El fin del sueño californiano

Hace cuatro años California era el Estado de la Unión que tenía los precios de la electricidad más altos de Estados Unidos. La solución de las autoridades regulatorias fue diseñar un nuevo marco legal en el que se imponía un mercado o Pool de intercambios al por mayor y a corto plazo obligatorio (denominado CalPX), se reconocían unos Costes de Transición a la Competencia, para compensar a los generadores si los precios bajaban, y se mantenían unas tarifas reguladas para protección de los consumidores.

Probablemente, el lector reconozca este diseño como próximo. Efectivamente, el marco legal español contemplado en la Ley del Sector Eléctrico es muy parecido al californiano. Es cierto que, de derecho, el Pool del Operador del Mercado Eléctrico en España (OMEL) no resulta obligatorio, pero de hecho lo es. Toda la energía que se compra y se vende en España pasa por el Pool y no hay ningún mercado suficientemente líquido con plazos superiores al día en el que se intercambie electricidad en España. Con estas similitudes lo que está ocurriendo en California es muy importante para España.

El problema de California no ha sido el de avanzar muy rápido, sino el de hacerlo con timidez y quedarse a medio camino -

Lo que está ocurriendo en California es que no sólo no han bajado los precios, sino que han subido hasta niveles insospechados y ha habido restricciones en el suministro, tanto en el verano como durante las navidades pasadas. El área de San Francisco ha tenido cortes de luz de varias horas. Ante estos hechos muchas voces, entre ellas las del propio gobernador del Estado, están abogando por la vuelta a un sistema de retribuciones reguladas e inversiones planificadas en generación.

Curiosamente en España esta opinión se está divulgando como si fuera una opinión de consenso en EE UU. Pero la realidad es muy otra. La Federal Energy Regulatory Comisión (FERC), que es el órgano regulador independiente federal, con autoridad en toda la nación para regular aspectos fundamentales del sector de la energía, ha dictado varias órdenes decididamente a favor del desarrollo de los mercados, considerando que el problema de California no ha sido el de avanzar demasiado rápido, sino el de avanzar con timidez, quedándose a medio camino.

El diagnóstico de FERC resulta de sumo interés en Europa, y especialmente en España, donde somos tan dados a estos procesos de liberalización tímidos, que tratan de cubrir muchos objetivos a la vez, que liberalizan en las leyes, pero que también buscan mantener ventajas de los antiguos monopolios; que sobre el papel amplían las opciones de elección de los agentes económicos, pero que en la práctica restringen sus posibilidades.

En cualquier mercado, si la demanda se dispara por encima de lo previsto, y la oferta no se adapta a ella, los precios suben. La demanda ha subido en California como consecuencia de su nivel de actividad económica y de la utilización masiva de Internet. En cuanto a la oferta, ésta no sigue la demanda por tres razones:

- Porque los requisitos medioambientales son muy rígidos e imponen unos elevados costes fijos sobre la construcción de plantas de generación.

- Porque la retribución del transporte entre Estados diferentes no crea incentivos a la inversión en líneas de interconexión.

- Porque no se ha desarrollado un mercado de contratos a largo plazo que permita disminuir los riesgos de inversiones que, por naturaleza, tienen un periodo de recuperación largo.

Las soluciones que propone FERC, en cuanto a la oferta, se han concentrado en este último punto. La regulación medioambiental es competencia del Estado de California, y el Estado debe decidir hasta qué punto sus ciudadanos están dispuestos a pagar más por la electricidad, incluso a sufrir restricciones, a cambio de tener un aire más limpio. En cuanto al problema de la retribución del transporte y los incentivos a las inversiones en red es un problema técnicamente complejo que está en fase de encontrar soluciones (ninguna sencilla), tanto en Europa como en EE UU. Las medidas propuestas por FERC se han centrado, por tanto, en el desarrollo de mercados de contratación y en la revisión de las reglas de los mercados de corto plazo.

Según han funcionado los mercados en California en los últimos dos años, el 80% de la energía se ha intercambiado los mercados de corto plazo. Estos mercados han observado una muy elevada volatilidad, alzas de precios y elevadísimos picos en determinadas horas. Los picos de precios elevados en los mercados de corto plazo no han sido una señal suficiente para hacer económicamente atractiva la inversión de largo plazo en plantas de generación.

Tampoco lo han sido para que las empresas consumidoras introdujeran programas de gestión de la demanda, que muchas veces afectan a toda su organización productiva y tienen un coste de largo plazo. La escasez en la oferta y la rigidez en la demanda han provocado los problemas actuales. En consecuencia, las soluciones que propone son:

- Eliminar la obligación de las tres grandes utilities de comprar y vender en el CalPX, para que se fuercen a ofrecer contratos a los consumidores de más largo plazo.

- Imponer un sistema de penalización por desvíos sobre las cantidades programadas, para que la demanda mejore sus sistemas de predicción y gestión.

- Imponer, hasta el final de 2001 un tope a la retribución marginal. La retribución marginal significa que todos los generadores perciben, como en España, el precio de la última oferta casada. Este tope es de US$ 150 por MWh (el precio medio suele estar en el entorno de los 35 o 40 dólares/MWh). A partir de ese precio sólo se pagan precios superiores a los generadores que los hubieran ofertado y a no a los demás.

- Reforzar el gobierno independiente tanto del CalPX como del Operador del Sistema (la entidad que, como hace en España el Operador del Sistema de Red Eléctrica de España, lleva a cabo la gestión del despacho diario y el funcionamiento de la red de transporte). Esta medida busca que disminuya la influencia de las empresas eléctricas en las decisiones de gestión del sistema y del mercado.

- Explorar alternativas a los mecanismos de subasta con precio marginal único. Si California cambia, España puede ser dentro de poco el único país con un pool que fije precios mediante este procedimiento.

- Estudiar el desarrollo de mecanismos de mercado para la gestión de restricciones y el fortalecimiento de las interconexiones. No estaría de más que la interconexión con Francia, en nuestro caso, desarrollara también estos mecanismos.

Todas estas medidas apuntan en una dirección muy distinta a la vuelta atrás; a retroceder hacia la regulación tradicional y la planificación. Muy al contrario, se dirigen a desarrollar mercados de contratación y a eliminar la posibilidad de que la volatilidad de los mercados de corto plazo y la ausencia de incentivos económicos adecuados actúen restringiendo la capacidad de elección de los consumidores y la eficiencia de los mercados.

¿Cuáles de estas medidas tendrían sentido para España? En mi opinión, casi todas ellas. Una vez que se eliminen las incertidumbres que hoy todavía persisten sobre la fusión entre Endesa e Iberdrola, deberíamos aprender de lo ocurrido en California y mejorar nuestro actual marco regulatorio. En particular, aquí igual que allí, se deberían desarrollar mercados a plazo e instrumentos financieros para la gestión del riesgo de precio de corto plazo.

Sin este desarrollo difícilmente contaremos con una capacidad suficiente para satisfacer a la demanda y para incrementar la competencia en el mercado de generación. Ciertamente éste puede no ser el único problema de nuestro actual marco regulatorio, pero sin duda es uno de los más importantes. Así lo demuestra el caso de California. Demorar sus soluciones puede tener consecuencias de elevado coste social.

Miguel Ángel Lasheras es director general de InterMoney Energía, SA.