Natalia Fabra: "Hay que reformar el mercado eléctrico para que se adapte a un mix cada vez más renovable"

La economista Natalia Fabra es una de las caras más conocidas del Consejo Asesor para la Transición Ecológica de la Economía (CAPTE), el grupo de expertos liderado por la actual ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, y creado en 2017 por el actual presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, para debatir y elaborar propuestas en materia de energía y clima.  En el informe que presentaron hace unos meses, Fabra ha sido la encargada de proponer el diseño para el mercado eléctrico del futuro, con un mix cada vez más renovable, y de reflexionar sobre los cambios tecnológicos, sociales y económicos que vendrán de la mano de la transición energética. Para ella no hay lugar a dudas, es necesaria una nueva regulación.

Pese a que estaba en la quinielas de participar en el nuevo Ejecutivo socialista, Fabra ha dicho por pasiva y por activa que su lugar no está allí sino en la Cátedra de Economía de la Universidad Carlos III de Madrid, donde tiene en marcha varias investigaciones en el campo de la Organización Industrial, con énfasis en la Economía de la Energía y la Economía Ambiental, así como de la Regulación y Política de Competencia.

Entender el funcionamiento del mercado eléctrico está al alcance de unos pocos ¿por qué cree que es tan compleja la normativa y por qué hay tanta regulación?

La regulación y el mercado son absolutamente complementarios. Cuando se habla de liberalizar los mercados, no quiere decir que se elimine la regulación, sino lo contrario. El caso español es un caso claro en donde la liberalización ha ido acompañada de un marasmo regulatorio y una superposición de normas regulatorias que no son correctas para el buen funcionamiento del mercado. Y si los propios agentes no conocen cuáles son las normas difícilmente se van a generar los incentivos que se pretenden. El resultado de este marasmo es consecuencia de que la Ley de 1997 ha sido parcheada de manera sucesiva sin que se haya abordado una seria reflexión sobre qué ley necesitamos.

Si entonces, en 1997, ya no era una ley adecuada en un mercado donde sobre todo había centrales térmicas e hidráulicas, lo es menos en el contexto actual y los escenarios futuros que están por venir, en los que cada vez habrá una mayor coexistencia de tecnologías muy diversas. Es fundamental abordar esta reflexión sobre cuál es el mercado eléctrico que necesitamos para un mix tan distinto y con características tan diferentes entre las tecnologías que en él compiten.

El CAPTE se cuestiona la actual ley del mercado eléctrico, ¿cuál es la propuesta que incorporan?

Yo creo que debería haber una nueva regulación. Y esa nueva regulación tiene que ser simple, transparente y generar incentivos en la misma dirección. No sé cuáles son los consensos políticos pero cada vez más las empresas eléctricas son las que están demandando un cambio en la regulación. Al principio eran los nuevos entrantes, las renovables y los consumidores a pesar de que su voz se oiga poco, los que ponían de manifiesto que este mercado eléctrico no sirve. Pero ahora mismo también son las grandes eléctricas porque comprenden que el mercado eléctrico actual no es adecuado para retribuir instalaciones cuyos costes no tienen nada que ver con los costes de las tecnologías marginales que son las que marcan los precios.

De hecho, si bien este mercado ahora podría estar generando beneficios sobrevenidos a ciertas centrales eléctricas, en un futuro, si efectivamente se profundiza la penetración de las renovable , con costes de funcionamiento muy bajos y por tanto capacidad de deprimir los precios del mercado, estos beneficios se podrían tornar en pérdidas. Es por ello que las grandes empresas también demandan cambios en la regulación del mercado, porque comprenden que ya no les vale. Por eso, tenemos que aprovechar este momento para que todos juntos identifiquemos cuáles son las deficiencias del marco regulatorio actual y señalemos cuáles son las necesidades en el nuevo contexto tecnológico, aportando soluciones.

Unas soluciones que ya han puesto encima de la mesa distintas instituciones, expertos, académicos, investigadores, reguladores, en España y en otros países. Por tanto, no hay que inventar nada nuevo, sino hacer una apuesta en común del diagnóstico para identificar cuáles son las correctas para el marco español.

Uno de los problemas en la regulación del sector eléctrico es que hay falta de consenso entre los diferentes grupos políticos para llegar a acuerdos en el diseño del sistema del futuro, ¿cree que, a diferencia de los políticos, entre los expertos existe algún punto en común por donde se pueda comenzar a trabajar?

