¿El Gobierno de PSOE podemos querer reformar el ya de por sí muy intervenido sistema eléctrico
español? No para incorporar más libertad de mercado, sino para sustraer toda la poca
que queda. ¿Cuáles serán a largo plazo las consecuencias de este incremento del intervencionismo
estatal sobre el sistema eléctrico español? Veámoslo.
Hace unos días, la Comisión Europea autorizó la prórroga, hasta finales de este año, de
la llamada excepción ibérica o tope del gas. Esta prórroga fue jaleada por muchos periodistas
y muchos medios de comunicación como un triunfo del Gobierno español y también como un triunfo
de una buena política económica. Sin embargo, ya de entrada, aún no debería plantearse que
si esta medida es tan incuestionablemente positiva, ¿por qué razón la Comisión Europea
solo ha aceptado prorrogar esta medida hasta finales de este año? ¿Por qué la Comisión
Europea no permite que esta medida se adopte sin edíe y en cualquier país de la Unión Europea?
No solo eso, ¿por qué el Gobierno español está planteando en Bruselas una reforma del
mercado eléctrico europeo que siga más o menos las directrices de la excepción ibérica,
del tope del gas, y sin embargo Bruselas esté formulando una propuesta de reforma distinta
a aquella que está planteando el Gobierno y distinta a los fundamentos de esta excepción ibérica?
Pues porque, como vamos a explicar a continuación, aún cuando la excepción ibérica pueda contribuir
a abaratar el precio de la electricidad en el corto plazo, puede que contribuya a encarecerlo
y a volver el suministro menos fiable en el medio largo plazo. Es decir, que en el fondo tenemos un
conflicto entre objetivos a corto plazo, abaratar la electricidad a través del tope del gas,
y objetivos a largo plazo, tener un sistema eléctrico barato, confiable y, dentro de las
directrices que establece Bruselas, no emisor de CO2. ¿Y por qué la excepción ibérica y más en
general la propuesta del Gobierno español para reformar el sistema eléctrico europeo puede tener
estas consecuencias? De entrada, la excepción ibérica y más en general la propuesta de reforma del
mercado eléctrico formulada por el Gobierno de España implican a efectos prácticos abolir el
llamado mercado eléctrico marginalista. ¿Y qué es el mercado eléctrico marginalista?
El mercado eléctrico marginalista es una forma de fijar los precios de la electricidad en el
mercado mayorista. En el mercado mayorista, las comercializadoras de electricidad, aquellas
empresas que nos venden a los consumidores la electricidad, compran la electricidad a
los productores de electricidad, es decir, a las centrales eléctricas. Aunque muchas veces tiende
a pensarse que las centrales eléctricas son propiedad de los comercializadores,
eso no es necesariamente así. Hay muchas centrales eléctricas que no forman parte de ninguna gran
eléctrica y hay muchos comercializadores que tampoco forman parte de ninguna gran eléctrica.
Pues bien, en este mercado mayorista, los comercializadores, que actúan como
intermediarios entre los productores y los consumidores de electricidad, compran la
electricidad a los productores para luego revendersela a los consumidores. Y la cuestión
es cómo se forma el precio en este mercado mayorista. Si el mercado mayorista es de
tipo marginalista, que es el mercado que hemos tenido vigente en España durante los últimos
años, lo que ocurre es que el precio de la electricidad se fija como estudiamos en los
libros de economía que se fijan los precios. Concretamente, tenemos una curva de oferta de
electricidad compuesta por todos aquellos productores de electricidad que quieren
vender electricidad a un determinado precio, y por otro tenemos una curva de demanda de
electricidad que está compuesta por los comercializadores que anticipan la demanda
final de los consumidores. La curva de oferta, como ya he dicho y como podemos observar en
este gráfico, está compuesta por las ofertas de todas las distintas centrales eléctricas
que desean vender electricidad, es decir, por la oferta de energía nuclear, de energía eólica,
de energía fotovoltaica, de energía hidráulica, de gas, de carbón, de petróleo... Y lo que ocurre
es que el coste de producción de electricidad, el coste marginal de producción de cada una de
estas centrales es distinto. Por ejemplo, las centrales nucleares, la eólica o la fotovoltaica
pueden estar dispuestas a vender los megavatios hora a un precio muy bajo. En este gráfico a
