Descripción del mercado eléctrico, agentes, transporte, distribución...a cargo del equipo de observatoriocriticodelaenergia.org y observaelmercadoelectrico.net

1. Crist´bal J. Gallego
o Marta Victoria

2. El Observatorio Cr´
ıtico de la Energ´
ıa
Formado a comienzos de 2007 por un grupo de j´venes ingenieros y cient´
o ıficos, unidos
en torno a un an´lisis com´n de los problemas de la sociedad y su creciente gravedad, que
a u
deciden comenzar una actividad p´blica orientada a contribuir, en colaboraci´n con otras
u o
muchas iniciativas similares, a la transformaci´n y regeneraci´n del sistema democr´tico. Los
o o a
principios fundamentales sobre los que se organiza dicha actividad, giran alrededor de una
cr´
ıtica a la insostenibilidad ecol´gica –pero tambi´n econ´mica y social– de nuestra sociedad,
o e o
a la degradaci´n de la cultura democr´tica y a la necesidad de redistribuir democr´ticamente
o a a
el conocimiento. Concebido como una organizaci´n de car´cter esencialmente progresista y
o a
cr´
ıtico, El Observatorio Cr´tico de la Energ´a es un foro de discusi´n y an´lisis en el que
ı ı o a
se trata de aprovechar la formaci´n t´cnica de sus componentes para generar un discurso
o e
riguroso e informado que permita abordar dichas cuestiones desde una postura que combine
dentro de lo posible la solvencia del m´todo cient´
e ıfico con la conciencia pol´
ıtica y social.
Entiende el Mercado El´ctrico
e
es obra de
El Observatorio Cr´ ıtico de la Energ´
ıa
y est´ acogido a licencia
a
Creative Commons
( http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/)
www.observatoriocriticodelaenergia.org
www.observaelmercadoelectrico.net
´
Ultima actualizaci´n: 12 de Enero de 2012
o

3. Prefacio
A d´ de hoy parece incuestionable que la energ´ juega un papel fundamental en nuestra
ıa ıa
sociedad. En concreto, la energ´ el´ctrica gana cada vez m´s terreno en la vida cotidiana,
ıa e a
representando una porci´n importante del consumo de energ´ final que realizamos. Si adem´s
o ıa a
consideramos la versatilidad de esta forma de energ´ (se puede transportar casi instant´nea-
ıa a
mente, se puede generar a partir de muy diversas fuentes), es previsible que, en un escenario
a medio y largo plazo de escasez de recursos f´siles, la energ´ el´ctrica predomine en todos
o ıa e
los ´mbitos (industria, transporte, etc.).
a
La gesti´n de un sistema el´ctrico, entendido como aqu´l formado por todos los parti-
o e e
cipantes e infraestructuras involucradas en el ciclo generaci´n-transporte-consumo de elec-
o
tricidad, representa un reto multidisciplinar y de gran envergadura. Por un lado existe el
problema t´cnico, ya que la generaci´n y el consumo de electricidad deben estar equilibrados
e o
en todo momento. Existe una dimensi´n econ´mica, ya que es necesario establecer marcos
o o
y mecanismos adecuados para retribuir a los generadores y establecer unos precios reales a
los consumidores. Finalmente, y no menos importante, est´n las consideraciones medioam-
a
bientales: la generaci´n el´ctrica a d´ de hoy implica el consumo de combustibles f´siles,
o e ıa o
la generaci´n de residuos radiactivos, la emisi´n de gases de efecto invernadero y sustancias
o o
t´xicas, el consumo de materias primas y agua y el uso de suelo entre otros. Parece evidente
o
que en un mundo con recursos finitos, no puede planearse un sistema el´ctrico al margen de
e
estas consideraciones.
Por su car´cter estrat´gico y de servicio p´blico, la gesti´n del sistema el´ctrico ha sido
a e u o e
considerada tradicionalmente una competencia estatal. Sin embargo, durante los ultimos a˜os
´ n
se han liberalizado en Europa los mecanismos para definir su dimensi´n econ´mica, abando-
o o
nando el concepto de tarifas dise˜adas por el Estado para dar lugar a los llamados mercados
n
el´ctricos.
e
Desde El Observatorio Cr´tico de la Energ´a consideramos que en Espa˜a este proceso de
ı ı n
liberalizaci´n no ha ido acompa˜ado de la informaci´n necesaria para que el ciudadano de
o n o
a pie comprenda cu´les son los nuevos mecanismos que definen el precio que a d´ de hoy
a ıa
paga por la electricidad, ni tampoco el marco en el que las empresas el´ctricas deciden y
e
configuran nuestro parque de generaci´n, y que a fin de cuentas provocar´ las consecuencias
o a
medioambientales que todos podamos disfrutar o tengamos que sufrir.
El fin de este informe es doble. Por un lado queremos dar de manera objetiva las claves
necesarias para comprender c´mo funciona el mercado el´ctrico en Espa˜a. Para ello, em-
o e n
pezamos en el cap´ ıtulo 1 con una introducci´n a conceptos b´sicos de un sistema el´ctrico,
o a e
donde adem´s repasamos su funcionamiento previo al proceso de liberalizaci´n (el Marco Le-
a o
gal Estable). Al final del cap´ ıtulo se esbozan las dos componentes que forman el precio de la
electricidad en el nuevo marco liberalizado: la componente regulada y la componente de mer-
cado. La componente regulada, que se aborda en el cap´ ıtulo 2, se emplea en pagar actividades
1

4. que siguen siendo reguladas (transporte y distribuci´n), as´ como otras cuestiones de pol´
o ı ıtica
energ´tica. El cap´
e ıtulo 3 explica c´mo se determina la componente de mercado, dada por los
o
acuerdos alcanzados entre generadores y consumidores en r´gimen de libre competencia.
e
El segundo objetivo es aportar nuestra visi´n particular sobre el mercado el´ctrico como
o e
marco para gestionar el sector el´ctrico, incidiendo en algunas caracter´
e ısticas propias de su
dise˜o pero tambi´n en algunas particularidades de la experiencia vivida en nuestro pa´
n e ıs
durante los ultimos catorce a˜os. Para ello, hemos recogido en el cap´
´ n ıtulo 4 lo que llamamos
“Las siete falacias del mercado el´ctrico espa˜ol”, orientadas a desmentir algunos de los
e n
mensajes injustificados que, respaldados por la mencionada falta de informaci´n, se vuelcan
o
a menudo en los medios de comunicaci´n de manera impune.
o
Durante la redacci´n de este documento hemos intentado evitar en la medida de lo posible
o
farragosas descripciones que desmotiven al lector, pero sin renunciar al objetivo principal de
proporcionar una visi´n amplia del mercado el´ctrico que permita el seguimiento de nuestras
o e
reflexiones. En cualquier caso, esperamos vuestros comentarios y cr´ ıticas para las futuras
versiones de este informe. Pod´is hac´rnoslas llegar a: observaelmercadoelectrico@gmail.com
e e
2