Efectivamente hay disparidad. Pero también más acuerdos de los que a veces se pone de manifiesto. Cada vez se es más consciente de que detrás de cada megavatio hora hay tecnologías muy distintas, con costes muy distintos, y de muy distinta naturaleza: las renovables son intermitentes, su disponibilidad depende de los recursos naturales; el agua puede ser almacenada a diferencia de otras tecnologías; las centrales de gas aportan capacidad firme al sistema a diferencia de las renovables…

Ante esta realidad compleja, no podemos retribuir todos los MWh al mismo precio. Y aunque decimos que en un mercado con un sistema marginalista como el que tenemos, hay un pool con un único precio, no es cierto. Porque la regulación eléctrica en estos momentos en España, introduce de una manera muy confusa y opaca muchos complementos regulatorios a las distintas tecnologías. Unas centrales reciben pagos por capacidad, otras un complemento a la inversión, otras recibieron Costes de Transición a la Competencia… complementos retributivos de distinta naturaleza que han estado recibiendo a lo largo de los años.

Ante una realidad tecnológica compleja, necesitamos retribuciones distintas que sean capaces de reflejar los costes de las distintas tecnologías así como el valor de los servicios que estas tecnologías prestan al sistema. Por ejemplo, las renovables aportan energía limpia a diferencia de las centrales térmicas, y eso es una externalidad positiva muy importante. Como también lo es la garantía de suministro que aportan las centrales de ciclo combinado. Por lo tanto, es necesaria una solución regulatoria que refleje esa diversidad de costes y de servicios, pero de una manera limpia, transparente y ordenada porque los primeros que quieren esa certidumbre son los inversores. ¿Cómo se va a invertir en nuevas centrales renovables que van a tener una vida útil de 20 ó 30 años en un mercado en el que ni siquiera somos capaces de predecir los precios del próximo año? Esa garantía, esa certidumbre es necesaria, el riesgo de inversión no puede ser penalizado como lo es ahora. Hay que mejorar la regulación porque una buena regulación reduce los costes colectivos. Es decir, si los costes para los inversores son menores también bajarán los precios que van a pagar los consumidores.

**¿Cuáles son los puntos clave, en su opinión, y según el informe del CAPTE, que debe incorporar esa nueva regulación del mercado eléctrico? **

Entendemos que el mercado eléctrico español puede ser reformado sin que aparentemente haya cambios bruscos y sustanciales pero con efectos muy importantes. El sistema actual tiene elementos muy positivos que se han demostrado eficaces y deben ser mantenidos. El pool eléctrico es un mecanismo eficaz porque aporta liquidez para determinar cómo deben ser despachadas las distintas centrales de producción. Es una manera eficaz de determinar los usos de los distintos recursos energéticos, pero eso no quiere decir que el pool sirva para determinar la retribución de todas las tecnologías. El mercado eléctrico sirve para determinar la producción, pero necesitamos otros mecanismos para determinar la retribución.

Lo que quiero transmitir es que la electricidad es potencia, son megavatios, y es energía, megavatios hora. Tenemos que distinguir una cosa de la otra. En cada momento, para producir esa electricidad, hay que tener en cuenta los costes de funcionamiento de cada una de esas tecnologías que se revelan en el mercado diario, pero para determinar la retribución de esa potencia hay que hacerlo en el momento de la inversión. La razón estriba en que cuando se invierte en una nueva central renovable se está comprometiendo básicamente el 95% de los costes que va a tener a lo largo de su vida útil, porque la mayoría de los costes son los costes fijos de la inversión.

Y es ahí cuando hay que hacer competir a los inversores. En el mercado diario, el pescado está vendido. La producción viene determinada por cuestiones exógenas a las centrales renovables, por la disponibilidad de sol y de viento, pero donde nos jugamos todo, es en el momento de la inversión. Por eso, hay que hacer competir a los inversores para acceder al mercado. Esa competencia tiene la virtud de revelarnos cuáles son los costes medios de las centrales y nos va a poder indicar si un MWh solar fotovoltaico tiene que ser retribuido a 45 €, 40 € o 55 €.

Por tanto, donde tenemos que poner el foco es en el diseño de la incorporación de nuevas centrales renovables al sistema y cómo las retribuimos. Habrá más renovables y eventualmente quizás habrá que invertir en centrales que aporten apoyo o capacidad firme al sistema. No necesariamente las subastas de unas y de otras tienen que ser diseñadas de la misma manera, porque sus estructuras de costes son muy distintas.

