La propuesta de creación de una empresa pública de la energía ha sido una de las cuestiones más comentadas y discutidas por la opinión pública española desde la vuelta del verano.
Por ello, resulta pertinente analizar, más allá de debates ideológicos y desde un punto de vista técnico, los pros y los contras de esa medida.
Participación pública en eléctricas europeas
Las empresas públicas son más habituales en Europa de lo que, a priori, se puede imaginar. Países como Francia o Italia, además de Austria, Suecia o Finlandia, son buenos ejemplos de Estados europeos con una amplia participación pública en sus respectivos gigantes energéticos.
Especialmente relevante es el caso francés, en el que EDF (con casi un 85 % de propiedad estatal) goza de una gran reputación popular al garantizar el servicio de luz a los rincones más recónditos del país.
En el caso español, por el contrario, la participación del Estado se limita a un 20 % en Red Eléctrica de España, empresa que gestiona las infraestructuras de transporte de energía y, por tanto, no incide de manera directa en el precio de la luz. Además, se da la paradoja de que la eléctrica española Endesa es, en su mayoría, propiedad de la eléctrica pública italiana Enel.
Eléctricas públicas, energías verdes
Entre los pros de la existencia de empresas eléctricas públicas podríamos señalar su mayor contribución a la lucha contra el cambio climático. Según un informe de la OCDE publicado en 2018, la participación pública en empresas energéticas proporciona un mayor incentivo para invertir en tecnologías verdes.
Esto se debe a que su actividad no está estrictamente condicionada por criterios mercantiles, tendentes a la búsqueda de beneficios.
Esta circunstancia sería un pro, pues serviría para aliviar los bolsillos de los consumidores españoles de la pesada carga de la factura de la luz, si bien solo lo haría en el largo plazo.
Pero es precisamente en el lapso temporal donde radica el mayor de los contras de la opción estatal, pues el impacto de la participación pública en la atenuación de la espiral de precios eléctricos sería prácticamente nulo en el corto plazo.
La propia estructura del mercado, regulado a nivel europeo y, por tanto, con un escaso margen de maniobra por parte de los Gobiernos (si no desean ejecutar una suerte de brexit energético), complica mucho la incidencia real de los Estados en el precio final que paga el consumidor.
A lo sumo, podrían contemplar algún tipo de medida fiscal como, de hecho, ya se hizo en España el pasado mes de junio, al reducir el IVA del 24 % al 10 % y el Impuesto Especial sobre la Electricidad (que grava la producción de energía) del 5,11 % al 0,5 %.
Las particularidades del mercado europeo
El mercado energético en Europa es un mercado marginalista, es decir, el precio de la última tecnología utilizada para la generación eléctrica que entra en el sistema marca el precio del resto.
El abastecimiento del sistema comienza con energías verdes y con energía nuclear. Si con ellas no se satisface toda la demanda entran en juego los combustibles fósiles. Si aun así la oferta sigue siendo insuficiente se consumirá energía hidráulica y, como último recurso, entra en escena el gas.
En 2021 se están dando varias circunstancias externas: menor oferta de gas porque Rusia le cierra el grifo a Europa, Noruega que disminuye sus envíos porque prefiere atender la fuerte demanda asiática y, además, un suministro de gas natural licuado también inferior al habitual. En definitiva, todos estos factores han hecho aumentar el precio de esta fuente de energía.
En este escenario internacional una empresa pública dispone de un margen muy limitado para paliar la situación.
El mercado de emisiones impulsa el precio de la luz
Además del aumento en el coste del gas también ha influido enormemente el incremento en el precio de los derechos de emisión de CO?. Según un informe del Banco de España, mientras que el gas sería responsable en un 50 % de la subida, los derechos de emisión de CO? representarían un 20 %.
La estrategia de descarbonización total para 2050 emprendida por la UE ha generado cierta especulación en el mercado de derechos de emisión. Temiendo que estos derechos vayan a ser más caros en el futuro, su demanda está creciendo en la actualidad y presionando al alza su coste.
Opciones de actuación pública
Un posible foco de actuación pública sería la adquisición de los derechos de gestión de aquellas centrales hidráulicas cuyas licencias vayan expirando. La energía hidráulica, tal y como ocurre con las renovables, es más barata porque su coste de producción es fijo (básicamente el coste de la mano de obra empleada en el sector), a diferencia de los combustibles fósiles, a los que habría que sumar los costes variables (principalmente, el coste de la materia prima).
No obstante, los resultados de esta acción podrían tardar varias décadas en materializarse en la factura eléctrica, ya que las concesiones realmente importantes no vencen hasta 2045 y 2065.
Los cambios estructurales requieren periodos de tiempo prolongados para la visualización de sus frutos.
Que las medidas encaminadas hacia la creación de un ente energético público no vayan a surtir efecto hasta dentro de varias décadas no quiere decir que no se puedan llevar a cabo.
En todo caso, la estrategia energética en España debería consistir, sobre todo, en hacer una apuesta decidida por las energías renovables y por invertir más en unas interconexiones que erradiquen definitivamente el concepto de isla energética de la Península Ibérica. Mientras tanto, habrá que seguir apelando al consumo eficiente y responsable.
José Manuel Muñoz Puigcerver, Profesor de Economía Internacional, Universidad Nebrija
Este artículo fue publicado originalmente en The Conversation. Lea el original.
