LA REGULACIÓN, CLAVE PARA EL DESARROLLO

DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

GONZALO SÁENZ DE MIERA

Universidad Autónoma de Madrid

Las energías renovables ocupan un espacio creciente en el panorama energético mundial.Todos los países desarrollados y gran parte de aquellos en vías de desarrollo están orientan-do sus políticas energéticas, con mayor o menor intensidad, hacia el fomento de estas tec-nologías. De hecho las tecnologías renovables son las que están experimentando una mayor

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tasa de crecimiento en todo el mundo, al tiempo quelos objetivos de desarrollo definidos en relación a ellasa medio plazo son cada vez más ambiciosos. Estoestá siendo así no sólo en la Unión Europea, que tra-dicionalmente ha liderado este sector, sino tambiénen Estados Unidos, Japón, Australia e incluso China,India y un elevado número de países en desarrollo.

Los datos nos indican que nos encontramos anteuna tendencia que se consolida progresivamente.No es un fenómeno meramente coyuntural, sinouna decisión de futuro. Una apuesta tan amplia poreste tipo de energías sólo se puede explicar por elreconocimiento creciente de las ventajas que tie-nen en el mundo actual en tres ámbitos fundamen-tales: el medio ambiente, la seguridad energética yel desarrollo económico.

Desde el punto de vista ambiental, las energías renova-bles, a diferencia de los combustibles fósiles, se renue-

van de forma natural, por lo que son infinitas, no produ-cen gases de efecto invernadero y son, por tanto, unade las pocas vías disponibles para hacer frente alaumento de la demanda de energía sin agravar elproblema del cambio climático. Desde la perspectivaenergética, se trata de energías autóctonas, que no esnecesario importar, están disponibles en mayor omenor medida en todos los países y contribuyen, portanto, a reducir la elevada y creciente dependenciade la mayor parte de los países. Por último, las energí-as renovables son una importante fuente de empleo yconstituyen, en muchos casos y especialmente enregiones poco avanzadas, un motor de desarrollo eco-nómico y social.

Todo lo cual explica y justifica la importancia globalque están adquiriendo; expresada con un símil,navegan a favor de corriente y con el viento enpopa. Pero no todos son datos favorables, pues lasenergías renovables se enfrentan a un problema

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económico de complicada solución. En un marcocomo el actual en el que las energías convenciona-les no internalizan todos sus costes —en especialalgunos de carácter ambiental y otros relacionadoscon el riesgo de suministro—, las energías renova-bles no pueden competir en coste.

Esta circunstancia hace que la consecución de losobjetivos de desarrollo definidos requieran, ademásde avances tecnológicos que permitan reducir eldiferencial de costes, de marcos regulatorios deapoyo a estas tecnologías que incentiven las inver-siones de agentes privados, dándoles una oportuni-dad razonable de obtener rentabilidades coheren-tes con los riesgos asumidos.

Tanto es así que, como se tratará de mostrar a lolargo de este artículo, la regulación de apoyo aestas tecnologías se constituye en el factor clavepara su desarrollo. Las energías renovables no seinstalan, como en principio podría pensarse, dondemás y mejores recursos naturales hay —sol, viento,agua—, ni en los países más grandes, sino dondemejores marcos regulatorios existen. En este trabajose defiende que los mejores marcos no son aque-llos en los que más apoyos económicos se ofrecensino, fundamentalmente, los que proporcionanapoyos más predecibles, estables y mejor adapta-dos a las necesidades de unas inversiones comolas energías renovables, muy intensivas en capital ya largo plazo.

El artículo está estructurado en cinco apartados. Enel primero se analizan los costes de generación delas diferentes tecnologías y se justifica la interven-ción regulatoria en el desarrollo de las energíasrenovables. En el segundo se describen los diferen-tes tipos de marcos regulatorios de apoyo y sepresta especial atención a los tres básicos: apoyo

directo al precio —o sistema de primas—, certifi-cados verdes negociables y subastas. En el terce-ro se realiza un análisis comparado de los tres mar-cos mencionados, desde el punto de vista de lateoría económica y desde una perspectiva empíri-ca. En el cuarto se describe el marco de apoyo ala energía eólica en España, pues se trata de uncaso de éxito por su eficacia y eficiencia. Por últi-mo, en el quinto apartado se presentan las conclu-siones finales.

EL COSTE DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES Y LANECESIDAD DE MARCOS DE APOYO

El desarrollo de las energías renovables se enfrenta,como ya se ha mencionado, a un problema econó-mico pues, en el contexto actual de mercado, lasrenovables no pueden competir en coste con lasenergías convencionales.

Pero, ¿cuál es el coste real de las distintas tecnologí-as de generación? Para responder a esta cuestiónes útil el concepto de coste de ciclo de vida, quedepende, básicamente de los costes siguientes:inversión de la planta; de combustibles y su evolu-ción en la vida del activo; otros costes de operacióny mantenimiento y del factor de utilización de la ins-talación y su vida útil.

Con la aplicación de este tipo de análisis y la adop-ción de hipótesis conservadoras en relación con losprecios del CO2 y de los combustibles (1), se llega ala conclusión de que los costes medios de genera-ción de las renovables son superiores a los de lasconvencionales. Como puede verse en el gráfico1,los costes de la energía eólica se sitúan en torno alos 80 €/MWh, los de la biomasa entre 90 y 110€/MWh y los de las solares entre los 200 y 300€/MWh.

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Carbón Hidráulica CCGT Fuel Eólica Biomasa Solar

320

120

100

80

60

40

20

300 GRÁFICO 1

COSTES MEDIOS DE GENERACIÓN

€/MWh

FUENTE:AIE, Emerging Energy Research

y elaboración propia

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Se trata por tanto de costes superiores, en distintogrado, a los de las opciones viables actualmente degeneración convencional, como ciclos combina-dos de gas (CCGT) —con costes de entre 50 y 60€/MWh— o el carbón —entre 40 y 50 €/MWh—.

En este escenario, las energías renovables son máscostosas —y por tanto menos competitivas— quelas energías convencionales y, en un entorno demercado como el actual, son preteridas respectoa las energías convencionales disponibles parahacer frente al aumento de la demanda eléctrica.

El problema es que el contexto actual de mercadono puede considerarse un campo de juego equili-brado para las energías renovables, al menos por lasdos siguientes razones:

� En primer lugar, porque las energías convencio-nales no internalizan todos sus costes. Es decir, hayexternalidades negativas que no son internalizadas,como por ejemplo costes ambientales adicionalesa los de emisión de CO2 o ciertos costes del riesgode la variación de los precios de los combustiblesimportados que afectan a las tecnologías térmicas.Si se tuvieran en cuenta estas cuestiones, los costesde las energías convencionales serían superiores,haciendo incluso que algunas tecnologías renova-bles resultaran competitivas.

� En segundo lugar, porque al analizar los costesde las renovables no se están considerando lasexternalidades positivas que su difusión genera en lasociedad en términos ambientales —al sustituir/evitarproducción térmica—, de seguridad energética, dereducción del precio de mercado y de desarrolloeconómico y social.