Por tanto, subastas para las renovables pero muy distintas a las que se han hecho hasta ahora en España. Porque hasta ahora se determinaba ese coste de inversión por cada megavatio, pero luego seguíamos enfrentando a esos propietarios de esas centrales al precio del mercado diario, muy volátil y muy incierto, más aún con la perspectiva de que en los próximos años haya más renovables y ese precio de mercado caiga y se produzca el ‘efecto caníbal’.

Estas nuevas subastas determinarían un precio por MWh, es decir, un precio estable. Ya ocurre así en otros países, como Alemania o Reino Unido, que la competencia de los inversores determina el precio de ese MWh, y los generadores saben con certeza cuál es el precio que van a recibir por su producción en el futuro. Eso implica que van a enfrentarse a una incertidumbre de precios mucho menor, van a reducirse sus primas de riesgo, van a tener mejor acceso a la financiación y como consecuencia de ello, van a poder reducir el coste de la financiación.

También tiene otra consecuencia. Que no solo puedan acudir a esas subastas las grandes compañías (que ya cuentan con mayor y más fácil acceso a esa financiación), sino también los pequeños inversores, para quienes esa volatilidad y esa incertidumbre son más dañinas.

Pero esta propuesta que hacen se parece mucho al sistema de primas del pasado que supuso un aumento del coste en el precio de la luz, al incluirse esa retribución en los costes del sistema.

Todo lo contrario. Puede ser que en un futuro muy cercano podamos incorporar nuevas renovables a un precio estable por el MWh inferior a los precios del mercado eléctrico. ¿Qué sentido tiene pagar las renovables a precio de gas o de carbón? Ni tiene sentido para los propios inversores renovables porque sus costes no tienen nada que ver con los de producir electricidad en una central térmica, ni lo tiene para los consumidores. Si introducir renovables cuesta menos que las alternativas térmicas, beneficiemos también a los consumidores.

Ha dicho que será necesaria una tecnología de respaldo, y ha aludido al gas, pero no así a la nuclear ni al carbón. Si el objetivo es reducir la factura de la luz, y estas últimas tecnologías son más baratas que el gas, ¿cómo se manejan estas variables?

El PSOE en su programa contempla que no haya una extensión de la vida útil de sus centrales más allá de los 40 años para los que fueron diseñadas. Y las de carbón, que son las más contaminantes, deben ir desapareciendo del mix para cumplir los compromisos en materia de emisiones. Si se extiende la vida útil de las nucleares, se van a tener que llevar a cabo inversiones para reforzar su seguridad, lo cual implica unos costes adicionales que deberán tenerse en cuenta cuando se haga una valoración sobre la necesidad o no de alargar su vida útil.

Cuando el ministro anterior, Álvaro Nadal, advertía de una posible subida de la tarifa de la luz si se cerraban las centrales nucleares y de carbón, no se estaba cuestionando cómo debía ser la regulación eléctrica. Tomaba como dado el diseño del mercado eléctrico actual en el que a todas las tecnologías se les retribuye según el precio marginal del mercado. ¿Qué parte del incremento de precios al que aludía el ministro se puede evitar con otra regulación y otras inversiones? Incluso tomando como dada la regulación actual, las simulaciones que yo he realizado con mi grupo de investigación, ponen de manifiesto que el incremento de precios no era de tal magnitud. De hecho, el informe de la Comisión de Expertos incluía, en la letra pequeña de las las tablas de las simulaciones, que el cierre de las centrales nucleares provocaría un aumento de precios del mercado eléctrico actual del 5%. También se desprende del informe que las nucleares y las hidroeléctricas están recibiendo del mercado un precio que supera de manera significativa sus propios costes de funcionamiento.

El informe de la Comisión de Expertos también prescinde del hecho de que si se cierran centrales tendríamos que recurrir a otras. Si se cierra el carbón y en la próxima década no se invierte en alargar la vida útil de las nucleares, tendremos que invertir en nuevas tecnologías. En las simulaciones realizadas por la Comisión de Expertos, se prescindía de las nucleares para computar el impacto en los precios, pero se dejaba todo el resto del mix igual. Por tanto, el cierre nuclear provocaba un mayor funcionamiento de las térmicas, lo que suponía un aumento de los precios del mercado y de las emisiones. Pero si en lugar de eso, se acompaña el cierre nuclear con mayor inversión en renovables, no ocurriría esto. Por tanto, no hagamos análisis parciales. Es necesario diseñar cuál es el futuro mix eléctrico español en los próximos 10 o 20 años y sobre ese mix computar la senda de costes y de precios de la electricidad.