5. ´
Indice general
1. Introducci´n al Sistema El´ctrico
o e 5
1.1. Agentes de un sistema el´ctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
e . . . . . . 5
1.2. El sistema el´ctrico basado en las tarifas reguladas: El Marco Legal
e Estable . 7
1.2.1. Resumen hist´rico de cifras durante el MLE . . . . . . . . .
o . . . . . . 9
1.3. El sistema el´ctrico basado en el mercado liberalizado . . . . . . .
e . . . . . . 10
2. An´lisis de la componente regulada del precio de la electricidad
a 13
2.1. Costes de transporte y distribuci´n . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
o 15
2.2. Costes derivados de los organismos necesarios para el funcionamiento del sis-
tema el´ctrico: REE, OMEL y CNE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
e 15
2.3. Costes asociados a la compensaci´n de la generaci´n extrapeninsular . . . . .
o o 15
2.4. Costes de adquisici´n de r´gimen especial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
o e 16
2.4.1. Las primas a la energ´ solar fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . .
ıa 18
2.5. Costes asociados a la industria del carb´n: prima al consumo del carb´n na-
o o
cional, stock de carb´n y plan de viabilidad Elcogas . . . . . . . . . . . . . .
o 19
2.6. Costes asociados a la industria nuclear: moratoria nuclear, segunda parte del
ciclo del combustible nuclear y stock estrat´gico de uranio . . . . . . . . . . .
e 19
2.7. Costes de transici´n a la competencia (CTC) . . . . . . . . . . . . . . . . . .
o 21
2.8. Costes asociados al d´ficit de tarifa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
e 22
2.9. Resumiendo, ¿c´mo se forma la componente regulada del precio de la electricidad?
o 23
3. An´lisis de la componente de mercado
a del precio de la electricidad 25
3.1. El mercado diario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
3.2. Los mercados intradiarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
3.3. Resultados del mercado y precio final . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
´
3.4. La Tarifa de Ultimo Recurso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
4. Las siete falacias del mercado el´ctrico espa˜ol
e n 40
4.1. FALACIA Nö1: La mejor manera de administrar el sistema el´ctrico en Espa˜a
e n
es mediante un mercado libre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
4.2. FALACIA Nö2: El mercado incentiva las tecnolog´ m´s eficientes, garanti-
ıas a
zando el precio m´ınimo de generaci´n . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
o 41
4.3. FALACIA Nö3: El mercado garantiza el precio m´ ınimo a los consumidores. . 42
4.4. FALACIA Nö4: El mercado es la soluci´n a las ineficiencias propias de una
o
gesti´n centralizada y p´blica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
o u 43
3

6. 4.5. FALACIA Nö5: Las primas a las energ´ renovables constituyen la raz´n prin-
ıas o
cipal del aumento del coste de la electricidad y deben por lo tanto ser eliminadas 45
4.6. FALACIA Nö6: La energ´ nuclear tiene el coste de generaci´n m´s bajo y debe
ıa o a
por lo tanto ser promovida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
4.7. FALACIA Nö7: El mercado el´ctrico funciona de manera transparente trans-
e
mitiendo al consumidor el coste real de la electricidad . . . . . . . . . . . . . 47
4

7. Cap´
ıtulo 1
Introducci´n al Sistema El´ctrico
o e
En este cap´ıtulo queremos introducir unos conceptos b´sicos para enmarcar la noci´n de
a o
sistema el´ctrico. En concreto, comenzamos con una descripci´n de las cuatro actividades en
e o
que se puede dividir y de cu´les son los actores implicados. Seguidamente introducimos los dos
a
enfoques que se puede dar a su gesti´n: la gesti´n regulada, basada en una intervenci´n estatal
o o o
a todos los niveles, y el marco de libre mercado, donde conviven unos sectores regulados y
otros liberalizados.
1.1. Agentes de un sistema el´ctrico
e
El objetivo de un sistema el´ctrico es el de cubrir las necesidades de energ´ el´ctrica que
e ıa e
presenta una sociedad. Est´ formado por todos los participantes e infraestructuras involucra-
a
dos, y se organiza en cuatro tipos de actividades:
Generaci´n
o
Transporte
Distribuci´n
o
Consumo
La Generaci´n la llevan a cabo los productores, que son aquellos agentes encargados
o
de generar electricidad a partir de un determinado recurso energ´tico. A d´ de hoy existen
e ıa
muchas alternativas con caracter´ ısticas muy variadas.
Las m´s tradicionales y extendidas se basan en recursos f´siles tales como el carb´n, el
a o o
petr´leo y, m´s recientemente, el gas natural. Cuentan con la ventaja de poder regular su
o a
nivel de generaci´n para acoplarse al consumo, pero sus costes dependen en gran medida del
o
precio del combustible empleado, el cual tender´ previsiblemente a crecer conforme aumente
a
su escasez y los costes de extracci´n. Otra desventaja es que su uso implica la emisi´n de
o o
gases contaminantes y de efecto invernadero. La energ´ nuclear actual (energ´ de fisi´n) se
ıa ıa o
basa tambi´n en un recurso no renovable (el uranio). La operaci´n de las centrales nucleares
e o
conlleva una emisi´n de gases de efecto invernadero despreciable frente a aqu´llas que usan
o e
los combustibles anteriores. Sin embargo, producen residuos radiactivos de larga duraci´n. Su
o
nivel de generaci´n el´ctrica, en el caso de las centrales espa˜olas, es constante, por lo que no
o e n
5

8. facilita el acoplamiento entre generaci´n y consumo. Es por ello que la producci´n nuclear es
o o
considerada como potencia de base 1.
Un segundo bloque de fuentes energ´ticas son las energ´ renovables, basadas en recur-
e ıas
sos que no se agotan con su uso. Una de las m´s empleadas tradicionalmente es la energ´
a ıa
hidr´ulica de embalse, que tambi´n es regulable contribuyendo al acoplamiento entre demanda
a e
y producci´n en cada momento. Su instalaci´n requiere emplazamientos espec´
o o ıficos y pueden
causar un gran impacto a los ecosistemas afectados. El volumen de producci´n medio anual
o
var´ con la hidricidad del a˜o. Otras energ´ renovables, desarrolladas principalmente en
ıa n ıas
la ultima d´cada, son la energ´ e´lica y la fotovoltaica. Se caracterizan por ser fuentes no
´ e ıa o
regulables, ya que su disponibilidad depende de recursos naturales que pueden llegar a ser
muy variables. Su coste actual es superior al de las energ´ tradicionales pero, estando en
ıas
una fase inicial de desarrollo y considerando que su precio no depende del agotamiento de
ning´n recurso, es asumible que ´ste disminuir´ a medida que aumente su implantaci´n. Otra
u e a o
ventaja es que aumentan la independencia energ´tica de un pa´ disminuyendo el gasto en
e ıs,
importaci´n de combustibles. Finalmente, no producen emisiones de gases contaminantes o
o
de efecto invernadero durante su operaci´n. Las centrales termosolares comparten las men-
o
cionadas ventajas, pero est´n en un estado especialmente incipiente con respecto a la e´lica
a o
y la fotovoltaica. Adem´s, pueden contar con un sistema de almacenamiento que permite la
a
regulaci´n de la producci´n. Las centrales t´rmicas de biomasa tambi´n permiten regulaci´n
o o e e o
en la generaci´n y sus emisiones se compensan con la absorci´n de CO2 que se ha producido
o o
al originarse la propia biomasa. Por ultimo, cabe mencionar otras fuentes renovables como
´
la mareomotriz, la energ´ de las olas y la geot´rmica, cuya contribuci´n a d´ de hoy es, en
ıa e o ıa
general, testimonial.
El tercer grupo en que podemos clasificar la generaci´n estar´ formado el aprovechamiento
o ıa
adicional en otros procesos, como la cogeneraci´n (por ejemplo, el empleo del calor residual
o
que algunas industrias pueden derivar a generar electricidad) y el tratamiento de residuos.
Desde el punto de vista del sistema el´ctrico, las anteriores fuentes se dividen en dos gru-
e
pos. Uno es el r´gimen ordinario, formado por las fuentes tradicionales (combustibles f´siles,
e o
nuclear y gran hidr´ulica). Otro es el r´gimen especial, formado por peque˜as unidades de
a e n
producci´n (de potencia menor a 50 MW) basadas en energ´ renovables y en cogeneraci´n,
o ıas o
las cuales se priman para fomentar su desarrollo y para retribuir una serie de ventajas im-
pl´
ıcitas a su uso (menor emisiones, mayor independencia energ´tica, mayor eficiencia por
e
aprovechamiento del calor residual, etc.).
Otra clasificaci´n diferente ser´ la que distingue aquellas unidades que pueden variar su
o ıa
nivel de generaci´n a voluntad (unidades gestionables), empleadas por REE para ajustar en
o
ultima estancia la generaci´n al consumo, y las que no.
´ o
El Transporte consiste, como su propio nombre indica, en transportar la electricidad que
han generado los productores. Este concepto se reserva para distancias largas, que se salvan
a trav´s de l´
e ıneas de alta tensi´n. Una vez cerca del lugar de Consumo, la Distribuci´n se
o o
encarga de llevar a cada consumidor esta electricidad en l´ ıneas de media y baja tensi´n.
o
1
La potencia de base es aquella que permite cubrir un determinado nivel de consumo por debajo del cual
la demanda total no cae en ning´n momento. En el caso de Espa˜a, la potencia nuclear instalada es de 7.8
u n
GW, mientras que la demanda m´ ınima se suele situar en torno a los 15-20 GW [1]
6