En definitiva, la existencia de externalidades negati-vas de las energías convencionales y de externalida-des positivas de las energías renovables justifica,desde el punto de vista económico, el desarrollo deun campo de juego equilibrado mediante el apoyoregulatorio a las energías renovables.

TIPOLOGÍA DE MARCOS DE APOYO A LAS ENERGÍASRENOVABLES

Existe una gran variedad de marcos de apoyo a lasenergías renovables, que pueden clasificarse aten-diendo a dos variables:

Marcos de apoyo directos, cuyo objetivo básico es eldesarrollo de las renovables, o indirectos, que persi-guen otro fin pero indirectamente apoyan a las reno-vables.

Marcos de apoyo básico, sin los cuales no es posi-ble el desarrollo de las renovables; o marcos deapoyo complementarios, que por sí mismos no sonsuficientes para el fomento de la inversión, pero que,como su propio nombre indica, pueden servir decomplemento a marcos básicos.

Combinando ambas variables, en el cuadro 1 se pre-senta una clasificación de los principales marcos deapoyo. En este artículo nos centramos principalmen-te en los marcos directos y básicos, que a su vez pue-den dividirse en dos grandes grupos: los sistemasbasados en el precio y los basados en cantidades.

Entre los instrumentos basados en el precio, el másrelevante es el de apoyo directo al precio o sistemade primas (feed-in tariffs). Este marco, que es el tra-dicional de apoyo a estas tecnologías, descansasobre dos pilares:

La garantía de compra al productor de toda laenergía generada durante un periodo de tiempodeterminado por parte del Sistema; bien directa-mente o a través de las empresas distribuidoras otransportistas.

La definición por parte del regulador de un tarifafija o de una prima adicional al precio de mercadopor cada MWh volcado a la red por el generador. Elregulador define la tarifa o la prima de forma que elgenerador obtenga una rentabilidad adecuadapara su inversión.

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CUADRO 1TIPOLOGÍA DE LOS MARCOS DE APOYO

Directo Indirecto

Básico – Sistemas de precios• Tarifas• Primas • Fiscalidad sobre energía contaminantes

– Sistemas de cantidades • Mercado de derechos de emisiones• Certificados Verdes Negociables • Mecanismos de Desarrollo• Subastas públicas

Complementario Etiquetado de la energía renovable

FUENTE: Comisión de las Comunidades Europeas (2005)

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Por su parte, entre los sistemas basados en cantidades,son dos los instrumentos de apoyo más relevantes:

Cuotas y certificados verdes negociables. En estesistema, a los suministradores de energía (distribuido-ras o comercializadoras) se les impone la obligaciónde que una parte (cuota) de la energía que suminis-tren sea de origen renovable. Al mismo tiempo, losgeneradores renovables reciben un certificadoverde por cada MWh generado. Este certificadoverde puede ser comercializado y tiene un valor,dado que para cumplir con la obligación impuestalos suministradores deberán adquirir certificados ver-des en una cantidad igual a su cuota. En caso deincumplimiento se incurre en una penalización.

Por tanto, los generadores renovables reciben dosingresos: el precio de mercado eléctrico, por laenergía vendida y el precio de mercado de los cer-tificados verdes, por el número de certificados ven-didos a los suministradores que los demandan paracumplir con sus cuotas.

Sistemas de subastas públicas. En este sistema, elregulador invita a posibles generadores a presentarofertas para la construcción de capacidad adicio-nal basada en energías renovables. A las ofertas

más económicas en términos de €/MWh —quecumplan con los requisitos técnicos establecidos—se les adjudica un contrato de compra de toda laenergía producida en un periodo definido, al preciocerrado en la subasta.

También existen marcos fiscales de apoyo a lasrenovables. Un ejemplo es el Production Tax Credit(PTC) establecido a nivel Federal en Estados Unidos.Gracias al mismo, los productores renovables tienen,durante 10 años, una bonificación fiscal en unimpuesto directo equivalente a 19 $/MWh.

Los sistemas de apoyo directo basados en el precio—sistemas de primas— fueron los primeros en seraplicados y, a día de hoy, siguen siendo los más uti-lizados en todo el mundo. Los sistemas de apoyodirecto basados en cantidades se empezaron aaplicar desde finales los años noventa del siglopasado en varios países europeos y en variosEstados de Estados Unidos, con la idea de aprove-char las ventajas de los mecanismos de mercadopara reducir el coste para el consumidor. Los siste-mas de apoyo fiscal se utilizan como instrumentocomplementario de apoyo en varios países europe-os y como mecanismo básico de apoyo a nivelfederal en Estados Unidos.

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CUADRO 2PRINCIPALES MARCOS DE APOYO A RENOVABLES EN LA EUROPA-27

Basados en precios Basados en cantidades

Tarifa Prima Certificados Verdes Subastas

Austria XBégica X XBulgaria XChipre – – – –República Checa XDinamarcaEstonia X (límites a eólica)Finlandia – (*) – – –Francia X (a eólica, otras < 12M X (>12M, no eólica)AlemaniaGreciaHungríaIrlanda X (subasta para asignación de cuota)Italia XLetonia X (más cuotas)Lituania X (subasta para asignación de cuotas)Luxemburgo XMalta – – – –Países Bajos X (ahora congelada)Polonia XPortugal X (subasta para asignación de cuota)RumaníaEslovenia X XEslovaquia XEspaña X X XSuecia XReino UnidoTOTAL 27 4 6 1FUENTE: Elabración propia

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En el cuadro 2 se recogen los sistemas utilizados enlos distintos Estados de la Unión Europea. Puede com-probarse que hay países en los que se utilizan simultá-neamente varios de los sistemas mencionados.

Ventajas y desventajas de los diferentes marcos deapoyo

Una de las principales dificultades del regulador enel caso de las energías renovables es el conoci-miento preciso de los costes de generación y, muyespecialmente, su evolución en el tiempo —tantopor incremento de la eficiencia de la tecnologíaexistente como por el desarrollo de nuevas tecnolo-gías—. En este escenario de incertidumbre, los mar-cos anteriormente descritos llevarían a resultadosdiferentes.

En los sistemas basados en el precio, el reguladordefine la retribución por MWh que recibe el genera-dor renovable, pero en principio no puede controlarla capacidad que se instalará en respuesta a laseñal de precio dada (2). Por el contrario, en los siste-mas basados en cuotas el regulador define —a tra-vés de la propia cuota— la necesidad de energíarenovable y, por tanto, indirectamente, la capacidadrenovable a instalar, pero sin embargo no puedecontrolar la retribución que obtendrá el generadorpor MWh, que se establece en el mercado —preciodel certificado verde—. Esta problemática se ilustraen el gráfico 2.