prácticamente un precio cercano a cero. ¿Por qué? Pues porque el coste variable de generar megavatios
hora para estas centrales es muy bajo. Una central nuclear está continuamente en funcionamiento,
generando megavatios hora. Se los compre alguien o no se los compre. Y las centrales renovables,
fotovoltaica o eólica, generan megavatios hora cuando se dan las adecuadas condiciones meteorológicas,
cuando sopla el viento o cuando hay sol. Y lo producen sin necesidad de incurrir en nuevos costes
variables para generar esa electricidad, de modo que cualquiera que sea el precio que obtengan estas
centrales por los megavatios hora que están produciendo en ese momento, bienvenido es ese
dinero. En cambio, otras centrales como la cogeneración, la hidráulica o los ciclos
combinados, es decir, el gas, tienen costes marginales más altos. Es decir, una central
de ciclo combinado para generar electricidad ha de comprar gas y ha de quemar gas. Por tanto,
una central de ciclo combinado sólo está dispuesta a vender megavatios hora quemando gas si se le
paga por los megavatios hora un precio suficientemente alto como para compensarle los costes variables de
quemar el gas. Y lo mismo con la generación de electricidad a partir de carbón o de petróleo,
para que estas centrales acepten suministrar electricidad quemando carbón o quemando petróleo,
el precio de mercado de la electricidad de los megavatios hora ha de ser lo suficientemente
elevado como para compensar ese coste. Pues bien, por un lado tenemos la curva de oferta
de electricidad compuesta por todas estas heterogéneas centrales eléctricas, y por otra
tenemos la curva de demanda. Imaginad que los comercializadores anticipan que los consumidores
necesitan 44.000 megavatios hora. De las centrales nucleares, eólicas y fotovoltaicas se pueden
conseguir 30.000 megavatios hora, con lo cual no basta con la electricidad suministrada por
estas centrales. Es decir, hay que incentivar, hay que estimular a otras centrales, por ejemplo,
las de ciclo combinado, las de gas, a que suministren también electricidad. Y ¿cómo las
incentivas a ello? Elevando el precio de mercado para que les compense quemar gas y vender electricidad
quemando gas. Pues bien, la clave del mercado marginalista es que todas las centrales que
venden electricidad, en nuestro ejemplo la nuclear, la eólica, la fotovoltaica o los ciclos combinados,
todas estas centrales reciben el mismo precio de mercado fruto de la intersección, de la oferta
y de la demanda. Es decir, que aunque la nuclear o la fotovoltaica estén dispuestos a vender sus
megavatios hora por 50 euros el megavatio hora, si para abastecer toda la demanda de mercado es
necesario que también produzcan electricidad las centrales de ciclo combinado y las centrales de
ciclo combinado sólo producen electricidad si se les paga el megavatio hora a 100 euros o 150 euros,
entonces tanto la nuclear como la fotovoltaica como la eólica como la de ciclo combinado,
todas ellas venderán los megavatios hora a 150 euros. La central nuclear quizá esté dispuesta
a venderlos a 30, pero los cobrará a 150. ¿Por qué los cobrará a 150? Porque ese es el precio de
mercado necesario para abastecer toda la demanda de electricidad a través de las centrales
eléctricas que están dispuestas a vender electricidad a ese precio de mercado. Nuclear,
eólica fotovoltaica y ciclo combinado. Las ventajas del mercado marginalista son básicamente dos. Por
un lado, todos los productores están incentivados a revelar cuál es su estructura real de costes,
es decir, a qué precio realmente están dispuestos a vender la electricidad. Como todas las centrales
que venden terminan recibiendo el mismo precio de mercado, si una central fotovoltaica está dispuesta
a vender los megavatios hora a 5 euros el megavatio hora, no está incentivada a decir que los quiere
vender a 50, a 100 o a 150. Porque si dice que no los vende a menos que le paguen 150, si luego el
precio de mercado se termina fijando en 100, lo que sucederá es que esa central fotovoltaica no
venderá. Y en cambio, aunque diga que está dispuesta a venderlos a 5 euros el megavatio hora,
si el precio de mercado es 100, cobrará 100. Por tanto, como digo todas las centrales que son
las que conocen realmente a qué precio están dispuestas a vender la electricidad, revelan en
cada momento en el mercado su estructura real de costes y su estructura real de precios pedidos.
