Crist´bal J. Gallego
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Marta Victoria
El Observatorio Cr´
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que siguen siendo reguladas (transporte y distribuci´n), as´ como otras cuestiones de pol´
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Indice general
1. Introducci´n al Sistema El´ctrico
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1.1. Agentes de un sistema el´ctrico . . . . . . . . . . . . . ....
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Cap´
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facilita el acoplamiento entre generaci´n y consumo. Es por ello que la producci´n nuclear es
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Estas son las cuatro actividades en que t´
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Cap´
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Figura 3.9: Evoluci´n de la energ´ programada como resultado del mercado (curva roo
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Figura 3.10: Valores medios anuales de las componentes del precio de mercado de la electricidad. Elaboraci´n propia a part...
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  1. 1. Crist´bal J. Gallego o Marta Victoria
  2. 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. 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´neaıa 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 partio e e cipantes e infraestructuras involucradas en el ciclo generaci´n-transporte-consumo de eleco 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 medioama 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, abandoo 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, emo e n o a e pezamos en el cap´ ıtulo 1 con una introducci´n a conceptos b´sicos de un sistema el´ctrico, donde adem´s repasamos su funcionamiento previo al proceso de liberalizaci´n (el Marco Lea 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 mercado. La componente regulada, que se aborda en el cap´ ıtulo 2, se emplea en pagar actividades 1
  4. 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. 5. ´ Indice general 1. Introducci´n al Sistema El´ctrico o e 1.1. Agentes de un sistema el´ctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . e 1.2. El sistema el´ctrico basado en las tarifas reguladas: El Marco Legal e 1.2.1. Resumen hist´rico de cifras durante el MLE . . . . . . . . . o 1.3. El sistema el´ctrico basado en el mercado liberalizado . . . . . . . e . . . . . Estable . . . . . . . . . . . . . . 5 5 7 9 10 2. An´lisis de la componente regulada del precio de la electricidad a 2.1. Costes de transporte y distribuci´n . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . o 2.2. Costes derivados de los organismos necesarios para el funcionamiento del sistema el´ctrico: REE, OMEL y CNE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . e 2.3. Costes asociados a la compensaci´n de la generaci´n extrapeninsular . . . . . o o 2.4. Costes de adquisici´n de r´gimen especial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . o e 2.4.1. Las primas a la energ´ solar fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . ıa 2.5. Costes asociados a la industria del carb´n: prima al consumo del carb´n nao o cional, stock de carb´n y plan de viabilidad Elcogas . . . . . . . . . . . . . . o 2.6. Costes asociados a la industria nuclear: moratoria nuclear, segunda parte del ciclo del combustible nuclear y stock estrat´gico de uranio . . . . . . . . . . . e 2.7. Costes de transici´n a la competencia (CTC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . o 2.8. Costes asociados al d´ficit de tarifa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . e 2.9. Resumiendo, ¿c´mo se forma la componente regulada del precio de la electricidad? o 13 15 3. An´lisis de la componente de mercado a 3.1. El mercado diario . . . . . . . . . . . . 3.2. Los mercados intradiarios . . . . . . . 3.3. Resultados del mercado y precio final . ´ 3.4. La Tarifa de Ultimo Recurso . . . . . 25 26 32 34 36 del precio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . de . . . . . . . . la electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4. Las siete falacias del mercado el´ctrico espa˜ol e n 4.1. FALACIA Nö1: La mejor manera de administrar el sistema el´ctrico en Espa˜a e n es mediante un mercado libre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2. FALACIA Nö2: El mercado incentiva las tecnolog´ m´s eficientes, garantiıas a zando el precio m´ ınimo de generaci´n . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . o 4.3. FALACIA Nö3: El mercado garantiza el precio m´ ınimo a los consumidores. . 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 3 15 15 16 18 19 19 21 22 23 40 40 41 42 43
  6. 6. 4.5. FALACIA Nö5: Las primas a las energ´ renovables constituyen la raz´n prinıas 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 transe 47 mitiendo al consumidor el coste real de la electricidad . . . . . . . . . . . . . 4