Como se puede observar, en los sistemas basadosen el precio, si el regulador quiere alcanzar una can-tidad Q * de energía, deberá definir una retribuciónigual a P* de acuerdo a la curva estimada de cos-tes marginales (MC*). Sin embargo, si los costes sonsuperiores o inferiores a los estimados, las cantida-des resultantes serán diferentes. En el caso de que lacurva de coste marginal sea inferior (MC´) entoncesla cantidad producida será Q´, mientras que si lacurva de coste marginal es superior (MC´´), enton-ces la cantidad final será Q´´. Así, de fijar el precio,la incertidumbre sobre los costes se traduce en ries-go respecto a la cantidad de energía que será pro-ducida —o lo que es lo mismo, respecto a la capa-cidad que será instalada—.

Por el contrario, en los sistemas de cuotas, la canti-dad máxima de energía renovable que estará dis-ponible viene dada por la obligación de compraimpuesta a los suministradores. La cantidad de reno-vables realmente disponible será igual a la máximasiempre que la penalización por incumplimiento dela obligación sea mayor que el precio de los certifi-cados verdes en el mercado. Sin embargo, la retri-bución que reciban los generadores dependerá de

los costes marginales y se moverá entre P´y P´´dependiendo si el coste marginal es CM´ o CM´´. Alfijar la cantidad, la incertidumbre sobre los costes setraduce en riesgo respecto al precio.

Desde el punto de vista teórico, puede decirse quela elección del regulador entre los dos sistemas

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MC’’

MC*

MC’

P*

Q’’ Q* Q’ Q

P

GRÁFICO 2

MARCOS DE APOYO BASADOS EN PRECIOS

VS CUOTAS

Marco de apoyo basado en precios

FUENTE:Elaboración propia

�

Q

P*

P’

P’’

Q*

MC’’

MC*

MC’

Marco de apoyo basado en cantidades

La cantidad de energía producida está en riesgo

El precio de energía producida está en riesgo

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dependerá del riesgo que quiera minimizar —o, loque es lo mismo, del riesgo que quiera asumir—: deprecio o de cantidad. En el caso de que deseeminimizar la posibilidad de errar en el precio paga-do por MWh generado, optará por los sistemasbasados en el precio, mientras que si lo que deseaes eliminar el riesgo de superar una cierta cantidadde energías renovables, elegirá los sistemas basa-dos en cuotas.

ANÁLISIS COMPARADO DE LOS MARCOS DE APOYO

De los diversos criterios que pueden utilizarse a lahora de analizar y comparar los diferentes marcosde apoyo, vamos a centrarnos en dos:

La eficacia, que se definiría como la capacidad delmarco de apoyo para logar la consecución del obje-tivo fijado de desarrollo de las renovables, ya sea entérminos de potencia instalada o de producción.

La eficiencia, que podría definirse como la capaci-dad del marco de apoyo para lograr los objetivoscon el mínimo coste para el sistema en general ypara el consumidor en particular.

Con base en estos criterios, a continuación se pre-sentan sendos análisis comparados de cada uno delos marcos de apoyo, uno desde el punto de vistade la teoría económica y otro fundamentado en laevidencia empírica disponible.

Análisis teórico

Sistemas de apoyo directo al precio. Como se haexpuesto anteriormente, estos marcos tienen la ven-taja respecto a los basados en certificados verdesnegociables y en subastas de que el regulador con-trola la remuneración que reciben los productorespor MWh generado. En este sentido, si el reguladortuviera información perfecta sobre los costes de lasdiferentes tecnologías y sobre las horas futuras defuncionamiento de las instalaciones renovables,podría definir unos niveles eficientes de precios, deforma que la retribución de las instalaciones reflejarael coste medio de generación. Con ello lograría quela rentabilidad obtenida por el generador —definidaex ante de acuerdo a una metodología estable ytransparente— fuera la razonable: ni excesiva, lo queimplicaría una transferencia innecesaria de exce-dente del consumidor al productor; ni insuficiente,que no atraería el volumen de inversión necesariopara satisfacer el objetivo definido.

Sin embargo, se suele considerar que el regulador,por falta de información precisa sobre los costes y

las horas de funcionamiento de las centrales, tiendea definir primas más elevadas de las necesariaspara evitar la falta de inversiones, lo que genera cier-ta ineficiencia.

La gran ventaja de los sistemas de apoyo directo alprecio es que, bien definidos, dan una gran seguri-dad al inversor, en la medida en que fijan la sendade retribución para toda la vida útil de la instalación—como en el caso de la regulación vigente enEspaña— o durante un periodo de tiempo lo sufi-cientemente largo como para proporcionar unaexpectativa razonable de que obtendrá una renta-bilidad adecuada —como en el caso de la regula-ción en Francia—. Esta seguridad es un factor espe-cialmente importante al considerar la distanciaentre la capacidad renovable existente y los objeti-vos fijados para la misma.

Evidentemente, la clave para que estos sistemasden la necesaria seguridad al inversor reside en laestabilidad de los marcos. Aunque el regulador hade tener la posibilidad de revisar cada cierto tiempolos niveles retributivos a la vista de la evolución de loscostes de las tecnologías o de las condiciones delentorno, es fundamental que los posibles cambiosretributivos sólo afecten a las nuevas instalaciones yno a las realizadas con anterioridad. Si los cambiosretributivos afectan también a las instalaciones yaexistentes, entonces son los inversores quienes asu-men el riesgo asociado al progreso tecnológico y alcambio del entorno.

Efectivamente, cuando los sistemas de apoyo direc-to al precio son estables y predecibles implican pocoriesgo para el productor que exigirá, por tanto, unamenor prima de riesgo, con lo que las retribucionesnecesarias para incentivar la inversión serán meno-res. El menor riesgo tiene ventajas, en consecuencia,tanto para el productor como para el consumidor. Laidea es clara: un MWh producido con un marco conpoco riesgo cuesta menos al consumidor, ceterisparibus, que en un marco con más riesgo.

Una de las críticas a los sistemas de primas es quese establece una retribución para cada una de lastecnologías, independientemente de las horas defuncionamiento de cada instalación individual.Dado que la retribución se define de forma que seincentive el desarrollo del número de instalacionesnecesarias para lograr el objetivo perseguido —esdecir, capacidad—, las instalaciones con mejorescondiciones —con mayor número de horas de utili-zación— recibirán mayores ingresos por MW instala-do, sin requerir un mayor coste. Así, estas instalacio-nes obtendrían rentabilidades superiores a las pre-tendidas por el regulador, lo que provoca ciertaineficiencia en el sistema. Este problema se ha abor-

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dado en los últimos tiempos mediante la definiciónde mecanismos de retribución que tienen en cuen-ta el rendimiento de cada instalación.

Una primera opción es la definición de una mismatasa de rentabilidad para todas las instalaciones,independientemente de sus horas de utilización. Enel caso de los parques eólicos, por ejemplo, se con-seguiría definiendo retribuciones menores por MWhcuantas más horas de utilización consigan. El pro-blema con este tipo de sistemas es doble:

Por un lado, el regulador no sólo se enfrenta a laincertidumbre de los costes de las instalaciones y suevolución futura, sino también a cuál es el númerode horas de funcionamiento esperado. Este proble-ma podría ser resuelto ajustando la retribución anualde forma ex post, es decir, una vez conocida la uti-lización de la instalación.