9. Estas son las cuatro actividades en que t´ ıpicamente se divide el sistema el´ctrico de
e
cualquier pa´ Es importante notar que debe existir una alta coordinaci´n entre ellas, dada la
ıs. o
principal caracter´
ıstica de un sistema el´ctrico: la cantidad de electricidad que se genera y la
e
que se consume (incluyendo las p´rdidas el´ctricas en su recorrido) debe ser exactamente igual
e e
en cada instante. La manera en la que se planifica, regula y legisla cada actividad configura el
tipo de sistema el´ctrico que dicho pa´ posee. Como hemos mencionado, hay b´sicamente dos
e ıs a
filosof´ diferentes: aqu´lla basada en las tarifas reguladas y la basada en el libre merca-
ıas e
do. La primera ha sido la tradicionalmente empleada, y en el caso de Espa˜a se desarroll´ con
n o
el nombre del Marco Legal Estable. Sin embargo, en la ultima d´cada hemos presenciado pro-
´ e
gresivamente la creaci´n de los mercados el´ctricos, caracterizados por la liberalizaci´n de
o e o
los segmentos generaci´n-consumo, y que en nuestra pen´
o ınsula ha conllevado la creaci´n del
o
Mercado Ib´rico de la electricidad.
e
1.2. El sistema el´ctrico basado en las tarifas reguladas: El
e
Marco Legal Estable2
Se conoce como Marco Legal Estable (MLE) el conjunto de normas y leyes que regularon
el sector el´ctrico espa˜ol desde 1988 hasta 1997. Esta regulaci´n estaba basada sobre las
e n o
premisas de que el sector el´ctrico es un elemento estrat´gico para el desarrollo nacional y de
e e
que la electricidad debe ser considerada un bien b´sico, a cuyo acceso tienen derecho todos
a
los ciudadanos. Por lo tanto, se trataba de un marco esencialmente regulado por el Estado,
que asum´ la responsabilidad de organizar y planificar el sector.
ıa
El MLE se crea con el objetivo de, como su propio nombre indica, proporcionar un marco
estable para todos los agentes del sector. Dicha estabilidad se materializa en garantizar a las
empresas el´ctricas unos beneficios aceptables y la recuperaci´n de sus inversiones a largo
e o
plazo, as´ como en establecer de forma transparente tarifas a los consumidores en condiciones
ı
de m´ ınimo coste.
La situaci´n de cada uno de los agentes dentro del MLE depend´ de su actividad:
o ıa
Generaci´n. Los m´s caracter´
o a ıstico fue el uso del concepto “Coste Est´ndar”, por el
a
cual, anualmente, el Ministerio de Industria y Energ´ reconoc´ a las empresas el´ctricas
ıa ıa e
el coste de generaci´n asociado a cada tipo de fuente (diferenciando incluso por centrales
o
concretas en algunos casos). Este coste inclu´ principalmente costes de inversi´n en
ıa o
instalaciones, operaci´n y mantenimiento y combustible. Con el pago de dichos costes,
o
las el´ctricas aseguraban la amortizaci´n a largo plazo de las instalaciones y un margen
e o
de beneficios anual por la actividad desempe˜ada (ver figura 1.1). Por otro lado, el
n
Estado se reservaba el derecho de fomentar m´s una tecnolog´ que otra para configurar
a ıa
el mix de generaci´n mediante las revisiones de los costes est´ndar.
o a
Transporte. El principal cambio que introdujo el MLE en este sector fue la nacionaliza-
ci´n de la red de transporte de alta tensi´n. Antes del MLE, la pen´
o o ınsula se encontraba
fragmentada en regiones pobremente conectadas donde las diferentes empresas el´ctricas
e
hab´ creado su propia red orientada al autoabastecimiento. Con la nacionalizaci´n se
ıan o
inicia una filosof´ de explotaci´n conjunta del sistema el´ctrico en todo el pa´ El
ıa o e ıs.
2
Los datos de este apartado provienen de la fuente [2].
7

10. transporte se convierte, pues, en un monopolio natural (lo m´s eficiente es que s´lo
a o
exista una empresa responsable). Con este objetivo se crea Red El´ctrica de Espa˜a
e n
(REE).
Distribuci´n. Las redes de distribuci´n siguieron perteneciendo a las empresas el´ctri-
o o e
cas, encargadas de realizar la distribuci´n y comercializaci´n en las regiones donde tradi-
o o
cionalmente ven´ operando. De la misma manera que en la generaci´n, se reconoc´
ıan o ıan
anualmente los costes asociados a esta actividad para asegurar el mantenimiento de las
redes de distribuci´n.
o
Consumo. El MLE determinaba el precio que los consumidores ten´ que pagar la
ıan
electricidad mediante el concepto de Tarifa Integral. La idea central es sencilla: con-
sist´ en agrupar los costes totales previstos del sistema el´ctrico y dividirlos por la
ıa e
demanda estimada para ese a˜o. Los costes que se inclu´ eran los siguientes:
n ıan
Costes est´ndar de las empresas el´ctricas para las actividades de generaci´n y
a e o
distribuci´n, en base a la demanda estimada.
o
Costes de REE para la actividad de transporte.
Costes asociados a los desv´ entre demanda estimada y demanda real de a˜os
ıos n
anteriores.
Otros costes, tales como stock b´sico de uranio, segunda parte del ciclo de com-
a
bustible nuclear, programas de investigaci´n y desarrollo, moratoria nuclear, ayu-
o
das al carb´n (a partir de 1995), sobrecoste del sistema extrapeninsular, etc.
o
Figura 1.1: Inversi´n base seg´n tecnolog´ en el MLE en pesetas de 1982. Fuente: [2]
o u ıa
La figura 1.2 ilustra de forma esquem´tica la relaci´n entre los principales actores impli-
a o
cados durante el MLE.
De esta manera, el sistema el´ctrico pod´ entenderse como una cadena cerrada en la que
e ıa
los consumidores asum´ la totalidad de los costes del sistema a unos precios regulados por
ıan
la Administraci´n, precios que a su vez aseguraban a las empresas el´ctricas la recuperaci´n
o e o
de las inversiones y otros costes previamente reconocidos por el Estado. Esta presencia estatal
8

11. Figura 1.2: Esquema de los principales actores en el Marco Legal Estable. Las flechas en negro
indican flujos de electricidad. Las flechas rojas y verdes indican flujos monetarios.
en todos los eslabones de la cadena otorgaba al Estado una capacidad plena para planificar
las pol´
ıticas energ´ticas del pa´ a corto, medio y largo plazo.
e ıs
1.2.1. Resumen hist´rico de cifras durante el MLE
o
El MLE es heredero de una situaci´n peculiar. En la d´cada previa a su inicio, y como
o e
consecuencia de las crisis energ´ticas de los a˜os 70, los Planes Energ´ticos Nacionales se
e n e
centraron en potenciar la diversificaci´n del parque generador para disminuir la dependencia
o
del petr´leo. Se llev´ a cabo un plan acelerado de centrales t´rmicas de carb´n, centrales
o o e o
hidroel´ctricas y la puesta en marcha de la mayor parte del actual parque nuclear. Adem´s,
e a
se dise˜o un marco para el R´gimen Especial por el cual las distribuidoras estaban obligadas
n´ e
a adquirir la energ´ producida en este r´gimen a un precio fijado por el Ministerio.
ıa e
Sin embargo, las previsiones de evoluci´n del consumo resultaron demasiado altas, de
o
manera que al inicio del MLE el parque de generaci´n se encontraba a todas luces sobre-
o
dimensionado. Tanto es as´ que en todo el periodo que dur´ el MLE la potencia instalada
ı, o
pas´ de 41.415 MW (en 1988) a 43.280 MW (en 1997), es decir, un incremento tan solo del
o
4, 5 % en 9 a˜os para cubrir una demanda que evolucion´ a un 3,2 % anual.
n o
Durante el MLE se produjo el despegue (en cuanto a energ´ producida) del R´gimen
ıa e
Especial, que pasa de cubrir el 1 % de la demanda en 1988 al 10 % en 1997. Aunque las
distribuidoras estaban obligadas a adquirir esa energ´ a un precio elevado, este coste se les
ıa
reconoc´ dentro de los costes est´ndar. Sin embargo se temi´ que este progresivo incremento
ıa a o
de energ´ conllevase un incremento excesivo de la Tarifa Integral. Es por ello que en 1994
ıa
se establece un nuevo marco retributivo para reducir el coste de adquisici´n del R´gimen
o e
Especial.
9

