La aprobación de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (LSE), posibilitó la introducción de dos modificaciones fundamentales en el funcionamiento del mercado de electricidad. La primera de ellas es el nuevo sistema de tarificación al consumidor final que, aprovechando la creciente disponibilidad de contadores inteligentes, utiliza el precio horario final resultante de los mercados diario e intradiario (Real Decreto 216/2014 que fija el método de cálculo del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor). La segunda es el nuevo sistema de subvenciones a las energías renovables (Real Decreto 413/2014). Los principales objetivos de estas dos medidas son por una parte el control del crecimiento galopante del déficit de tarifa y por otra el logro de un sistema de tarificación competitivo que consiga un precio final ajustado a las necesidades de los consumidores y que derive de una estructura de mercado competitiva y eficiente.
En esta entrada analizamos en qué medida se han conseguido estos objetivos. En primer lugar, el déficit tarifario es el resultado de que fundamentalmente entre los ejercicios de 2005 a 2013 los costes regulados reconocidos del sistema eléctrico español han sido superiores a los ingresos obtenidos mediante la tarificación a los consumidores finales. El déficit acumulado resultante es una deuda del sistema eléctrico en su conjunto con las empresas de generación que son quienes lo han financiado temporalmente. El déficit tarifario en buena medida está ligado a los incentivos a las energías renovables ya que éstos están incluidos en los costes del sistema.
La consecución de ligeros superávits en 2013 y 2014 parecen haber conseguido el objetivo de contener la deuda acumulada. En relación a 2013, tanto en 2014 como en 2015 se produjo un ligero descenso de la demanda (-0,2%), y ello a pesar del incremento en la actividad económica (+1,4%). Al mismo tiempo, el precio medio del mercado diario bajó (4,8%). Por lo tanto, la mejora ha provenido fundamentalmente del lado de los costes que se han abaratado considerablemente; en particular, los pagos por capacidad y los pagos a las renovables. La variación 2014/2013 en la generación tanto eólica como cogeneración ha sido de -6,8% y -20,1%, respectivamente, lo cual ha permitido un ahorro considerable en incentivos.
El nuevo sistema de tarificación eléctrica procedió a cancelar las subastas CESUR para la fijación de la tarifa de último recurso debido a irregularidades detectadas en el desarrollo de la misma. La subasta eléctrica CESUR llevaba vigente desde 2009 y determinaba trimestralmente cerca del 40% del precio final de la factura eléctrica de los consumidores a tarifa. Fue reemplazada por un nuevo sistema en función del consumo diario y el precio de la electricidad en el mercado mayorista.
El precio medio horario se calcula como la media (ponderada por las cantidades consumidas) entre el precio del mercado diario y el resultante de las diferentes sesiones del mercado intradiario. El coste de producción en el período de facturación sería la suma de los siguientes componentes: [1] gasto en el mercado diario, [2] el coste de los servicios de ajuste y pagos por capacidad y [3] los peajes fijados periódicamente de manera administrativa. Así pues, el coste de producción por MWh en el periodo de facturación se determina como media ponderada del precio medio horario, el coste de los servicios de ajuste por MWh y los coeficientes de pérdida.
«A pesar de que la CNMC reporta una alta tasa de switching entre comercializadores, sin embargo la estabilidad en las cuotas de mercado es muy elevada. Esto denota las dificultades para ganar cuota de mercado por parte de los comercializadores más pequeños».
La principal ventaja de este sistema es que los consumidores reciben una señal horaria del coste de la electricidad, lo que permite ganar en eficiencia si los consumidores anticipan sus planes de consumo en un horizonte diario. Algo que ya sucede entre los grandes consumidores industriales. Además, no es despreciable el potencial desarrollo de nuevos mecanismos de gestión de la demanda. Entre las desventajas, destacan la escasa publicidad a los consumidores finales de las fuentes de precios, así como el incremento en la volatilidad de dichos precios resultado de la variabilidad horaria del pool. Como cabría esperar, existe una fuerte correlación en la evolución de ambos precios. Después del fuerte incremento de 101% entre abril (momento de entrada en vigor del nuevo sistema) y junio de 2014, la evolución posterior ha sido más estable.
Finalmente, uno de los objetivos fundamentales de la Ley es incrementar la competencia entre los comercializadores de electricidad. A pesar de que la CNMC reporta una alta tasa de switching entre comercializadores, sin embargo la estabilidad en las cuotas de mercado es muy elevada. Esto denota las dificultades para ganar cuota de mercado por parte de los comercializadores más pequeños. Estas dificultades ponen en evidencia la aún imperfecta separación efectiva de actividades para eliminar el incentivo que empuja a las empresas integradas verticalmente a discriminar a sus competidores en el acceso a los otros mercados, prevaliéndose especialmente de su poder de mercado en aquellas actividades que por naturaleza deben ser monopolísticas.
Esta entrada es un resumen del artículo El mercado español de electricidad tras la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, publicado en el número de diciembre de 2016 de Cuadernos de Información Económica. Puede acceder aquí al contenido completo de la revista.