  7. 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 involucraa 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. 8. facilita el acoplamiento entre generaci´n y consumo. Es por ello que la producci´n nuclear es o o 1. considerada como potencia de base Un segundo bloque de fuentes energ´ticas son las energ´ renovables, basadas en recure 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 meno 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 grue 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 impl´ 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. 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 mercaıas 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 nacionalizaci´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. 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´ctrio o e cas, encargadas de realizar la distribuci´n y comercializaci´n en las regiones donde tradio 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: consist´ 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 coma bustible nuclear, programas de investigaci´n y desarrollo, moratoria nuclear, ayuo 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 implia 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. 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 sobreo 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. 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 desregua 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 determio 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 comera cializaci´n4 . Su reparto geogr´fico puede verse en la figura 1.3. o Consumo. Se liberalizan los precios y se crea la figura de la comercializadora de electricidad. 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 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 4 10
  13. 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 administrativo” 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 productores y consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y consumidores directos) 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. 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. o A modo de resumen, la figura 1.5 muestra la evoluci´n de estas dos componentes promediadas 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 mercado (promediadas anualmente). Elaboraci´n propia a partir de [3]. o 12
  15. 15. Cap´ ıtulo 2 An´lisis de la componente regulada a del precio de la electricidad ıa Como ya hemos avanzado en el cap´ ıtulo 1, el precio que pagamos por la energ´ que consumimos 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. 16. 14 Adquisici´n r´gimen especial o e Primas al r´gimen especial e Transporte Distribuci´n y comercializaci´n o o Comp. R´gimen Especial e Interrumpibles e Moratoria Nuclear 2 parte ciclo combustible nuclear Stock combustible nuclear REE OMEL CNE (+CNSE cuando exist´ ıa) Compensaci´n generaci´n extrapeninsular o o D´ficit 2003, 2006,2007,2008 e Revisi´n generaci´n extrapeninsular o o Plan Ahorro y Eficiencia Energ´tica e D´ficit 2005 e Prima consumo carb´n nacional o Stock carb´n o Costes de transici´n a la competencia (CTC) o Plan viabilidad ELCOGAS SUMA D´ficit e 1998 1,198 1999 1,426 2000 1,575 2001 1,889 2002 2,202 2003 2,250 507 2,788 5 420 95 7 6 4 11 189 521 2,813 7 392 93 4 6 7 7 119 550 2,824 7 380 95 2 6 7 7 107 582 2,899 18 379 98 1 8 8 8 122 627 2,957 18 396 111 13 9 9 199 306 25 1,030 261 25 628 6,591 6,284 696 3,017 16 425 101 2004 1,234 1,243 834 3,569 16 475 113 2005 1,445 1,246 937 3,578 15 421 30 2006 692 1,785 1,013 3,666 16 131 42 2007 544 2,284 1,090 4,250 14 4 51 2008 725 3,372 1,246 4,364 15 4 63 2009 1,520 5,001 1,344 4,528 14 9 10 207 214 20 32 9 11 227 209 21 34 10 12 362 236 22 31 16 14 397 211 16 173 140 76 29 16 14 1,118 393 93 177 344 80 28 21 15 1,165 1,342 382 336 390 93 42 5 17 1,348 1,089 43 8,462 -3,047 76 10,576 -1,227 65 13,626 -6,160 33 15,744 -4,886 98 174 248 156 188 83 534 104 997 91 202 6,290 -150 7,784 -959 7,226 8,384 12,171 -3,811 309 424 3,741 6,192 -290 15 68 TOTAL 16,702 14,930 9,948 41,252 147 3,440 959 14 251 121 135 5,560 3,693 553 995 1,298 1,762 49 7,327 216 109,330 -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. 17. 2.1. Costes de transporte y distribuci´n o Aunque tanto transporte como distribuci´n hacen referencia a la conducci´n de electricio 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 comero 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 ıcil e a de ultimo recurso (secci´n 3.4) por lo que resulta dif´ valorar qu´ cantidad est´ asociada a ´ o cada aspecto y c´mo de ajustado es dicho margen comercial. o 2.2. Costes derivados de los organismos necesarios para el funcionamiento 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 garantio 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 consumidores. 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 mantenimiento 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 exo 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 intera 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. 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 coıa 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 resio 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 tecnolog´ 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. 