12. Para finalizar, y a modo de resumen del aspecto econ´mico, apuntamos que la tarifa
o
el´ctrica creci´ en todo el periodo del MLE a un ritmo del 2,8 % anual, mientras que la
e o
inflaci´n se situaba en el 4, 8 %. Es decir, el coste real de la tarifa el´ctrica descend´ a un
o e ıa
ritmo del 2 % anual.
1.3. El sistema el´ctrico basado en el mercado liberalizado
e
La Ley 54/1997 del Sector El´ctrico3 inicia en Espa˜a el proceso de liberalizaci´n del
e n o
sector el´ctrico con el objetivo de redefinir los ´mbitos de actuaci´n de los actores implicados
e a o
(Estado, empresas y consumidores). Esta ley elimina expl´ ıcitamente la noci´n de suministro
o
el´ctrico como servicio p´blico e introduce mecanismos de libre mercado para gestionar parte
e u
de las decisiones que con el antiguo marco (Marco Legal Estable) correspond´ al Estado.
ıan
El proceso de liberalizaci´n de los mercados el´ctricos se impulsa en el marco de la Uni´n
o e o
Europea. La idea es que a partir de unos principios b´sicos (liberalizaci´n de precios y desregu-
a o
larizaci´n de las actividades de generaci´n y consumo), cada pa´ desarrolle su propio proceso
o o ıs
de manera que las diferentes experiencias permitan el avance hacia mercados energ´ticos e
comunes.
En la mencionada ley se dise˜a un nuevo marco para cada una de las cuatro actividades
n
que conforman el sistema el´ctrico (generaci´n, transporte, distribuci´n y consumo), as´ como
e o o ı
el ritmo al que debe ir implant´ndose en cada uno de ellos, de tal manera que en el a˜o
a n
2009 se culmine el proceso. La idea b´sica es diferenciar un terreno donde se mantiene la
a
regulaci´n estatal (las relacionadas con el mantenimiento de redes el´ctricas: el transporte
o e
y la distribuci´n) y otro cuya gesti´n se transfiere a mecanismos de mercado (generaci´n y
o o o
comercializaci´n). En particular:
o
Generaci´n. Se liberaliza la instalaci´n de capacidad. Esto implica que una determi-
o o
nada empresa decide, en base a sus expectativas de mercado, qu´ tipo de tecnolog´
e ıa
y en qu´ cantidad instala para generar electricidad. Asimismo, la retribuci´n asociada
e o
a la actividad de generar deja de estar regulada y pasa a definirse por mecanismos de
mercado.
Transporte y Distribuci´n. Siguen siendo actividades reguladas. Se consolida el
o
papel de REE como unico transportista y operador del sistema. La distribuci´n la
´ o
siguen realizando las mismas empresas distribuidoras, que se desvinculan de la comer-
cializaci´n4 . Su reparto geogr´fico puede verse en la figura 1.3.
o a
Consumo. Se liberalizan los precios y se crea la figura de la comercializadora de elec-
tricidad. Organizativamente, la adquisici´n de energ´ se lleva a cabo en dos mercados:
o ıa
el mercado minorista, donde los consumidores dom´sticos y peque˜as empresas firman
e n
un contrato libre con una de las comercializadoras que compiten en r´gimen de libre
e
competencia y que les factura la electricidad consumida, y el mercado mayorista, en el
que las comercializadoras y los grandes consumidores directos adquieren la electricidad
a los generadores mediante mecanismos de mercado, adem´s de abonar una tarifa que le
a
3
Disponible en www.boe.es/boe/dias/1997/11/28/pdfs/A35097-35126.pdf
4
En teor´ una misma empresa no puede realizar su actividad en un segmento liberalizado (generaci´n,
ıa, o
comercializaci´n) y otro regulado (transporte, distribuci´n) a la vez. En la pr´ctica, las mismas empresas se
o o a
encuentran en todos los segmentos mediante la creaci´n de holdings.
o
10

13. permita el acceso a la red el´ctrica, que aqu´ denominamos componente regulada. Se ve,
e ı
por tanto, que las comercializadoras realizan un papel de “intermediario administrati-
vo” entre el lado generaci´n y el peque˜o consumidor, haciendo las veces de comprador
o n
en el mercado mayorista y de vendedor en el mercado minorista.
Figura 1.3: Reparto geogr´fico de las distribuidoras. Fuente: www.proyectostipo.com
a
La figura 1.4 muestra el esquema del nuevo marco liberalizado. Este esquema comparte
con el anterior Marco Legal Estable la idea de que son los consumidores finales los que cubren
los costes de todo el sistema el´ctrico con el pago de sus facturas. La diferencia ahora radica
e
en que el coste del kilovatio-hora engloba dos componentes, que se obtienen por separado:
La componente regulada: Orientada a cubrir los costes del sistema (transporte y
distribuci´n), as´ como sufragar otros incentivos a´n competencia del Estado (incentivos
o ı u
a la disponibilidad, primas al R´gimen Especial, incentivos al carb´n aut´ctono, Costes
e o o
de Transici´n a la Competencia, etc.). Este tema se aborda en el cap´
o ıtulo 2.
La componente de mercado: Obtenida por mecanismos de mercado entre produc-
tores y consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y consumidores direc-
tos) en r´gimen de competencia. Este tema se aborda en el cap´
e ıtulo 3.
Es importante se˜alar que los consumidores dom´sticos y peque˜as empresas pagan a la
n e n
comercializadora contratada seg´n un contrato libre que sufraga ambas componentes adem´s
u a
del margen de beneficios de la propia comercializadora. Puesto que este margen en principio
depende del contrato alcanzado, los datos no son homog´neos, y en este trabajo los omitimos,
e
pero de considerarlos, habr´ que incluirlos en la componente de mercado. Adem´s, en la
ıa a
situaci´n actual, la mayor parte de los peque˜os consumidores est´n acogidos a la Tarifa
o n a
´
de Ultimo Recurso, cuya componente de mercado se determina por otro mecanismo que
explicamos con m´s detalle en el apartado 3.4
a
11

14. Figura 1.4: Esquema de los principales actores en el mercado liberalizado. Las flechas en negro
indican flujos de electricidad. Las flechas rojas y verdes indican flujos monetarios.
A modo de resumen, la figura 1.5 muestra la evoluci´n de estas dos componentes pro-
o
mediadas anualmente durante los ultimos a˜os. Se observa que el coste de nuestra factura
´ n
de la luz se divide en dos mitades que son pr´cticamente iguales (componente regulada y de
a
mercado).
Figura 1.5: Desglose del coste del kilovatio-hora en sus dos componentes: regulada y de mer-
cado (promediadas anualmente). Elaboraci´n propia a partir de [3].
o
12