Por otro lado, y más importante, este sistema daríalugar a ineficiencias significativas. La razón para elloes que los productores no tendrán incentivos paraocupar las mejores ubicaciones —se obtiene lamisma rentabilidad independientemente de la utili-zación—, sino que, en general, preferirán localiza-ciones con bajas utilizaciones y por tanto con menosdesgaste de las máquinas —lo que equivale a unamayor vida útil y a una mayor rentabilidad, si aqué-lla es mayor que la considerada por el regulador ala hora de determinar la retribución—.

Una segunda opción —que se está aplicando parala energía eólica en países como Francia o Portugal—es la de definir retribuciones por MWh inversamenteproporcionales a las horas de funcionamiento, peropermitiendo que los parques con más horas obten-

gan mayores rentabilidades —de esta forma semantiene el incentivo a la ocupación de las mejo-res ubicaciones—.

Como puede verse en el gráfico 3, el resultado de lossistemas de prima única, que no tienen en cuenta lashoras de funcionamiento, es la recta (X) que muestrala rentabilidad obtenida por las instalaciones —mayorcuantas más sean las horas de funcionamiento—. Sien un determinado contexto el inversor exige una ren-tabilidad mínima de Y, entonces se realizarán todoslos parques con más horas que H*, siendo la inefi-ciencia respecto al caso óptimo de primas ad-hocen función del número de horas de funcionamiento,el área comprendida entre (X) y (X’).

La recta (X’’) es el resultado de los sistemas en los quese definen retribuciones inversamente proporcionalesa las horas, pero permitiendo que las instalaciones conmás horas obtengan mayores rentabilidades —de talforma que se mantendría la eficiencia asignativa—.Esta fórmula supone un ahorro de coste para el con-junto del sistema y, por tanto, para el consumidor. Esteahorro es representado por el área B del gráfico.

Otra de las ventajas de este tipo de sistemas es la sim-plicidad de su aplicación y la posibilidad de estable-cer retribuciones diferenciadas por tecnología —sólohay que definir los niveles tarifarios por tecnologías yrealizar revisiones periódicas—, lo que evita, comoocurre en el caso de los sistemas de certificados ver-des negociables, que al tener un precio único inde-pendientemente de la tecnología, unas obtenganrentabilidades más allá de las razonables y otras noreciban una retribución suficiente, lo que llevaría aque se desarrolle un parque de renovables que noestará adecuadamente diversificado.

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X

X ’

�X ’’

X

Y

Horas defuncionamiento

Rentabilidad

X ’

�X ’’

H*

GRÁFICO 3

ANÁLISIS DE LA RENTABILIDADCON PRIMAS EN FUNCIÓN DEHORAS DE FUNCIONAMIENTO

FUENTE:Elaboración propia

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Se afirma que uno de los principales problemas delos sistemas de primas es que el regulador controlael precio pero no la cantidad que finalmente se ins-tala de una determinada tecnología. Sin embargo,esta situación se puede resolver regulatoriamentebien estableciendo límites de potencia —es decir,legislando que a partir de cierta capacidad instala-da las nuevas instalaciones no recibirán apoyo regu-latorio a través de primas—.

Sistemas de certificados verdes negociables(CVN). La ventaja de estos marcos reside, como seha comentado en el apartado anterior, en que per-miten al regulador acotar la cantidad máximademandada de una determinada tecnología —ypor tanto, dar una señal respecto a la capacidad ainstalar—. Es importante destacar que acotar la can-tidad máxima no asegura la consecución del obje-tivo, que puede no lograrse por otras razones.

Desde un punto de vista puramente teórico, este tipode marcos son eficientes en la medida en que, unavez definida la cantidad de energía renovabledemandada, existirá competencia entre los produc-tores —que están expuestos al precio de los certifica-dos, que se establecerá en función de la oferta y lademanda de los mismos—. Así, no se desarrollaráninstalaciones con costes medios superiores al preciode mercado esperado. Sin embargo, este sistemaadolece del mismo problema que las primas únicas,en el sentido de que, una vez alcanzado el precio deequilibrio, habrá instalaciones con costes reducidos—por ejemplo, las de horas de utilización elevadas—que recibirán retribuciones superiores a sus costesmedios, obteniendo así una rentabilidad muy supe-rior a la media. Esta situación sería claramente inefi-ciente, ya que con un precio menor —que asegura-ra la rentabilidad razonable exigida por los proveedo-res de capital—, se desarrollarían las mismas instala-ciones. Sin embargo, en este sistema los generado-res estarían expuestos al riesgo de progreso tecnoló-gico —evitable en un sistema de primas, siempreque las revisiones retributivas no afecten a instalacio-nes ya existentes—, lo que podría constituirse comouna barrera de entrada.

El principal problema de este tipo de marcos es sinduda la incertidumbre que generan en el inversor,que está sometido a dos volatilidades significativasen relación con sus ingresos esperados —esto es, elriesgo de precio del mercado de energía y el riesgode precio del mercado de certificados—. Todo elloimplica una mayor prima de riesgo exigida a lasinversiones, que se traduce en la necesidad de unamayor retribución —reflejada en el precio de los pro-pios certificados—. Como veremos en la evidenciaempírica comentada en el siguiente apartado, estoes exactamente lo que ha ocurrido en los últimos

años en aquellos Estados de la UE en los que seimplantaron CVN.

Existe, además, un riesgo regulatorio para el produc-tor, que se deriva —como se ha visto en los casos deItalia y el Reino Unido— de que el regulador interven-ga en el mercado de certificados para alterar losprecios resultantes del mismo. Esta intervención seproduce porque considera que los precios son insu-ficientes para incentivar las inversiones —en cuyocaso la intervención consistiría en incrementar lascuotas de los suministradores—, compra directa decertificados, establecimiento de un precio mínimopara los certificados o incremento de las penaliza-ciones por incumplimiento. o que los precios sondemasiado elevados; las mismas intervencionesanteriores pero en sentido contrario.

Otro de los problemas de los sistemas de CVN es quenormalmente se define un único producto —es decir,un único tipo de certificado independiente de la tec-nología con la que se haya generado—, con lo quesólo existe un precio. Así, por un lado, este precioúnico sobre-retribuye a las tecnologías más económi-cas —la rentabilidad que obtendrían sería muy supe-rior a la razonable para su exposición al riesgo—, conla consiguiente ineficiencia para el conjunto del siste-ma —ineficiencia en el sentido de que, para un pre-cio menor, se desarrollarían las mismas instalacio-nes—. Y, por otro lado, el precio único no permite eldesarrollo de las tecnologías más costosas, pese aque puede ser interesante fomentarlas con el objeti-vo de alcanzar un parque de energías renovablesdiversificado —como ocurre en el caso de España,donde el Plan de Fomento apuesta por varias tecno-logías con costes sensiblemente diferentes—.

