo en septiembre, de forma temporal, del 5,11% al 0,5% (ver la Tabla 1).

El Gobierno también puede actuar sobre otros aspectos de la normativa que tienen incidencia en la formación de precios. Por ejemplo, en España los productores de electricidad están sujetos al Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica (IVPEE), fijado en la Ley 15/2012. En la práctica, esto suponía un incremento en los costes de producción de 7 €/MWh que los generadores trasladaban directamente a los consumidores a través de un incremento en sus ofertas de venta en el mercado eléctrico.

La factura eléctrica de los consumidores finales en España ha aumentado significativamente en los últimos meses debido al incremento generalizado de los costes de las materias primas energéticas (y, especialmente, el gas natural y los derechos de emisión de CO2).

En este artículo de blog se han identificado los componentes de las facturas eléctricas y se ha descrito cómo se determina cada uno de ellos.

Una de las principales implicaciones del análisis realizado es que el coste de la energía eléctrica, determinado a través de interacciones complejas de la demanda y la oferta en mercados internacionales de distintos productos energéticos (gas natural, derechos de emisión de CO2, petróleo, carbón…) está fuera de control del legislador.

Esto significa que una intervención directa sobre el proceso de formación de los precios de la electricidad que no esté basada en un diseño de mercado conforme a los principios de la teoría económica (como la que implica el “Mecanismo de minoración del exceso de retribución del mercado eléctrico causado por el elevado precio de cotización del gas natural en los mercados internacionales” que introduce el Real Decreto-ley 17/2021) dará lugar a ineficiencias(13) y un incremento en la incertidumbre que se traducirá en menores inversiones(14) (lo cual puede frenar o poner en riesgo el avance del proceso de transición energética) y, a medio y largo plazo, a mayores costes para los consumidores.

Frenar el proceso de transición energética, al generar incertidumbre relacionada con decisiones arbitrarias y contrarias a la teoría económica y al funcionamiento de los mercados, tendrá un efecto no solo sobre las inversiones en energías renovables y en tecnologías limpias, sino también sobre los costes de suministro a medio y largo plazo.

Teniendo en cuenta lo anterior, las dos vías para reducir en el corto plazo el importe de las facturas que tendrán menor efecto sobre la eficiencia del sistema energético (y, eventualmente, sobre los costes del suministro eléctrico) son:

  1. Desplazar costes no relacionados con el suministro de energía eléctrica fuera de la factura de electricidad.
  2. Reducir los impuestos que gravan directa (IVA, IE) o indirectamente (IVPEE) el consumo de electricidad.

Junto a estas medidas que afectarían directamente al precio medio que pagan los consumidores por el suministro eléctrico, se pueden tomar otras medidas que aumenten la estabilidad de los costes eléctricos para muchos consumidores.

En particular, definir el coste de la energía en el PVPC de acuerdo con precios a plazo, en vez de indexarlo al precio spot de la electricidad, evitará que se puedan producir episodios, como los que estamos viviendo, en los que cambios abruptos al alza en los precios de mercado se traduzcan en tiempo real en incrementos en las facturas de los consumidores en el mercado regulado.

Reducir la factura eléctrica de una manera que incida lo menos posible sobre la eficiencia del mercado eléctrico es urgente. Los consumidores domésticos ven reducida su renta disponible por la subida en los precios de la energía y esto causa inquietud social. Además, la falta de conocimiento sobre el funcionamiento de los mercados de energía pone el foco de la culpa en las empresas energéticas, que tienen un margen de maniobra muy limitado, debido a la interrelación de los mercados energéticos globales.

Por otro lado, aligerar la factura eléctrica de todos aquellos componentes no ligados al suministro eléctrico favorecerá el incremento de la competitividad de las empresas y de la industria española y, por tanto, su capacidad para generar actividad económica, empleo y valor añadido y, en definitiva, bienestar.

Como se ha mencionado, elegir la vía concreta para aligerar la factura eléctrica es una decisión política, porque ninguna solución tendrá el respaldo de todos los agentes. Son los representantes políticos (de los ciudadanos y también de las empresas) los que deben asumir los costes de estas decisiones, teniendo en cuenta como primer criterio el bienestar social a corto, medio y largo plazo y la responsabilidad de actuar de manera urgente para mitigar en la medida de lo posible los impactos negativos de la subida de precios de la energía y para crear un entorno regulatorio y de mercado que incentive las inversiones necesarias para avanzar en la descarbonización de la economía y que cumpla con los principios de buena regulación.

En este sentido, algunas de las medidas recientemente adoptadas en España (p. ej., a través del Real Decreto-ley 17/2021, del Real Decreto-ley 23/2021, que corrige en parte algunas de las disposiciones del anterior, o del Proyecto de Ley por la que se actúa sobre la retribución del CO2 no emitido del mercado eléctrico), que buscan reducir la factura eléctrica interfiriendo en el mecanismo de formación de los precios de la electricidad en el mercado mayorista e interviniendo los ingresos de los generadores, tendrán un impacto negativo sobre el proceso de transición energética, al generar incertidumbre regulatoria y dañar las señales económicas a la inversión en energías renovables, y, a medio y largo plazo, teniendo un impacto negativo sobre la competitividad de la economía española y de su sector industrial.