Y la segunda ventaja es que nos permite conocer a través del mercado qué tipos de centrales son
en cada lugar y en cada momento relativamente más rentables. Hay que tener en cuenta que aunque
las centrales eólicas, fotovoltaicas o incluso las nucleares obtienen beneficios de vender la
electricidad a un precio que es superior a su coste variable, con esos beneficios que obtienen
en el mercado mayorista han de cubrir todos los costes fijos de la instalación de estas centrales.
Por tanto, no pensemos que toda ganancia que logran en este mercado marginalista es beneficio
neto final. Hay que incorporar también la amortización de estas centrales, es decir,
la recuperación del coste de la inversión inicial de montar una nuclear, de montar una eólica,
de montar una fotovoltaica. Pero en cualquier caso, si a través del mercado marginalista estas
centrales obtienen beneficios extraordinarios, incluso después de cubrir sus costes fijos,
lo que sucederá es que el mercado nos estará indicando que hay que invertir más en este tipo
de centrales eléctricas, porque son centrales eléctricas que producen la electricidad más
barata que la competencia. Y, por tanto, el mercado incentivará a invertir más en este
tipo de centrales que son relativamente más baratas que las demás. Y si este tipo de centrales
relativamente más baratas que las demás empiezan a preponderar, si la nuclear, la eólica,
la fotovoltaica, en lugar de tener capacidad para producir en el gráfico anterior 30.000
megavatios hora, tienen capacidad para producir 50.000 megavatios hora, pues entonces se podrá
atender toda la demanda del gráfico 44.000 megavatios hora solo a través de fotovoltaica,
de eólica o de nuclear a un precio de mercado mucho más bajo, porque no será necesario activar
las centrales de ciclo combinado, de gas, subiendo el precio del mercado para abastecer toda la
demanda. Por tanto, ya digo, el mercado marginalista tiene estas dos ventajas. Revelación de la
estructura real de costes y, por tanto, que en cada momento quienes suministran la electricidad
son aquellas centrales relativamente más eficientes a la hora de generar esa electricidad y también
incentivo a dirigir la inversión de mercado, la inversión social hacia aquellas centrales que
son relativamente más rentables que las otras porque son capaces de producir electricidad
sostenidamente a lo largo del tiempo a precios más baratos que las restantes. No obstante,
recordad que, como ya explicamos en el vídeo de ayer, no todas las comercializadoras compran
la electricidad en el mercado mayorista, hay comercializadoras que compran la electricidad
en mercados a plazo, en acuerdos bilaterales con los productores y ahí se pueden cerrar precios
más bajos que en el mercado marginalista y, a su vez, recordemos también que la mayoría de
hogares no tienen su factura eléctrica vinculada directamente, indexada directamente,
al mercado marginalista. Solo el 25% de las familias, aquellas que se acogen a la tarifa
regulada PVPC, tienen el coste de su energía dentro de la factura eléctrica indexado a las
fluctuaciones diarias del mercado marginalista. El otro 75% de las familias que se acogen a
contratos de mercado libre también tienen el precio de la electricidad cerrado a plazo,
es decir, estable durante un año o durante dos años, lo cual no significa que la fijación de
precios del mercado marginalista no influya indirectamente sobre estos precios a plazo,
pero es una influencia a medio plazo, las fluctuaciones diarias no influyen sobre ese
precio que pagan la mayoría de las familias españolas. Pues bien, el tope del gas,
la excepción ibérica, consiste en romper este mercado marginalista. Básicamente,
lo que se hace es que las centrales nucleares, eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, cobren un
precio de mercado, un precio de mercado que, como mucho, será igual al famoso tope del gas,
y por otro, las centrales de ciclo combinado, las centrales de gas, cobran otro precio de
mercado por la electricidad, que es el precio de lo que realmente les cuesta producir la electricidad
quemando gas. A corto plazo, la medida contribuye a bajar el precio de la electricidad, pero a
largo plazo, en la medida en que reduce la rentabilidad de las centrales fotovoltaica,
eólica, nuclear, hidroeléctrica, lo que hace es desincentivar la inversión en estas centrales,
que son capaces de producir electricidad de manera más barata que quemando gas. Cuanto
más rentable es una instalación, más capital afluye hacia ella y más multiplica su presencia