El gráfico 4 se presenta a modo de ejemplo. En él,considerando una demanda D, el precio del certifica-do lo marcaría el coste medio de la tecnología B(CMB). Con este precio la tecnología A estaría reci-biendo una retribución por encima de sus costesmedios, lo cual podría considerase como ineficienteen el sentido anteriormente descrito. Adicionalmente,si el regulador quisiera que se desarrollara la tecnolo-gía C, debería entonces incrementar la demanda(D´). Esto provocaría un nuevo precio igual al costemedio de la tecnología C que haría rentable estatecnología pero sobre-retribuiría a A y a B.

Este tipo de problemas podrían ser solucionados almenos de dos maneras. Una alternativa consistiríaen definir certificados específicos para cada tecno-logía. En este caso, las obligaciones sobre los sumi-nistradores serían igualmente establecidas por tipode tecnología. Al ser cada tipo de certificado unproducto diferente, habría un mercado específicopara cada tipo y, por tanto, un precio diferente.

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Otra alternativa consistiría en asignar a cada MWhproducido con las tecnologías más costosas unnúmero de certificados superior al que se asignaríana las tecnologías más económicas —la relaciónentre el número de certificados asignados a cadatecnología vendría dada por la relación entre loscostes medios esperados de las mismas en el mar-gen—. De esta forma, la obligación sobre los sumi-nistradores no se diferenciaría por tecnología yhabría un único mercado de certificados con unúnico precio —esto es posible al ser los certificadosun mismo producto independientemente de su ori-gen—. El problema de esta alternativa reside enque la información del regulador respecto a loscostes medios de cada tecnología es imperfecta,con lo que se estaría introduciendo una potencialineficiencia.

Un último problema a destacar es la fijación de lapenalización a los suministradores por incumplimien-to de sus obligaciones. Teóricamente, para que unsistema de CVN funcione correctamente es necesa-rio que la penalización sea ligeramente superior alcoste esperado de los certificados. Esto es fácil deentender considerando lo que sucedería si la pena-lización fuera inferior al precio esperado de los certi-ficados: para un suministrador sería más económicopagar las penalizaciones que comprar los certifica-dos. En consecuencia, los suministradores comprarí-an menos certificados que los marcados en suscuotas, por lo que el objetivo de renovables no secumpliría —las cuotas sobre los suministradores secorresponden al objetivo de renovables—.

Luego la fijación de la penalización es un elementofundamental para el correcto funcionamiento de unsistema CVN. Sin embargo, resulta evidente que esti-mar el precio esperado de los certificados no es en

absoluto sencillo y las consecuencias de un error enel mismo muy significativas:

� Si el precio se subestima —y por tanto también lapenalización—, el objetivo de renovables no sealcanzará —tal y como se explicó en el párrafoanterior—. De hecho, existe un claro riesgo de queel regulador, debido a una idea errónea de defensadel interés del consumidor, limite el valor de la pena-lización.

� Si el precio se sobreestima se estaría dando lugara un sobrecoste ineficiente para los consumidores.Esto es debido a que los suministradores internaliza-rán en sus ofertas a los consumidores el valor espe-rado de las penalizaciones, las cuales serán innece-sariamente elevadas.

Sistemas de subastas. Este tipo de sistemas hace unuso intermedio del mecanismo de mercado —mayorque en el caso de las primas, pero menor que en elde los CVN— y, en este sentido, presenta una seriede ventajas en relación con los otros dos marcos,que pueden resumirse en que: (i) permiten al regula-dor asegurar que no se sobrepasa una determinadacuota de renovables —lo que no ocurre con los sis-temas de primas—; (ii) permiten cierto grado decompetencia, ya que los generadores compiten enla subasta para lograr los contratos; y (iii) el preciorecibido por los generadores se establece en laresolución de la subasta, lo que reduce el riesgopara el generador y para el regulador —a diferenciade los sistemas de CVN, en donde el precio lo esta-blece el mercado y está afectado por el valor de lapenalización—. Por tanto, las subastas son aparente-mente mecanismos adecuados para la promociónde las energías renovables, ya que pueden limitar eltecho de instalación de una determinada capaci-

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D

Q

P

A

B

C

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CMC

CMB

’

GRÁFICO 4

EFICACIA DE UN INCREMENTO DE LA

DEMANDA IMPUESTO POR ELREGULADOR

FUENTE:Elaboración propia

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dad con menos riesgo para los inversores y el regu-lador.

Paradójicamente, la principal ventaja que normal-mente se asocia con las subastas —que llevan amenores costes para el conjunto del sistema que losmecanismos de primas— no está respaldada por lateoría económica. Efectivamente, sería posible consi-derar dos tipos de subastas: marginalistas y pay-as-bid:

� En una subasta de tipo marginalista los participan-tes ofertarían sus costes medios y recibirían —todosellos— un mismo precio igual al coste medio de lainstalación más cara necesaria para satisfacer lacantidad demandada en la subasta.

� En una subasta del tipo pay-as-bid los participan-tes no ofertarían sus costes medios, sino su coste deoportunidad, el cual no es otra cosa que la esperan-za del coste medio de la instalación más caranecesaria para satisfacer la cantidad demandadaen la subasta.

Por tanto, es evidente que de ambos tipos desubasta resultaría teóricamente un mismo precio.Esta conclusión es muchas veces obviada, existien-do una cierta creencia «intuitiva» de que unasubasta pay-as-bid resultaría un precio inferior alque resultaría de una subasta marginalista. Dehecho, éste es el argumento —claramente erró-neo— utilizado entre muchos defensores de lassubastas pay-as-bid como marco de apoyo a lasenergías renovables.

El precio que resultaría de cualquiera de las dossubastas sería igual al que se fijaría en un sistema deprimas en las que éstas hayan sido correctamentecalculadas. Esto es así porque las primas reflejaríanel coste medio de la instalación más cara necesa-ria para cubrir la capacidad demandada. Luego elprecio resultante de una subasta y el precio corres-pondiente a un sistema de primas tenderían a ser elmismo (3).

Sin embargo, en la práctica, existen elementos quehacen más elevado el precio resultante de lassubastas que las primas. Por un lado, la participaciónen una subasta conlleva costes administrativos signi-ficativos, los cuales son internalizados en las ofertasde los participantes. Por otro lado, en las subastas escomún que se introduzcan incentivos al desarrolloen tiempo y forma de las instalaciones.

Estos incentivos son normalmente penalizacionespor incumplimiento. Así, si un agente percibe queexiste una probabilidad no nula de incurrir en las mis-mas, automáticamente las internalizará en su ofertaen la subasta. Por tanto, las subastas introducen cos-

tes inexistentes en otros sistemas de apoyo, los cua-les serán inevitablemente traspasados a los consu-midores.

Adicionalmente, el hecho de que existan costesadministrativos significativos se convierte en unabarrera de entrada para los pequeños agentes. Estoes debido a que, para éstos, no resultar ganadoresen la subasta implica incurrir en unas pérdidas signi-ficativas.