15. Cap´
ıtulo 2
An´lisis de la componente regulada
a
del precio de la electricidad
Como ya hemos avanzado en el cap´ ıtulo 1, el precio que pagamos por la energ´ que con-
ıa
sumimos no es solamente el que se deriva de lo que cuesta producir esa energ´ sino que a
ıa
deben a˜adirse otros costes que tiene el sistema el´ctrico. Todos estos costes extra se recogen
n e
en la componente regulada del precio de la electricidad e incluyen desde el peaje que hay
que pagar por utilizar las l´ıneas de alta tensi´n (transporte), hasta el mantenimiento de los
o
organismos necesarios para la correcta operaci´n del sistema el´ctrico u otros costes como el
o e
d´ficit de tarifa o las primas a las energ´ renovables. El objetivo de este apartado es explicar
e ıas
en qu´ consiste cada uno de estos costes y cuantificar qu´ cantidad de dinero ha supuesto
e e
para los consumidores el´ctricos con el fin de ponderar su importancia relativa as´ como su
e ı
influencia en el precio final de la electricidad.
En la tabla 2 y en la figura 2.3 se recogen los totales anuales de todos los costes que se
incluyen en la componente regulada de tarifa desde 1998 hasta 20091 . Todos los datos han
sido obtenidos de los informes anuales que publica la Comisi´n Nacional de Energ´ (CNE y
o ıa
antigua Comisi´n Nacional del Sistema El´ctrico –CNSE–) [3]. Algunos de los costes, como
o e
el peaje por el transporte de la electricidad en las l´
ıneas de alta tensi´n, resultan intuitivos
o
aunque no ocurre lo mismo con todos. A lo largo de las siguientes secciones se detalla cu´l a
es el origen de aquellos costes que resultan menos obvios analizando tambi´n algunas de sus
e
consecuencias.
1
Datos m´s recientes disponibles en el momento de la redacci´n.
a o
13

16. 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 TOTAL
Adquisici´n r´gimen especial
o e 1,198 1,426 1,575 1,889 2,202 2,250 1,234 1,445 692 544 725 1,520 16,702
Primas al r´gimen especial
e 1,243 1,246 1,785 2,284 3,372 5,001 14,930
Transporte 507 521 550 582 627 696 834 937 1,013 1,090 1,246 1,344 9,948
Distribuci´n y comercializaci´n
o o 2,788 2,813 2,824 2,899 2,957 3,017 3,569 3,578 3,666 4,250 4,364 4,528 41,252
Comp. R´gimen Especial e Interrumpibles
e 5 7 7 18 18 16 16 15 16 14 15 147
Moratoria Nuclear 420 392 380 379 396 425 475 421 131 4 4 15 3,440
2 parte ciclo combustible nuclear 95 93 95 98 111 101 113 30 42 51 63 68 959
Stock combustible nuclear 7 4 2 1 14
REE 6 6 6 8 13 14 32 34 31 29 28 42 251
OMEL 4 7 7 8 9 9 9 10 16 16 21 5 121
CNE (+CNSE cuando exist´ ıa) 11 7 7 8 9 10 11 12 14 14 15 17 135
Compensaci´n generaci´n extrapeninsular
o o 189 119 107 122 199 207 227 362 397 1,118 1,165 1,348 5,560
14
D´ficit 2003, 2006,2007,2008
e 214 209 236 211 393 1,342 1,089 3,693
Revisi´n generaci´n extrapeninsular
o o 20 21 22 16 93 382 553
Plan Ahorro y Eficiencia Energ´tica
e 173 177 336 309 995
D´ficit 2005
e 140 344 390 424 1,298
Prima consumo carb´n nacional
o 306 261 98 174 248 156 188 83 76 80 93 1,762
Stock carb´n
o 25 25 49
Costes de transici´n a la competencia (CTC)
o 1,030 628 534 104 997 91 202 3,741 7,327
Plan viabilidad ELCOGAS 43 76 65 33 216
SUMA 6,591 6,284 6,192 6,290 7,784 7,226 8,384 12,171 8,462 10,576 13,626 15,744 109,330
D´ficit
e -290 -150 -959 -3,811 -3,047 -1,227 -6,160 -4,886 -20,527
Tabla 2.1: Desglose de la componente regulada del precio de la electricidad entre 1998 y 2009. Importes expresados en millones de
euros. Fuente: [3].

17. 2.1. Costes de transporte y distribuci´n
o
Aunque tanto transporte como distribuci´n hacen referencia a la conducci´n de electrici-
o o
dad por la red, el t´rmino transporte se reserva para las distancias largas donde se utilizan
e
l´
ıneas de alta tensi´n y el t´rmino distribuci´n para las distancias m´s cortas cercanas a los
o e o a
puntos de consumo y que se realiza en media y baja tensi´n. El coste acumulado (entre los
o
a˜os 1998 y 2009) del transporte es de aproximadamente 10.000 millones de euros, mientras
n
que el coste de distribuci´n y comercializaci´n asciende a m´s de 40.000 millones de euros. En
o o a
los datos que proporciona la CNE se engloban en un mismo concepto (distribuci´n y comer-
o
cializaci´n) el coste de trasportar la electricidad por las l´
o ıneas de media y baja tensi´n y el
o
margen de beneficios que obtiene las empresas comercializadoras por la gesti´n de las tarifas
o
de ultimo recurso (secci´n 3.4) por lo que resulta dif´ valorar qu´ cantidad est´ asociada a
´ o ıcil e a
cada aspecto y c´mo de ajustado es dicho margen comercial.
o
2.2. Costes derivados de los organismos necesarios para el fun-
cionamiento del sistema el´ctrico: REE, OMEL y CNE
e
Red El´ctrica de Espa˜a (REE) es la empresa dedicada al transporte de la energ´ y a la
e n ıa
operaci´n del sistema el´ctrico. Es la encargada de velar por la seguridad de la red y garanti-
o e
zar que los intercambios de energ´ que se producen en cada nodo de la red resultantes de los
ıa
acuerdos alcanzados en el mercado el´ctrico son seguros desde el punto de vista t´cnico. La
e e
ley 17/2007 [4] la reconoci´ como unico transportista y operador del sistema. OMEL2 es el
o ´
Operador del Mercado Ib´rico de Energ´ siendo responsable de la gesti´n de oferta de compra
e ıa o
y venta de electricidad en los mercados diarios e intradiarios, de las subastas CESUR y de la
realizaci´n de las liquidaciones y pagos y cobros correspondientes. Por ultimo, el objetivo de
o ´
la Comisi´n Nacional de Energ´ (CNE) es velar por la competencia efectiva de los sistemas
o ıa
energ´ticos (mercado el´ctrico y de hidrocarburos) y por la objetividad y transparencia de su
e e
funcionamiento, en beneficio de todos los sujetos que operan dichos sistemas y de los consu-
midores.
Los costes acumulados que han supuesto estos organismos para el sistema el´ctrico son,
e
en millones de euros, 135 (CNE), 121 (OMEL) y 251 (REE). Aunque la necesidad de dichos
organismos es indudable, destaca el hecho de que los costes acumulados asociados al mante-
nimiento del complejo mercado necesario para vender y comprar energ´ esto es los costes de
ıa,
OMEL, son del mismo orden que los asociados a garantizar la seguridad del sistema en todo
momento, es decir, los asociados a REE.
2.3. Costes asociados a la compensaci´n de la generaci´n ex-
o o
trapeninsular
Adem´s del sistema el´ctrico peninsular existen en Espa˜a otros sistemas con propiedades
a e n
muy particulares. Es el caso de las islas Baleares donde existen dos subsistemas el´ctricamente
e
aislados: el sistema Mallorca-Menorca y el sistema Ibiza-Formentera. Est´ previsto la inter-
a
conexi´n de los dos subsistemas as´ como la conexi´n del sistema Mallorca-Menorca con el
o ı o
2
Desde el 1 de julio de 2011 esta entidad se denomina OMIE
15