en el mercado. Si topamos la rentabilidad, sí, insisto, a corto plazo bajamos precios,
pero a largo plazo, como tendremos menos de esas centrales capaces de generar electricidad más
barato, lo que tendremos serán precios más altos de los que tendríamos en ausencia de esta
intervención. Y por eso Bruselas dice, bueno, podéis adoptar esta excepción ibérica hasta
finales de 2023, pero en principio no más allá, porque a largo plazo, adoptar este tipo de políticas
es perjudicial para la eficiencia del sistema eléctrico. Precios más altos procedentes de
centrales en mayor medida, emisoras de CO2 y, además, si la demanda eléctrica crece mucho y
no se ha incentivado la inversión en nuevas centrales, puede llegar a existir en determinados
momentos de picos de demanda una insuficiente capacidad instalada para atender toda esa demanda,
es decir, riesgo de apagones a medio largo plazo. Desde el Gobierno español, claro,
no ignoran totalmente estos problemas y por eso han planteado a Bruselas una reforma general del
mercado eléctrico europeo que permita consagrar la abolición del mercado marginalista parcheando
regulatoriamente los efectos perversos que esta abolición tendría. ¿Qué propone exactamente el
Gobierno? Pues, por un lado, para las centrales nucleares y las centrales hidroeléctricas,
centrales en las que se presupone que no pueda haber nueva inversión porque al Gobierno no le
da la gana que haya nueva inversión, es decir, por un tema esencialmente regulatorio, lo que propone
el Gobierno es negociar políticamente un precio garantizado, un precio fijo por megavatio hora
vendido por las nucleares o por las hidroeléctricas. Es decir, que con independencia de cuál sea el
precio de mercado del megavatio hora en el mercado mayorista, estas centrales, al vender
electricidad, cobran siempre lo mismo. Si el precio del mercado mayorista está por encima,
cobrarán menos, pero si el precio del mercado mayorista está por debajo, cobrarán más. Y
cobrarían más claro con un recargo en la factura eléctrica que pagaríamos todos los demás,
todos los consumidores de electricidad. Y para las centrales renovables proponen algo similar,
en concreto, retribuirlas a través de contratos por diferencias. El regulador del mercado de la
electricidad en España organizaría subastas inversas periódicas, es decir, les diría a las
centrales renovables, ¿a qué precio os comprometéis a venderme megavatios hora durante los próximos 10,
15 o 20 años? Si muchas centrales participan en esta subasta inversa, se fijará un determinado
precio del megavatio hora a largo plazo. Pongamos por caso 40 euros el megavatio hora. Pues bien,
los contratos por diferencias operan de la siguiente manera. Si una central renovable se ha
comprometido a vender la electricidad a 40 euros el megavatio hora y en el mercado mayorista se
fija un precio de 100 euros el megavatio hora, la central renovable estará obligada a vender
igualmente la electricidad a 40 euros el megavatio hora. De modo que podemos decir que el sistema
eléctrico tiene un ahorro o una ganancia de 60 euros por megavatio hora. Pero si, en cambio,
por ejemplo, el precio en el mercado mayorista se fija en 15 euros el megavatio hora, lo que sucederá
es que a esa central renovable habrá que pagarle los megavatios hora igualmente a 40 euros. Por
tanto, el sistema eléctrico en su conjunto experimentará una pérdida de 25 euros por
megavatio hora. Esas ganancias o pérdidas diferenciales con respecto al precio del
mercado mayorista serían obtenidas o soportadas por el conjunto de operadores del sistema eléctrico
y, por tanto, en última instancia, por los consumidores. ¿Y cuál es el problema de todo
ello? El problema de todo lo que acabo de describir no es que los generadores eléctricos puedan
suscribir, si así lo quieren, contratos de suministro a largo plazo a un precio cerrado.
Para eso ya existen los llamados PPAs, es decir Power Purchase Agreements entre una central y
una comercializadora. Una central nuclear o una central fotovoltaica pueden comprometerse con
una empresa del sector privado, con una comercializadora privada, a suministrarle
electricidad durante los próximos 10 o 5 años a un determinado precio que pactan hoy. Y eso,
a la central nuclear o a la central renovable, le puede interesar porque le da una estabilidad
en los ingresos. Yo sé que siempre voy a recibir este precio por el megavatio hora con independencia
de si el mercado en estos momentos fija precios muy, muy, muy bajos o precios muy, muy, muy altos.