Asimismo, un sistema de subastas podría dar lugar auna cierta ineficiencia asignativa, en el sentido deque podrían no desarrollarse en primer lugar aquellasinstalaciones potenciales con un menor coste parael conjunto del sistema —por ejemplo, para la ener-gía eólica, que no se desarrollaran en primer lugaraquellas ubicaciones con un mayor número dehoras de funcionamiento esperado—. Un agenteque ya hubiera obtenido la propiedad/ acceso a unrecurso renovable tendría la opción de no participaren la subasta actual y esperar a la subasta siguiente,esperando que en ella el precio fuera mayor —debi-do a que la última instalación necesaria tendrá enprincipio un coste medio más elevado—.

Esto sería una clara ineficiencia asignativa que unsistema de subastas no podría resolver. De hecho,ese agente sí participaría en la subasta actual, perosu coste de oportunidad —y por tanto su oferta— nosería el precio esperado en la subasta actual, sino elmayor de los precios esperados en todas las subas-tas futuras. Claramente supone una desventaja res-pecto a los sistemas de primas, que sí incentivanque se desarrollen primero aquellas instalacionescon menores costes medios.

En el cuadro 3 se recoge, a modo de resumen, laevaluación de los marcos de apoyo directo anterior-mente descritos, en función de los criterios de efi-ciencia, competencia, riesgo para el regulador ypara el productor, eficacia y aplicación.

EVIDENCIA EMPÍRICA

El trabajo empírico más importante realizado hastael momento ha sido el llevado a cabo por laComisión Europea en 2005 y que dio lugar al docu-mento “El apoyo a la electricidad generada a par-tir de fuentes de energía renovables. Su origen estáen la Directiva 2001 de Energías Renovables (4), quedejaba libertad a los Estados Miembros para elegirlos marcos de apoyo, pero establecía que en 2005la Comisión debía realizar un análisis de los mismosy, a la vista de los resultados, podría proponer la apli-cación de un sistema armonizado en todo el territo-rio de la Unión.

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LA REGULACIÓN, CLAVE PARA EL DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

El Informe de la Comisión se centra en la evaluaciónde la eficiencia y eficacia de los diferentes marcosen el periodo 2001-2005 para cada una de las prin-cipales tecnologías e incluye una serie de propues-tas de cara al futuro.

Eficiencia. El análisis realizado pone de manifiestoimportantes diferencias en los niveles retributivos delas energías renovables en los Estados Miembros ymuestra que, en general, en los países con marcosde certificados verdes negociables las retribucionesson, al día de hoy, considerablemente superioresque en los países con primas.

Así, como puede verse en el gráfico 5, en la pági-na siguiente —en el que se muestran los costes degeneración de la energía eólica y su retribución endiferentes países—, el apoyo a esta tecnologíavaría considerablemente, pero estas diferencias tie-nen poca relación con los costes medios de gene-ración (5).

Lo más llamativo es que las mayores retribuciones ylas diferencias más importantes entre retribución ycostes se encuentran en países con CVN, como elReino Unido, Italia y Bélgica. Esas mayores retribucio-nes —o, en último término, coste para el consumi-dor— pueden deberse, de acuerdo con el estudio,a la prima de riesgo más elevada solicitada por losinversores en este tipo de marcos, a los elevados

costes administrativos y, probablemente, a que estosmercados de CVN todavía no están maduros.

El informe llega a la conclusión de que, aunque larentabilidad de los proyectos de inversión en energí-as renovables dependerá de la evolución futura delos precios, parece que el rendimiento del capital esmayor en marcos de CVN que en aquellos con pri-mas, lo que sería indicativo de una cierta ineficien-cia de un marco respecto al otro.

En resumen, la realidad europea viene a corrobo-rar el razonamiento presentado en el epígrafeanterior: aunque desde un punto de vista pura-mente teórico los CVN parecen más eficientes, laexperiencia reciente muestra que, por conllevarmayor riesgo y por posibles problemas en su dise-ño y aplicación, estos sistemas son por el momen-to, menos eficientes que los sistemas de primas,pues implican mayor coste para el consumidor porMWh producido.

Eficacia. En el estudio se define la eficacia como lacapacidad del marco para generar renovables adi-cionales en relación con el potencial restante a2020. Es decir, la eficacia anual del marco sería elratio entre la generación adicional de ese año com-parada con el potencial restante a 2020. Esto impli-caría que un país con un indicador de eficaciaanual del 6% durante 4 años habría logrado un 6%

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CUADRO 3CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LOS MARCOS DE APOYO

Apoyo directo al precio Certificados verdes negociables Subastas

Eficiencia Alta, cuando los niveles Con único producto En teoría elevada; perotarifarios están bien se sobreretribuye a las no más eficiente quedefinidos. Mejor con tecnologías más económicas. las primeras. En la práctica,sistemas en función de las horas Mayor coste por mayor prima los costes administrativosde funcionamiento de riesgo. Problema de y las penalizaciones

definir correctamente generan ineficiencias.la penalización

Competencia entre Intensa para desarrollar Muy elevada, pero el riesgo Sólo antes de la subasta.generadores los proyectos más eficientes implícito puede desincentivar Los costes administrativos

la participación de pueden reducir agentes pequeños competencia

al desincentivar a losagentes pequeños

Riesgo para el Riesgo reducido en precio. Riesgo elevado en precio. Riesgo elevado, tantoregulador En cantidad, se puede limitar En cantidad, relacionado en cantidad como

estableciendo límites principalmente con el en preciode potencia a instalar nivel de la penalización

Riesgo para el Reducido, por lo que su prima Muy elevado —riesgo de Reducido —casiproductor de riesgo también lo será exceso de capacidad, de únicamente riesgo de

nivel de la penalización, penalizaciones pordel precio del mercado incumplimiento—de energía, entre otros—

Eficacia Alta Media Reducida

Aplicación Sencilla Muy compleja Compleja

FUENTE: Elaboración propia

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del potencial cada año y, en el conjunto del perio-do, un 24% del potencial restante.

El análisis pone de manifiesto que los sistemas deprimas son más eficaces que los CVN y las subastaspara la promoción de las energías renovables. Así,como puede verse en el gráfico 6 para el caso dela energía eólica, todos los países cuya eficacia essuperior a la media comunitaria utilizan los apoyosdirectos al precio como herramienta básica para lapromoción de esta tecnología.

También destaca que hasta el momento no hay sis-temas de CVN que hayan sido efectivos para la pro-moción de las energías renovables y, en concreto,para el desarrollo de la energía eólica. Sin embargo,es cierto que en la mayor parte de los casos se tratade sistemas nuevos, puestos en marcha hace pocosaños y, aunque a corto plazo parecen no ser efecti-vos, puede que a medio plazo, una vez que los mer-cados de certificados sean más líquidos y se perfec-cionen los sistemas, mejoren en este aspecto.

El análisis de datos de potencia eólica instalada enla UE en 2006 corrobora las afirmaciones anteriores.El 90% de la potencia instalada ha sido en paísescon primas y únicamente el marco de CVN de Italiay el Reino Unido han sido capaces de promover unainversión de más de 300 MW en dicho año.