18. sistema peninsular a trav´s de enlaces submarinos [5]. En el caso de las islas canarias existen
e
seis subsistemas el´ctricamente aislados y de peque˜o tama˜o y su interconexi´n no es viable
e n n o
en este caso debido a la gran profundidad del fondo marino salvo en un unica excepci´n: los
´ o
subsistemas de Lanzarote y Fuerteventura. Desde 2006 es Red El´ctrica el operador de todos
e
estos sistemas extrapeninsulares.
La falta de conexi´n de estos subsistemas con un sistema el´ctrico de mayor tama˜o supone
o e n
una menor estabilidad del sistema y un mayor coste de generaci´n el´ctrica, es por ello que
o e
entre los aspectos de la componente regulada de la tarifa el´ctrica se encuentra un t´rmino
e e
asociado a la compensaci´n de los costes de generaci´n en los sistemas extrapeninsulares
o o
siendo estos costes un claro ejemplo de solidaridad a nivel estatal para garantizar el acceso de
todos los ciudadanos a una electricidad asequible. En la tabla resumen aparecen dos conceptos:
la compensaci´n de la generaci´n extrapeninsular (prevista para cada a˜o) y la revisi´n de
o o n o
la generaci´n extrapeninsular (que se refiere a la revisi´n con respecto a la previsi´n de los
o o o
a˜os anteriores) el total acumulado por ambos conceptos entre 1998 y 2009 asciende a 6.113
n
millones de euros.
2.4. Costes de adquisici´n de r´gimen especial
o e
Se definen como r´gimen especial todos aquellos generadores con potencia inferior a 50
e
MW que utilicen como energ´ primaria renovables o residuos, y aquellos otros como la co-
ıa
generaci´n que implican un tecnolog´ de alta eficiencia y un ahorro energ´tico notable. Por
o ıa e
una parte estas tecnolog´ conllevan ventajas muy significativas como la baja emisi´n de
ıas o
gases de efecto invernadero, el menor impacto sobre el entorno, la valorizaci´n de los resi-
o
duos, el aumento de la soberan´ energ´tica del pa´ la disminuci´n de las importaciones
ıa e ıs, o
de combustible con la consecuente mejora de la balanza de pagos del pa´ o la disminuci´n
ıs, o
de p´rdidas por transporte cuando las fuentes de generaci´n est´n situadas muy cercanas
e o a
a los lugares de consumo. Por otro lado, en la mayor´ de los casos se trata de tecnolog´
ıa ıas
en fase de desarrollo y que tienen por lo tanto unos costes asociados superiores a otras tec-
nolog´ m´s contaminantes pero mucho m´s maduras. Es por ello que se establecen unas
ıas a a
ayudas econ´micas para favorecer la incorporaci´n de estos generadores de r´gimen especial
o o e
al sistema el´ctrico y acelerar el desarrollo a gran escala de tecnolog´ limpias. Ahora bien,
e ıas
cuando participan en el mercado el´ctrico liberalizado los productores de r´gimen especial
e e
tienen dos opciones [6]:
Verter su producci´n de electricidad a la red y percibir por ello una tarifa fija para cada
o
kilovatio-hora que produzcan.
Vender su electricidad en el mercado de producci´n de energ´ el´ctrica. En este caso
o ıa e
el productor de r´gimen especial recibir´ el precio por kilovatio-hora que se fije en
e a
el mercado m´s una prima establecida en c´ntimos de euro por kilovatio-hora. Para
a e
algunas tecnolog´ esta prima es variable y depende del precio fijado en el mercado
ıas
(con el fin de garantizar una cierta rentabilidad de las instalaciones y simult´neamente
a
evitar una remuneraci´n excesiva). Hay algunas tecnolog´ como la e´lica, que ya se
o ıas, o
decantan mayoritariamente por esta opci´n. Por ejemplo, durante el a˜o 2009, el 94 % de
o n
la energ´ e´lica producida se vendi´ a trav´s del mercado de producci´n de electricidad
ıa o o e o
[7].
16

19. La figura 2.1 muestra la evoluci´n temporal de la retribuci´n total recibida por las distin-
o o
tas fuentes de generaci´n en r´gimen especial. En la misma figura se muestra la evoluci´n del
o e o
precio medio del mercado para los productores que se decantaron por la opci´n mercado, de
o
manera que la distancia entre la curva negra y las barras muestra para cada a˜o la ayuda en
n
forma de prima (o de diferencia entre tarifa fija y precio de mercado) recibida por cada tec-
nolog´ El caso de la energ´ solar fotovoltaica que ha recibido unas ayudas significativamente
ıa. ıa
superiores a las dem´s se analiza en detalle en la pr´xima secci´n.
a o o
Figura 2.1: Retribuci´n total por kW h producido de las tecnolog´ de r´gimen especial. La
o ıas e
l´
ınea negra representa el precio medio de mercado que alcanz´ la electricidad cada a˜o as´ que
o n ı
la diferencia entre las barras y la l´
ınea negra supone las primas recibidas por cada fuente de
energ´ Elaboraci´n propia a partir de los datos de [7].
ıa. o
El total integrado entre 2004 y 2009 en concepto de primas a la energ´ de r´gimen
ıa e
especial suma aproximadamente 15.000 millones de euros3 . Las energ´ renovables, puesto
ıas
que dependen de un recurso no acumulable, suelen ofertarse en el mercado a precio cero y
son por lo tanto (junto a la nuclear) las primeras que se utilizan para cubrir la demanda de
electricidad en un determinado momento. Aunque c´mo se determina el precio de venta de
o
la energ´ en el mercado el´ctrico est´ explicado en detalle en el apartado 3.1, la idea general
ıa e a
es que el precio en el que las curvas de oferta y demanda agragadas de energ´ se igualen
ıa
(denominado precio marginal) ser´ el que reciban todas las centrales de generaci´n que se
a o
utilicen para cubrir la demanda. As´ pues, la existencia de una cantidad de M W h renovables
ı
3
Para los a˜os previos a 2004 no se ha realizado la separaci´n entre primas equivalentes y costes de
n o
adquisici´n de r´gimen especial porque no se dispone de esta informaci´n; por ello los dos conceptos se recogen
o e o
dentro del apartado adquisici´n de r´gimen especial
o e
17

20. ofertados a precio cero desplaza la curva de oferta4 hacia la derecha haciendo que el precio de
casaci´n al que se retribuye toda la energ´ que entra en mercado sea menor que en el caso de
o ıa
no existir estas renovables. Algunos an´lisis muestran como en el mercado espa˜ol existe una
a n
clara correlaci´n inversa entre la cantidad de energ´ renovable casada en el mercado diario y
o ıa
el precio de casaci´n de ´ste [8]. Este hecho puede ocasionar que, para determinadas horas, el
o e
coste de las primas a la energ´ renovable sea menor que el ahorro en el precio de la electricidad
ıa
por el desplazamiento del punto de casaci´n obteni´ndose incluso un ahorro neto. El c´lculo
o e a
global del ahorro que supone la modificaci´n de los precios de casaci´n debido a la presencia de
o o
renovables es complejo ya que habr´ que determinar cu´l habr´ sido el precio marginal para
ıa a ıa
cada una de las horas del a˜o si no hubiese habido producci´n en r´gimen especial ofertada
n o e
a cero y suponer que los distintos productores no habr´ modificado su estrategia de ofertas
ıan
en el mercado. Dicho c´lculo, aunque sin duda resultar´ muy ilustrativo, escapa al alcance
a ıa
de este informe. Es posible, sin embargo referenciar estimaciones similares realizadas tanto
para el caso de Alemania [9] como para Espa˜a [10] cuyos resultados indican que el ahorro
n
propiciado por las renovables puede llegar a ser del mismo orden que las primas recibidas por
´stas.
e
2.4.1. Las primas a la energ´ solar fotovoltaica
ıa
En la figura 2.1 se observa c´mo el importe recibido por cada kilovatio-hora generado me-
o
diante energ´ solar fotovoltaica (FV) es muy superior al de resto de tecnolog´ Las razones
ıa ıas.
que han motivado unas primas tan cuantiosas para la FV tienen que ver con el temprano
estadio de desarrollo de la tecnolog´ pero tambi´n con una normativa de primas muy poco
ıa e
acertada. Aunque previamente exist´ otras normativas que establec´ ayudas para la gen-
ıan ıan
eraci´n FV la norma que supone un cambio de paradigma es el R.D.661/2007 [6] que establece
o
una tarifa fija de 41,75 centû/kWh si la potencia instalada es mayor de 100 kW y de 44,04
centû/kWh si es menor. La elevada retribuci´n que establec´ este decreto junto con la ausen-
o ıa
cia de un l´ımite de potencia instalada que pod´ acogerse a esta tarifa atrajo a numerosos
ıa
inversores (muchos de ellos abandonaban en esos momentos el mercado urban´ ıstico) y produjo
el conocido boom fotovoltaico espa˜ol, que llev´ a que en septiembre de 2008 se hab´ insta-
n o ıan
lado en Espa˜a 3.2 GW (cuando el objetivo para 2010 hab´ sido establecido por el Plan de
n ıa
Energ´ Renovables [11] en 400 MW). La picaresca y la falta de control permiti´ que todos
ıas o
los nuevos generadores FV se acogieran a la tarifa para instalaciones inferiores a 100 kW di-
vidiendo a nivel administrativo las plantas solares en tantas unidades generadoras como fuera
necesario. Para evitar esta situaci´n, el R.D.1578/2008 ([12]) fijaba una nueva retribuci´n
o o
decreciente que comenzaba en 32 centû/kWh (para instalaciones en suelo) y 34 centû/kWh
(para instalaciones en tejado) y establec´ un limite de potencia instalada anualmente en 500
ıa
MW en total. Aunque el nuevo decreto fue exitoso en cuanto a que limit´ considerablemente
o
el importe total dedicado a primas a la FV, los sucesivos bandazos administrativos afectaron
notablemente a la industria fotovoltaica.
De hecho, antes del fin del R.D.661/2007 la demanda de paneles e instaladores FV era
tan alta que el precio de la instalaci´n aument´ (en lugar de disminuir gracias al factor de
o o
escala como pretend´ la normativa). El mercado FV espa˜ol creci´ hasta ser capaz de instalar
ıa n o
pr´cticamente 3 GW anualmente y cuando la normativa cambi´ hacia el R.D.1578/2008 que
a o
4
C´mo se alcanza el precio de casaci´n a partir de la curva de oferta y demanda es explicado en detalle en
o o
el apartado 3.1
18