Puedo prever, por tanto, mi flujo de ingresos a largo plazo y eso puede reducir mi riesgo de
inversión y, por tanto, fomentar que esté dispuesto a invertir. Siempre que la participación en estos
contratos a plazo sea voluntaria y las pérdidas que puedan derivarse de esos contratos a plazo
sean soportadas privadamente por las partes que participan en ellos. Es decir,
si la comercializadora se compromete a pagar la electricidad a 50 euros el megavatio hora y resulta
que durante los próximos años el precio de la electricidad en el mercado mayorista está a 20,
pues es la comercializadora la que experimenta una pérdida de 30 euros el megavatio hora por
ese PPA, por ese acuerdo de suministro de electricidad a largo plazo. Siempre, ya digo,
que la participación sea voluntaria y los riesgos estén contingentados en aquellas
partes que participen en ese contrato a plazo, no sólo ningún problema, sino que es beneficioso
para el funcionamiento del mercado eléctrico. El problema de la propuesta del Gobierno es que,
por un lado, y aún no está del todo especificado, pero por un lado, parece que la participación en
estos contratos por diferencias, en estos contratos a plazo, será obligatoria para las nuevas centrales
renovables. Y, a su vez, quienes soportan las potenciales pérdidas de estos contratos por
diferencias, también, claro, quienes recibirían las potenciales ganancias, no son comercializadoras
concretas, sino el conjunto del sistema eléctrico y, por tanto, en última instancia, los consumidores.
Con lo cual, aquí podemos encontrarnos con dos escenarios. Por un lado, imaginemos que el precio
de las subastas de los CFDs o el precio regulado de las centrales nucleares o de las centrales
hidroeléctricas es un precio que se fija a largo plazo por encima del que terminará prevaleciendo
en el mercado mayorista. En este caso, lo que sucederá es que los consumidores de electricidad
en España estarán abonando un sobreprecio a todas estas centrales con las que se han contratado CFDs
o con las centrales nucleares y con las centrales hidroeléctricas, un sobreprecio que no tendrían
por qué estar pagando. Por tanto, electricidad mucho más cara. ¿Es este un escenario descabellado?
Pues no necesariamente. Si en las próximas décadas se experimenta un progreso tecnológico
importante que abarate mucho el coste de producir electricidad, démonos cuenta de que nos estamos
cerrando hoy precios de la electricidad más caros de aquellos que podríamos terminar pagando en el
futuro. Es decir, que nos estaríamos hipotecando a pagar una factura eléctrica a costes de hoy,
aun cuando los costes de mañana sean más bajos. Pero, por otro lado, se puede dar el escenario
alternativo. Es decir, imaginemos que los CFDs y los precios regulados de la nuclear y de la
hidroeléctrica se fijan a unos niveles más bajos que los precios que prevalecerán en el mercado
mayorista durante las próximas décadas. En este caso, la medida conseguirá abaratar sobre el
papel la electricidad para los consumidores, dado que nos habremos cerrado hoy un precio más bajo
que el que tendríamos que abonar si compráramos la electricidad directamente en el mercado
mayorista. Pero en este segundo caso, démonos cuenta de que estaríamos reduciendo los beneficios
que habrían obtenido las centrales renovables, las centrales nucleares, las centrales hidroeléctricas
de haber acudido directamente al mercado mayorista. Y por tanto, si reducimos sus beneficios,
estaremos desincentivando la inversión en nuevas centrales renovables, en nuevas centrales nucleares
o en nuevas centrales hidroeléctricas. Y si reducimos la inversión en estas centrales,
que son relativamente más baratas, relativamente más competitivas que el resto, lo que en última
instancia sucederá son tres cosas. Por un lado, que no estaremos realmente abaratando el precio de
la electricidad. Imaginemos que con el mix eléctrico viejo el precio en el mercado marginalista
habría sido de 50 euros el megavatio hora y que el gobierno consigue cerrar a través de FFD o a
través del precio regulado un precio de 40 euros el megavatio hora. Aparentemente parece que lo hemos
rebajado, pero si por consolidar un precio de 40 euros el megavatio hora desincentivamos la
nueva inversión en tecnologías más baratas, más competitivas, lo que sucederá es que no tendremos
un nuevo mix eléctrico que podría haber producido a lo mejor la electricidad a 25 euros el megavatio
hora. Nos cerraremos un precio de 40 y renunciaremos a la inversión que podría terminar abaratándolo
a 25 euros. El segundo efecto es que si desincentivamos la inversión en nuevas centrales