Evitar y eliminar este tipo de medidas de intervención, no adoptadas en ningún Estado miembro de la UE, tendrá un impacto positivo a corto y largo plazo sobre la capacidad de la economía española de seguir invirtiendo en energías renovables y avanzar en la transición energética. Para limitar el impacto negativo de incrementos coyunturales en los costes de la energía sobre los consumidores (especialmente los más vulnerables), el Gobierno español debería eliminar los costes no ligados al suministro eléctrico de las facturas eléctricas y reducir el peso de los impuestos en las mismas, como se ha explicado en este artículo, y aplicar las recomendaciones incluidas en el “toolbox” europeo para la protección de los consumidores vulnerables.

  1. Cada uno de los mercados que componen esta secuencia, a su vez, puede funcionar como un mercado organizado (es decir, como una bolsa financiera en la que el operador del mercado es contraparte central de todas las operaciones) o bien un como un mercado de transacciones bilaterales, también llamado mercado over the counter u OTC.
  2. En España, aproximadamente tres cuartos de energía suministrada a los usuarios finales se adquieren en mercados a plazo a precio fijo.
  3. Los pequeños consumidores (domésticos y comerciales) no suelen “negociar” con los comercializadores los términos de los contratos. Los distintos comercializadores hacen ofertas con distintas características y el consumidor elige libremente entre ellas. En el caso de los consumidores más grandes (p. ej., empresas industriales) sí se suele producir una negociación con el comercializador sobre aspectos como el precio, la duración del contrato, las cláusulas de flexibilidad, las garantías, etc.
  4. Además, hay que tener en cuenta que, en el mercado libre, los comercializadores que ofrecen energía a los consumidores finales tienen una baja exposición al precio spot, ya que cubren una parte muy significativa (en algunos casos, incluso más del 100%) de su demanda esperada mediante contratos a plazo. Esto significa que la influencia de episodios puntuales de precios spot altos o situaciones de alta volatilidad en la formación de los precios minoristas es muy baja o nula.
  5. El Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, y cuya última revisión es del 19 de marzo de 2021, establece que “…la determinación del coste de producción de energía eléctrica se realizará con base en el precio horario del mercado diario durante el período al que corresponda la facturación…”.
  6. En el apartado “otros costes” se incluyen la retribución del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE), la retribución del Operador del Sistema (REE), el pago correspondiente del mecanismo de capacidad y el pago de la cuantía correspondiente al servicio de interrumpibilidad.
  7. En la parte que se traslada a los cargos se recogen únicamente los desvíos en los coste de desmantelamiento de las centrales ya cerradas (Zorita y Garoña), ya que los costes de gestión de residuos, así como los del desmantelamiento futuro de las centrales en operación, son sufragados por cada central a través de la “tasa ENRESA”.
  8. En el ámbito de los consumidores domésticos el incremento de precios en el corto plazo solo afecta a los acogidos al PVPC (al estar indexada al precio spot al 100%). En el ámbito industrial, solo los consumidores con precios indexados a los precios spot están sufriendo el impacto de la subida y la volatilidad de los precios en el corto plazo. En ambos casos, la elección de estos contratos es una decisión particular de cada consumidor, dado que en el mercado libre existen opciones de contratos que protegen a los consumidores contra la volatilidad de los precios en el corto plazo.
  9. Este heterogéneo grupo de consumidores incluye comercios, pequeña industria y grandes consumidores industriales, intensivos en energía.
  10. Pese a las voces en contra, el diseño “marginalista” del mercado eléctrico genera señales de precios de corto y largo plazo que inducen eficiencia en las decisiones de inversión, operación de centrales de generación y consumo, maximizando de esta manera el beneficio de los generadores y el bienestar de los consumidores. Ver Fernández Gómez (2020) o Arnedillo (2007). Otros diseños del mercado basados en la segmentación del mismo por tecnologías requerirán una intervención sobre los precios y las cantidades por parte de legisladores/reguladores que, inevitablemente, generará ineficiencia y, a la larga, un mayor coste del suministro para los consumidores finales (Tierney et al., 2018a, 2018b). Pese a todo, hay un debate de fondo sobre cuáles son las modificaciones del diseño actual de los mercados de energía eléctrica en la UE que facilitarán un funcionamiento eficiente de los mismos en un contexto de penetración creciente de energías renovables con bajos costes marginales y de carácter intermitente (Blázquez et al., 2018).
  11. Aunque las energías renovables de carácter intermitente (eólica y solar) tienen costes marginales de producción bajos, un inversor deberá recuperar en el mercado todos los costes, incluyendo los costes de inversión.
  12.  En concreto, para el transporte de energía eléctrica, en la Circular 5/2019 y, para la distribución de electricidad, en la Circular 6/2019.
  13. La norma no tiene en cuenta, por ejemplo, que la mayoría de las empresas que operan en el mercado mayorista suele cubrir, mediante contratos a plazo, sus necesidades de suministro. Esto quiere decir que los precios que ofertan los comercializadores a los consumidores finales reflejan los precios (a plazo) de contratos firmados con anterioridad. Por esta razón, las situaciones puntuales de incrementos de precios de la electricidad no afectan en el corto plazo a los consumidores en el mercado libre.
  14. El resultado de la última subasta de energías renovables en España, celebrada el 19 de octubre de 2021, muestra el efecto de la incertidumbre regulatoria sobre las decisiones de inversión en el mercado.

Jorge Fernández PEQUEÑA03

Jorge Fernández

Jorge Fernández es investigador sénior y coordinador del área de energía de Orkestra, desde marzo de 2018. Doctor en Economía por la Universidad de Georgetown (Washington DC), Jorge cuenta con una amplia experiencia profesional en el sector de la energía.

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Etiquetas: Lab de energía