21. limitaba la potencia anual a 500 MW las empresas productoras e instaladoras de energ´ solar
ıa
FV sufrieron una importante contracci´n que acab´ con muchas de ellas. Resulta ´ste un claro
o o e
ejemplo de c´mo las primas para el desarrollo de una tecnolog´ deben ser dise˜adas con
o ıa n
suficiente acierto para no producir situaciones contraproducentes. Es bastante probable que
unas primas escalonadas en las que la tarifa disminuye a medida que se instala cierta capacidad
(como las que ya se hab´ aplicado en Alemania) hubiesen sido mucho m´s adecuadas para
ıan a
favorecer el desarrollo de instalaciones generadoras FV a un precio rentable sin suponer un
coste excesivo en la componente regulada de tarifa.
2.5. Costes asociados a la industria del carb´n: prima al con-
o
sumo del carb´n nacional, stock de carb´n y plan de via-
o o
bilidad Elcogas
La prima al consumo del carb´n nacional es, como su propio nombre indica, una ayuda para
o
aventajar al carb´n nacional (de menor calidad) frente a los carbones extranjeros. Las ayudas
o
estatales al consumo de carb´n, que son fuertemente criticadas ya que suponen subvencionar
o
la fuente de generaci´n el´ctrica con mayor emisi´n de CO2 por kW h generado, tienen su
o e o
origen en el mantenimiento de la miner´ como sector estrat´gico en determinadas provincias
ıa e
espa˜olas as´ como los puestos de trabajo asociados. Desde 1998 se han pagado por este
n ı
concepto 1.762 millones de euros. El importe asociado al stock de carb´n que se mantuvo en
o
los a˜os 1998 y 1999 es de 49 millones de euros. Por ultimo el concepto “plan de viabilidad
n ´
Elcogas” hace referencia a las ayudas que recibe la planta piloto de Elcogas (situada en
Puertollano) donde se ensaya la posibilidad de captar CO2 para reducir las emisiones asociadas
a esta forma de generaci´n energ´ Dada su naturaleza experimental, dicha planta ten´
o ıa. ıa
problemas para garantizar su sostenibilidad econ´mica, lo que llev´ al gobierno a crear un
o o
plan de ayuda por el que la planta recibe una prima de 4 centû/kWh generado [13, 14].
2.6. Costes asociados a la industria nuclear: moratoria nu-
clear, segunda parte del ciclo del combustible nuclear y
stock estrat´gico de uranio
e
En 1984, con el gobierno del PSOE en el poder, se aprueba la moratoria nuclear que
supone la prohibici´n de construir centrales nucleares y la cancelaci´n (en 1991) de 5 de
o o
estas centrales antes de que entren en funcionamiento. Las razones para su aprobaci´n sono
varias y complejas pero entre ellas se pueden citar el exceso de potencia instalada, la p´rdida
e
de competitividad de la energ´ nuclear al aumentar los costes de inversi´n
ıa o 5 , el problema
del terrorismo en las plantas nucleares vascas (Lem´niz I y II) y el creciente movimiento
o
ecologista antinuclear en Espa˜a tras el accidente de Three Mile Island en 1979 (y reforzado
n
posteriormente por otros como el accidente de Chern´bil en 1986 y el incendio en la central
o
espa˜ola de Vandell´s I en 1989).
n o
5
La pol´
ıtica monetaria posterior a la crisis propici´ una subida de las tasas de inter´s con el consiguiente
o e
encarecimiento de los pr´stamos. Adem´s, los propietarios de las centrales nucleares espa˜olas hab´ con-
e a n ıan
tra´ deuda en d´lares para financiar su construcci´n y la evoluci´n del tipo de cambio con la peseta les fue
ıdo o o o
desfavorable [15]
19

22. En 1991 la aplicaci´n de dicha moratoria supone la cancelaci´n de la entrada en fun-
o o
cionamiento o detenci´n de la construcci´n de 5 centrales nucleares en Espa˜a (Lem´niz I y
o o n o
II, Valdecaballeros I y II y Trillo II). Para compensar a las empresas que hab´ realizado
ıan
una inversi´n o que ten´ previsto hacerlo (por ejemplo, la central de Trillo II s´lo estaba en
o ıan o
la fase de preparaci´n de terreno) se fijo una indemnizaci´n total de 4.381 millones de euros y
o o
se decidi´ que el 1,72 % de la tarifa el´ctrica ir´ a compensar a estas empresas con el objetivo
o e a
final de liquidar la compensaci´n en 2020 de manera que su influencia sobre la tarifa el´ctrica
o e
no fuese excesiva [16]. Posteriormente, en 2006 como la amortizaci´n estaba ocurriendo de-
o
masiado r´pido se revis´ este porcentaje y se redujo al 0,33 % de la tarifa el´ctrica fijando
a o e
el fin previsto de la compensaci´n en 2015 [17]. Es por ello que aunque todav´ no hemos
o ıa
acabado de pagar la compensaci´n por la moratoria nuclear su influencia sobre la tarifa es
o
muy peque˜a a partir de 2006, como se muestra al final de este cap´
n ıtulo en la figura 2.3. Hasta
el momento se ha pagado a las empresas en concepto de moratoria nuclear 3.440 millones de
euros.
Desde el comienzo de la liberalizaci´n del mercado el´ctrico en 1997 la moratoria nuclear
o e
ha dejado de estar vigente y las empresas que quieran pueden construir centrales nucleares
sin m´s limitaciones que la normativa de seguridad impuesta por el Consejo de Seguridad
a
Nuclear.
La segunda parte del ciclo del combustible nuclear tambi´n est´ incluido en la componente
e a
regulada del precio de la electricidad. Una parte del dinero recaudado por este concepto sub-
venciona los Planes Generales de Residuos Radiactivos (PGRR) [18] de ENRESA (Empresa
Nacional de Residuos Radiactivos) a trav´s de los cuales se gestiona el tratamiento de los
e
residuos nucleares una vez que ´stos han sido utilizados en las centrales y el desmantelamien-
e
to de dichas centrales cuando llegan al final de su vida util. Hasta 2005 el PGRR se pagaba
´
con el dinero recaudado en la componente regulada de la tarifa el´ctrica; entre 2005 y 2010
e
los consumidores sufragaban el coste de gesti´n de residuos generados antes del 31 de marzo
o
de 2005 y las empresas propietarias de centrales nucleares los generados posteriormente; a
partir de 2010 la tarifa solo se encarga de sufragar los costes generados por centrales que
hayan cesado su actividad antes del 1 de Enero de 2010 (en esta situaci´n se encuentran las
o
centrales de Jos´ Cabrera, conocida como Zorita, y Vandell´s I) estando el resto sufragado
e o
por las empresas propietarias de las centrales. Merece la pena recalcar el hecho de que la
mayor´ de centrales nucleares ya est´n pr´ximas al final de su vida util por lo que la gesti´n
ıa a o ´ o
de residuos nucleares habr´ sido sufragada a partir de la componente regulada de tarifa du-
a
rante la mayor parte de la vida util de las centrales. Es destacable tambi´n el hecho de que
´ e
el VI PGRR presupuesta la gesti´n de los residuos hasta el a˜o 2070 obviando los costes
o n
asociados a la vigilancia de residuos de alta actividad que ser´n peligrosos durante miles de
a
a˜os. El importe acumulado en concepto de segunda parte del ciclo del combustible nuclear
n
entre 1998 y 2008 asciende a 959 millones de euros. Si se divide este importe entre la can-
tidad de energ´ nuclear generada hasta la fecha [19] se obtiene que por cada kWh nuclear
ıa
generado se paga en la componente regulada de la tarifa, es decir, se subvencionan 0,14 centû.
El stock de combustible nuclear hace referencia al coste asociado a mantener una canti-
dad de uranio almacenada para poder seguir operando las centrales en caso de existir alg´n
u
problema de suministro con los pa´ desde los que Espa˜a importa la totalidad del uranio
ıses n
20