Finalmente, el documento de la Comisión ponede manifiesto que las subastas han sido muy pocoefectivas, tanto por el mecanismo en sí como porotros factores —como la falta de penalizacionespor incumplimiento de los contratos o el sistemade autorización de las instalaciones—. De hecho,es muy significativo que los países que venían utili-zando tradicionalmente las subastas, en los últimosaños las han cambiado por sistemas de primas —caso de Francia o Irlanda— o por CVN —ReinoUnido—.

En definitiva, a la vista de estos resultados, laComisión señala que: (i) los marcos de primas sonmás efectivos y parecen, hasta el momento, máseficientes; no obstante, es necesario esperar a que

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AT BE DK FI FR DE GR IE IT LU NL PT ES SE UK

GRÁFICO 5

COSTES Y APOYO A LAENERGÍA EÓLICA EN LA UE 15

FUENTE:Comisión de las Comunidades Europeas (2005)

Coste de generación medio y mìnimo (€/MWh)Apoyo medio y máximo(€/MWh)

AT BE DK FI FR DE GR IE IT LU NL PT ES SE UK UE15

12%

10%

8%

6%

4%

2%

GRÁFICO 6

EFECTIVIDAD DEL MARCO DEAPOYO A LA ENERGÍA EÓLICA

EN LA UE 15

FUENTE:Comisión de las Comunidades Europeas (2005)

Prima en tarifa

Cuota

Subasta

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LA REGULACIÓN, CLAVE PARA EL DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

los CVN evolucionen para ver sus resultados a medioy largo plazo; y (ii) la coexistencia de diferentes mar-cos tiene ventajas; por ejemplo, los marcos deapoyo directo al precio por tecnologías beneficiana los sistemas de CVN porque fomentan un procesode aprendizaje tecnológico de las tecnologíasmenos eficientes, que a su vez, a medio y largoplazo, revierte en precios más bajos para los consu-midores, no sólo en marcos de primas sino tambiénen los entornos con CVN.

EL SISTEMA ESPAÑOL DE APOYO A LA EÓLICA COMOCASO DE ÉXITO

La regulación de apoyo a las energías renovablesen España tiene su punto de partida en la Ley 82 de1980, de Conservación de la Energía, que dio lugarprincipalmente al fomento de la cogeneración y decentrales hidroeléctricas de pequeña potencia. Elrégimen de apoyo se basaba el derecho de ventade la totalidad de energía producida por la instala-ción y la percepción de un precio «adecuado«. Elsiguiente hito regulatorio es el RD 2366 de 1994, queamplíaba las tecnologías apoyadas a la eólica, labiomasa y la solar, manteniendo las líneas básicasdel marco anterior.

En 1997 se aprueba la Ley 54 del Sector Eléctrico,que establece las líneas generales de la liberaliza-ción de las actividades eléctricas. Por lo que toca alas energías renovables, la Ley introduce el objetivode que en 2010 el 12% de la energía primaria fuerade origen renovable. Además, la norma contieneun Régimen Especial de apoyo a estas tecnologías—diferente del Régimen Ordinario de las centralesconvencionales—, con dos opciones retributivas: laventa de la energía al distribuidor o la participacióndirecta en el mercado de producción. En el primercaso, el generador recibía el precio medio final dela demanda más una prima. En el segundo, apar-te de la prima, el precio horario más la remunera-ción por garantía de potencia y servicios comple-mentarios.

El Real Decreto 2818 de 1998 vino a desarrollar re-glamentariamente el Régimen Especial definido enla Ley y determinando que las primas debían seractualizadas anualmente en función de una seriede parámetros, pero con una formulación que per-mite una gran discrecionalidad. Además, las actua-lizaciones anuales afectaban, no sólo a futuras inver-siones, sino también a las ya instaladas. En 1999 vela luz el Plan de Fomento de las Energías Reno-vables, que define los objetivos por tecnologíasnecesarios para alcanzar el 12% global de energíasde origen renovable para el 2010 definido en la Leydel Sector.

Después de varios desarrollos normativos orientados aincentivar una mayor participación de las renovablesen el mercado —RDL 6/2000 y RD 841/2002—, enmarzo de 2004 se aprueba el Real Decreto 436, queestablece el marco económico de apoyo a la pro-ducción de energía eléctrica en régimen especial yque está actualmente vigente. Dicho marco mantie-ne dos opciones de retribución para las energíasrenovables: (i) tarifa fija, independiente del precio delmercado y (ii) precio de mercado, más prima, másincentivo por participación en el mercado. Los pro-ductores pueden acogerse a cualquiera de las dosopciones, pero una vez elegida una de ellas, debenmantenerse en la misma al menos durante un año.

La diferencia fundamental de la regulación vigente(RD 436/04) respecto a la regulación anterior (RD2818/98) es que los conceptos retributivos no seactualizan anualmente de forma discrecional porparte del regulador, sino que existe un mecanismode actualización consistente en una indexación a laTarifa Media de Referencia (TMR). La TMR se calculacada año como el cociente entre el coste anualestimado del sector y la demanda esperada deenergía. De esta forma, la TRM refleja el coste mediodel sector, con lo que indexar la retribución de lasenergías renovables a la TRM equivale a tomarcomo referencia los costes reales de la energía.

Por tanto, bajo el marco actual los inversores enenergías renovables asumen riesgos similares a losdel resto de agentes del sector: riesgo de precio dela energía en el mercado, de demanda o de cos-tes de las infraestructuras de red, todos ellos interna-lizados en la evolución de la TMR. Ya no estánexpuestos, en cambio, a la discrecionalidad delregulador. De esta forma, la retribución que recibi-ría un potencial inversor podría ser prevista con unnivel de seguridad elevado, al ser la TMR una varia-ble predecible.

En el caso de los parques eólicos, su retribución es,para la opción de tarifa regulada, durante los 5 pri-meros años el 90% del la TMR, 85% durante los 10siguientes y 80% a partir de entonces, y para laopción de mercado, la prima es el 40% de la TMR yel incentivo el 10% durante toda la vida de la insta-lación. En ambos casos, tarifa y mercado, los par-ques eólicos deben predecir su producción horariay asumir el coste de los desvíos, aunque de maneradiferente. Además, el marco actual define dos com-plementos retributivos. El primero para aquellos par-ques eólicos que soporten huecos de tensión —quereciben el 5% de la TMR durante 4 año—, y el segun-do por energía reactiva, por el que se obtiene unaretribución que varía entre el -4 y +8% de la TMR, enfunción de la aportación a las necesidades del sis-tema.

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Un factor clave del marco vigente es que plantearevisiones cada cuatro años de los niveles tarifariosen función de los costes de las tecnologías y de lasituación del mercado, pero que sólo aplican a lasinstalaciones que se pongan en funcionamiento apartir de la revisión, no a las instalaciones puestas enmarcha con anterioridad, que siguen manteniendolos niveles retributivos iniciales.