en un momento en el que la demanda eléctrica va a ser creciente, hay una voluntad política por
electrificar porciones crecientes de la economía española, claro, si tú desincentivas la inversión
en nuevas centrales eléctricas cuando la demanda está creciendo, puedes tener, puedes sufrir,
puedes experimentar en momentos de picos de demanda una insuficiente generación de electricidad y eso
se traduce en racionamiento, es decir, se traduce en apagones. Y claro, uno podría decir pues la
forma de evitar esto es con más subastas inversas para instalar mayor capacidad de generación
eléctrica en España. Pero claro, en ese caso es el político el que tiene que determinar,
el que tiene que hacer una planificación a futuro de cuál va a ser la demanda de electricidad en
España. Dado que nos hemos cargado los incentivos de mercado para que sean los inversores privados,
los que, respondiendo a las señales de los precios de mercado, decidan si es rentable,
no es rentable, si va a serlo o no va a serlo, la instalación de nuevas centrales renovables o
no renovables para abastecer el suministro eléctrico en este país, solo queda que sean los
políticos los que decidan si hay que instalar muchas más o muchas menos. Y claro, aquí se
pueden quedar cortos, apagones, o se pueden pasar de largo, con lo cual consolidamos unos
costes monstruosos dentro del sistema eléctrico. Y por último, reduciendo la inversión en renovables,
en nucleares o en hidroeléctricas, también ralentizas la famosa transición energética,
porque al final te estás quedando, se te están consolidando, tecnologías emisoras de CO2.
En definitiva, la excepción ibérica, y más en general la propuesta de reforma del sistema
eléctrico que plantea el Gobierno de España, nos conduce hacia un sistema eléctrico donde
desaparece el mercado como sistema de coordinación productiva y distributiva. A lo que nos lleva es
a una politización y burocratización creciente del sistema eléctrico. Serán los políticos los
que planificarán a largo plazo, directa o indirectamente, cuánta electricidad producir,
cómo producirla y para quién producirla, fijando directa o indirectamente precios regulados. Y si
son los políticos los que centralizadamente, ya sea de manera directa o indirecta, determinan
cuánta electricidad hay que producir, cómo hay que producirla y para quién hay que producirla,
los riesgos son evidentes, o que determinen producir demasiado poca electricidad, apagones,
o demasiada electricidad sobre costes, que el cómo producirla sea a través de tecnologías más caras
que las que habría seleccionado el mercado o más emisoras de CO2 que las que habría seleccionado
el mercado, porque si los precios que estableces desincentivan la inversión en tecnologías
eficientes y no emisoras de CO2, tendrás menos de eso, y por último que dadas estas condiciones
terminen siendo los políticos quienes marquen qué consumidores reciben prioritariamente la
electricidad, si hay insuficiencia en el conjunto del sistema eléctrico, o a qué precios se reciben.
Si los precios regulados son demasiado altos, probablemente se termine subsidiando a algunos
consumidores y cargando sobre costes a otros. Lo que necesita el mercado eléctrico no es más
politización y burocratización, lo que necesita es más libertad y flexibilidad. Mercados libres y
transparentes, como puede ser el mercado marginalista, combinado con mercados a plazos
de electricidad a través de acuerdos PPAs de carácter no obligatorio y donde el riesgo
quede centralizado en aquellas partes que suscriban esos contratos, y libertad para invertir en
aquellos tipos de centrales en aquellas tecnologías eléctricas que resulten más baratas, aunque sea
la nuclear o la hidroeléctrica. Mientras todos los costes estén correctamente internalizados,
no debería haber ningún problema, ningún freno político, como existe hoy a la instalación de
este tipo de centrales. Se trata de aprovechar el mercado como un mecanismo para descubrir en
cada momento cuál es el mix más adecuado para generar la cantidad adecuada de electricidad
al precio más barato y competitivo posible, incentivando a su vez a largo plazo la inversión
en nuevas tecnologías para generar electricidad todavía más barata y la inversión en esas nuevas
tecnologías. Pero en lugar de levantar todas las múltiples intervenciones que hoy pesan sobre el
sistema eléctrico español y que impiden que este proceso de coordinación de mercado pueda
desplegarse, el gobierno está apostando por todo lo contrario, por intervenir mucho más en el
sistema eléctrico para acabar totalmente con el mercado. Y allí donde no reina la libertad
y la competencia de mercado, reina la planificación y la arbitrariedad política.