23. que consume6 . El mantenimiento de este stock corre a cargo de la empresa p´blica ENUSA
u
y aunque hasta el a˜o 2001 se pagaba mediante un porcentaje de la tarifa el´ctrica, desde
n e
entonces es costeado por las empresas propietarias de las centrales nucleares. Los costes aso-
ciados al stock de uranio entre 1998 y 2001 ascienden a 14 millones de euros.
Por ultimo, se debe se˜alar que, en Espa˜a, el l´
´ n n ımite que las empresas productoras de
energ´ el´ctrica de origen nuclear tendr´ que pagar en caso de un hipot´tico accidente
ıa e ıan e
est´ fijado en 700 millones de euros. La raz´n principal de la existencia de este l´
a o ımite (cuyo
origen se remonta a la Ley Price-Anderson promulgada en EEUU en 1957 cuando empiezan
a funcionar las primeras centrales nucleares) es la reticencia de las empresas aseguradoras
a garantizar indemnizaciones mayores. En caso de accidente, el importe de estas hipot´ticase
indemnizaciones hasta 1.200 millones de euros correr´ a cargo del Estado y entre 1.200 y
ıa
1.500 millones de euros correr´ a cargo de los estados firmantes de los Convenios de Par´ y
ıa ıs
Bruselas sobre responsabilidad civil en materia de energ´ nuclear. Existen estudios [20] que
ıa
se˜alan que en caso de que las centrales nucleares tuvieran que contratar un seguro privado
n
con el que cubrir los costes totales de un accidente nuclear las primas de seguros supondr´ un
ıan
aumento del coste de generaci´n de electricidad del 300 %. Este respaldo estatal supone por lo
o
tanto una subvenci´n encubierta que recibe la energ´ nuclear, a la que se permite no asegurar
o ıa
sus accidentes al 100 % como s´ lo hacen el resto de fuentes de generaci´n [21, 22, 23, 24].
ı o
2.7. Costes de transici´n a la competencia (CTC)
o
Durante el tiempo que estuvo vigente el Marco Legal Estable, entre 1988 y 1997, las tarifas
que pagaban los consumidores deb´ ser suficientes para costear los gastos de la generaci´n
ıan o
de electricidad. Mediante el R.D. 1538/1987 [25] se reconocieron para cada una de las di-
ferentes tecnolog´ de producci´n existentes en el momento unos gastos de inversi´n que
ıas o o
deb´ recuperarse a largo plazo a trav´s de la tarifa regulada. En total, se reconocieron unos
ıan e
costes de inversi´n para todas las centrales existentes de aproximadamente 56.700 millones
o
de euros7 . Casi la mitad de ellos, 24.000 millones de euros, correspond´ a costes de inversi´n
ıa o
de centrales nucleares, no porque la potencia nuclear instalada fuese la mitad sino porque el
coste unitario reconocido por kilovatio instalado fue muy superior al de las instalaciones de
carb´n o gas [2].
o
Cuando entra en vigor la liberalizaci´n, estos costes de inversi´n no hab´ sido pagados en
o o ıan
su totalidad por lo que se establecen los denominados Costes de Transici´n a la Competencia
o
(CTC) [26]. El objetivo de los CTC era garantizar a las empresas generadoras la recuperaci´no
de la inversi´n realizada ahora que la nueva situaci´n de competencia en el mercado de
o o
electricidad no garantizaba que dichas centrales vendieran toda su producci´n de energ´
o ıa
como s´ ocurr´ en el contexto del Marco Legal Estable.
ı ıa
Por ello las empresas el´ctricas8 recibir´ como CTC la diferencia entre el precio de
e ıan
mercado y el precio de referencia (que se fij´ en 3, 606 centû/kWh). Si el precio de mercado
o
6
En el a˜o 2009, las importaciones de uranio de Espa˜a fueron: 45 % Rusia, 22 % Australia, 20 % N´
n n ıger,
6 % Kazajist´n, 5 % Canad´, 1 % Ucrania y 1 % Sud´frica [19]
a a a
7
Estos costes de inversi´n se reconocieron en pesetas pero para mantener la coherencia con el resto del
o
informe se indican aqu´ en euros habiendo utilizado el factor de conversion de 1000 pesetas = 6 euros
ı
8
El reparto de CTC entre las empresas se realizaba seg´n unos porcentajes fijados inicialmente en 51,2 %
u
para Endesa, 27,1 % para Iberdrola, 12,9 % para Uni´n Fenosa y 5,7 % para Hidrocant´brico
o a
21

24. era inferior al de referencia las empresas el´ctricas recibir´ una compensaci´n y si ocurr´
e ıan o ıa
lo contrario y el precio de mercado era superior al de referencia deber´ abonar ellas la
ıan
diferencia.
Ahora bien, al obtener precios de mercado muy superiores al de referencia, a finales de
2005 los CTC pendientes de cobro resultaban negativos, es decir, las empresas hab´ recibido
ıan
m´s dinero por los precios fijados en el mercado que el que se hab´ considerado necesario
a ıa
para garantizar la rentabilidad, es por ello que mediante el RD 7/2006 [27] se suprimen los
CTC. Existe cierta controversia en relaci´n a la cantidad total de dinero recibido por las
o
empresas generadoras en concepto de CTC en parte porque gran parte de los CTC recono-
cidos a las empresas pasaron a formar parte del d´ficit de tarifa y no fueron retribuidos en
e
los a˜os correspondientes. Varios autores se˜alan c´mo las empresas generadoras el´ctricas
n n o e
recibieron 12.000 millones de euros (cantidad superior a los 8.400 que se hab´ establecido
ıan
como l´ımites)[28]. Al eliminarse los CTC en 2006, antes de cuando estaba previsto (2010), es-
tos garantizaron la rentabilidad a la empresas que no pod´ perder por el cambio normativo
ıan
mientras que, los beneficios extra obtenidos debido al mismo no fueron reembolsados[29].
2.8. Costes asociados al d´ficit de tarifa
e
Figura 2.2: Evoluci´n de la tarifa en t´rminos constantes y corriente entre 1997 y 2009.
o e
Evoluci´n del IPC en el mismo periodo de tiempo. Fuente: [30].
o
El d´ficit de tarifa se genera cada a˜o cuando los ingresos del sistema el´ctrico son inferio-
e n e
res a los costes del mismo. Entre 1997 y 2009, mientras se estaba produciendo la liberalizaci´n
o
del mercado el´ctrico los costes resultantes de sumar la componente regulada de tarifa y la
e
componente resultante del mercado eran superiores al precio de la electricidad que pagaban
los clientes TUR sujetos a tarifa ya que dicho precio segu´ estando marcado por el Estado.
ıa
El coste de la energ´ se mantuvo artificialmente bajo principalmente para controlar la in-
ıa
flaci´n9 y mejorar la competitividad de la industria estatal al ser el precio de la energ´ un
o ıa
9
En el R.D. 1432/2002, se define la metodolog´ para establecer la tarifa de referencia, impidiendo que ´sta
ıa e
aumente m´s del 2 % anual entre 2003 y 2010 [31]
a
22