Este marco regulatorio puede considerase como unéxito. Como se puede ver en el gráfico 7, la inversiónen energía eólica ha crecido en España de formasostenida en el periodo, lo que muestra su eficacia.Además, los niveles retributivos han estado próximosa los costes y muy por debajo de los de otros paísesde la Unión Europea, como se desprende del gráfi-co 5 —lo que indica su eficiencia relativa—.

Tanto es así que la Comisión Europea, en el docu-mento ya comentado sobre marcos de apoyo,señala al sistema de España como uno de los másefectivos y eficientes y lo propone como uno de losejemplos a seguir por el resto de países. Otras fuen-tes de gran prestigio en el sector —como el infor-me trimestral de Ernst&Young— vienen identifican-do durante los últimos tres años a España comouno de los países del mundo más atractivos parainvertir en energías renovables y, en concreto enpotencia eólica, gracias a su marco regulatorio.

Son tres los pilares que pueden explicar el éxito delmarco español:

Predictibilidad, ya que el marco define la remune-ración de las instalaciones a lo largo de su vida de

acuerdo a un mecanismo transparente —indexa-ción a la evolución en el tiempo de la TMR, la cuales una variable a su vez predecible con un margende seguridad adecuado—.

Estabilidad, ya que el marco contempla revisionesde los niveles tarifarios cada cuatro años, perodichas revisiones son no retroactivas —sólo aplicana las nuevas inversiones, no a las ya acometidas—,lo que otorga la necesaria seguridad económica ala inversión.

Suficiencia tarifaria, ya que los niveles tarifarios defi-nidos permiten una rentabilidad razonable de lasinversiones.

En el momento de redactar el presente artículo(marzo de 2007) se está abordando una revisión deeste marco. A la vista de los resultados obtenidoshasta el presente en términos de eficiencia y efica-cia, dicha revisión tendría que servir para mejoraraspectos concretos de la regulación actual que hanido aflorando con el tiempo. Ahora bien, la revisiónen ningún caso debería convertirse en un paso atrásrespecto a los tres pilares básicos mencionados —predictibilidad, estabilidad y suficiencia—, si no sedesea poner en riesgo el éxito logrado hasta lafecha.

CONCLUSIONES

La adopción de modelos regulatorios de apoyo alas energías renovables es una decisión política deenorme importancia de cara al futuro, dado que

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GRÁFICO 7

EVOLUCIÓN DEL MARCO Y LA POTENCIA INSTALADA

EN ESPAÑA

1994-2006

FUENTE:Comisión Nacional de Energía,

European Wind Energy Associationy elaboración propia

1994 1997 1998 200 2004 2006

Real DecretoLey del Sector

eléctrico

R. Decreto delRégimenEspecial

Documento dePlanificaciónEnergético

RD 436 derégimen

eseespecial

Planrenovable2005-2010

• Acceso prioritario• Primas

• 29% deproduccióneléctrica porfuentes deenergía renovablepara 2010

• Marco básicopara las energíarenovables

• 13.000 MW eólicospara 2001

• Estabilidadreguladorapara cumplirobjetivos

• 20.155 MW eólicos para2010

Capacidad instalada por año 1994-2006(MW)

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

7 57 129 193

1.232

614 794

456

1.534

1.277*

2.065

1.7641.815

* Menor ratio de inversión debido a incertidumbre de cambios regulatorios

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LA REGULACIÓN, CLAVE PARA EL DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

los objetivos de desarrollo de estas energías soncada vez más ambiciosos. Obviamente, es funda-mental que estos marcos de apoyo sean eficien-tes, pero no sólo por lo que respecta al coste delsector eléctrico, sino en el sentido más amplio delbienestar social. Por ello, a la hora de decidir sobreel marco a poner en práctica, se han de conside-rar también cuestiones tales como el desarrolloeconómico, el empleo, la seguridad energética oel medio ambiente. Asumiendo este enfoqueamplio, de los análisis y consideraciones incluidosen este artículo se desprenderían las siguientesconclusiones.

En primer lugar, es claro que la regulación, más quela mera disponibilidad de recursos naturales —agua,viento, sol—, es el factor determinante para el ade-cuado desarrollo de las energías renovables.

En segundo lugar, existen tres grandes tipos demarcos regulatorios directos y básicos de fomentode estas energías: apoyo directo al precio o siste-ma de primas, certificados verdes negociables(CVN) y subastas. Cada modelo conduce a resulta-dos sensiblemente diferentes en términos de efi-ciencia —coste para los consumidores— y eficacia—consecución de los objetivos de contribucióndirecta y del resto de externalidades positivas delas energías renovables—.

En tercer lugar, los sistemas de primas se están mos-trando más adecuados —es decir, más eficaces yeficientes— que los sistemas de CVN o de subastas:no hay hasta el momento ningún sistema de CVNque haya tenido éxito —no obstante, los CVN son sis-temas nuevos, por lo que parece razonable ser pru-dente en su evaluación y esperar a ver cuáles sonsus resultados a medio y largo plazo—, y las subas-tas han demostrando ser muy ineficaces e ineficien-tes —es significativo que en los últimos años los paí-ses que hacían uso de este instrumento están cam-biando hacia sistemas de primas y CVN—.

Por último, el marco de apoyo a la energía eólica enEspaña está basado en un sistema de primas y es uncaso de éxito internacionalmente reconocido —tantoen términos de eficacia como de eficiencia— en eldesarrollo de esta tecnología. Este éxito se ha basadoen tres pilares básicos: predictibilidad, estabilidad ysuficiencia tarifaria. Por lo tanto, si se pretende conso-lidar esta trayectoria de crecimiento, las futuras revisio-nes del marco de apoyo deberían conservar y per-feccionar dichos pilares básicos y, de forma especial,la estabilidad regulatoria.

NOTAS

(1) Hipótesis de precios: Petróleo 50$/barril. Carbón 65$/Tn. CO210 €/Tn. Hipótesis de horas funcionamiento: Carbón 6.000h.;Gas: 4.000h.; Fuel: 2.000h.; Energía eólica: 2400h.

(2) A no ser, como se explica más adelante, que en la regulaciónse establezca que las retribuciones definidas —entendidascomo un sobreprecio o prima respecto al precio de la ener-gía en el mercado— se recibirán hasta que exista una ciertapotencia renovable instalada.

(3) Habría una cierta diferencia entre ambos, debida a la espe-rable asimetría de información entre agentes y regulador,aunque en un sentido a priori impredecible.

(4) Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo,de 27 de septiembre de 2001, relativa a la promoción de laelectricidad generada a partir de fuentes de energía renova-bles en el mercado interior de la electricidad.

(5) Para comparar las retribuciones se ha tenido en cuenta laduración del marco de apoyo en cada país: por ejemplo, elmarco de CVN en Italia es de 8 años mientras que el sistemade apoyo al precio en Alemania es de 20 años. Los niveles deapoyo que se incluyen en el análisis se han normalizado auna duración común de 15 años considerando un tipo deinterés del 6,6%.

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