Pero, ¿no hay peligro de que vuelva a ocurrir lo de hace una década, cuando esas retribuciones a la inversión se dispararon y fueron una de las causas del déficit de tarifa?

Hoy hay una diferencia sustancial con respecto a lo ocurrido durante aquellos años. La retribución anterior al RD 9/2014 establecía unas feed-in-tariffs fijadas en el BOE. Mientras que lo que aquí se plantea es una retribución determinada de manera competitiva en una subasta, y que sean los propios inversores, los que conocen el estado real de la tecnología, los que revelen a qué precio están dispuestos a invertir si su retribución va a venir dada por el resultado de ese proceso competitivo. El regulador puede equivocarse porque ciertamente no dispone de la misma información de costes de la que disponen los inversores.

Si esas subastas están bien diseñadas y se asegura suficiente participación en ellas, tendrán la virtud de revelarnos cuál es un precio por MWh acorde con los costes medios de la inversión. Además, al ser una retribución estable, se reducirán sus costes de financiación.

Los costes del pasado difícilmente podemos deshacernos de ellos. Las empresas eléctricas se quejan y dicen que hay muchos costes de la factura eléctrica que son ajenos al sistema, pero eso es falso.

El mercado eléctrico también deberá contar con la incorporación de nuevos agentes como los agregadores de la demanda, los consumidores directos de electricidad, las interconexiones, la generación distribuida y el autoconsumo ¿cómo afectará al funcionamiento del sistema?

Todos son elementos bienvenidos y que reflejan el nuevo contexto tecnológico, social y regulatorio del mercado eléctrico. No hay que evitarlos sino fomentarlos e incorporarlos de manera adecuada. Las interconexiones son fundamentales para la propia eficiencia del mercado eléctrico, para que entre todos los países en Europa podamos compartir la capacidad firme que nos de mayor seguridad de suministro a todos. En un futuro no tan lejano, las interconexiones nos van a permitir poner en valor nuestros vertidos renovables y por lo tanto, hacer más eficientes esas inversiones. Por tanto, interconexiones cuantas más mejor. Y el operador del sistema tiene que jugar un papel clave en la gestión de esas interconexiones y también de los otros mecanismos de flexibilidad de los que dispone el sistema.

Incluso la gestión del almacenamiento, que principalmente se realiza a través de la hidráulica, se deberá hacer en función del interés general y no del particular de sus propietarios.

El autoconsumo es fundamental para democratizar la electricidad, para hacer que los ciudadanos se sientan partícipes de este proceso de cambio. En nuestro informe del CAPTE reconocemos que los autoconsumidores deberían ser retribuidos en tanto que productores y facturados en tanto que consumidores. Considero que se debería tener en cuenta un balance neto para la energía que se produce de manera instantánea al consumo, que realmente no es demandada a la red sino producida en la propia instalación, y una retribución para la energía excedente vertida a la red. La producción de una instalación de autoconsumo no es distinta a la de una planta fotovoltaica en mitad de La Mancha, o a la de un parque eólico en Algeciras, o a la de la nuclear de Almaraz …habrá que decidir cómo se retribuye ese excedente.

Probablemente la nueva ministra de Transición Ecológica tendrá muy en cuenta las conclusiones que llevasteis a cabo los más de 20 expertos que trabajasteis mano a mano con ella para la elaboración del informe del CAPTE. Así que, en su opinión, ¿cuáles son los retos que tiene pendiente el nuevo gobierno y más concretamente el Ministerio de Teresa Ribera?

Son varios y múltiples porque la herencia recibida lo requiere. Creo que hay que poner en orden la regulación eléctrica, hay que hacer un ejercicio serio de prospectiva energética, porque las inversiones en todos los activos energéticos requieren tiempo y se compadecen mal con la improvisación. Este ejercicio tiene que tener en cuenta los objetivos en materia de Clima que nos exige la Comisión Europea. Antes de que finalice el año hay que presentar un Plan de Energía y Clima. Y ese plan debe venir de una visión holística que tenga en cuenta las interacciones entre unos efectos y otros. Objetivos de renovables, de emisiones, y como no puede ser de otra manera viniendo de un gobierno socialista, objetivos sociales: tener en cuenta los impactos locales que pueda tener sobre ciertas comarcas el prescindir de las centrales térmicas y las nucleares. No podemos dejar abandonados a estos colectivos porque la transición energética, además de ser eficiente, debe ser justa.