19. La figura 2.1 muestra la evoluci´n temporal de la retribuci´n total recibida por las distino 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 tecnolog´ 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 ıas especial suma aproximadamente 15.000 millones de euros3 . Las energ´ renovables, puesto 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. 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 n para el caso de Alemania [9] como para Espa˜a [10] cuyos resultados indican que el ahorro 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 meo 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 genıan 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 o ıa centû/kWh si es menor. La elevada retribuci´n que establec´ este decreto junto con la ausencia 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´ instan 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 dividiendo a nivel administrativo las plantas solares en tantas unidades generadoras como fuera o necesario. Para evitar esta situaci´n, el R.D.1578/2008 ([12]) fijaba una nueva retribuci´n 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. 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 cono sumo del carb´n nacional, stock de carb´n y plan de viao 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 nuclear, 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 son o varias y complejas pero entre ellas se pueden citar el exceso de potencia instalada, la p´rdida e 5 , el problema de competitividad de la energ´ nuclear al aumentar los costes de inversi´n ıa o 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´ cone 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. 22. En 1991 la aplicaci´n de dicha moratoria supone la cancelaci´n de la entrada en funo 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 o no fuese excesiva [16]. Posteriormente, en 2006 como la amortizaci´n estaba ocurriendo demasiado 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 subvenciona 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 desmantelamiene 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 dua 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 cantidad 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 cantidad 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. 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 asociados 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´ticas e 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 diferentes 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 ıa o de euros7 . Casi la mitad de ellos, 24.000 millones de euros, correspond´ a costes de inversi´n 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´n o 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 ıan Por ello las empresas el´ctricas8 recibir´ como CTC la diferencia entre el precio de e 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. 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 reconocidos 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), estos 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 inferioe 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 inıa ıa flaci´n9 y mejorar la competitividad de la industria estatal al ser el precio de la energ´ un o 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
  25. 25. factor determinante en ella. Esto se observa claramente en la figura 2.2 donde se muestra la evoluci´n de la tarifa desde el comienzo del proceso de liberalizaci´n en 1997 junto con la o o evoluci´n del IPC. Se puede apreciar claramente que mientras el IPC es mon´tonamente creo o ciente durante todo el per´ ıodo, la tarifa el´ctrica en t´rminos constantes, es decir, expresada e e siempre en “pesetas de 1997” es decreciente durante la mayor parte del periodo referido. Esta situaci´n que ocasiona un d´ficit tarifario fue concebida como temporal. Sin embargo, o e se ha continuado produciendo una vez completado el proceso de liberalizaci´n del mercado o el´ctrico. La raz´n es que actualmente un gran n´mero de consumidores (la mayor parte de e o u los consumidores dom´sticos) compran su electricidad a trav´s de la tarifa de ultimo recurso e e ´ –TUR– (ver apartado 3.4). Si la componente de la TUR que resulta del mercado es demasiado elevada, la unica alternativa que tiene el Gobierno para evitar que este incremento de precio ´ se traslade a los consumidores es disminuir la componente regulada y el unico mecanismo ´ posible para ello es generar un d´ficit. e La consecuencia principal de ese d´ficit es que los consumidores actuales disfrutamos de e energ´ m´s barata que pagar´n (con los intereses correspondientes) los consumidores del ıa a a futuro. Del mismo modo, el aumento de la inflaci´n y la p´rdida de competitividad de las o e empresas espa˜olas energ´ticamente intensivas s´lo se han postergado unos cuantos a˜os [32]. n e o n En total la deuda acumulada hasta diciembre de 2009 es superior a 20.000 millones de euros de los cuales hasta esa misma fecha solo hab´ ıamos pagado 4.991 millones de euros10 . 2.9. Resumiendo, ¿c´mo se forma la componente regulada del o precio de la electricidad? La componente regulada del precio de la electricidad est´ formada por todas los costes a necesarios para el funcionamiento del sistema el´ctrico adem´s de la propia generaci´n de e a o electricidad. En la figura 2.3 se muestra la evoluci´n temporal del coste de cada uno de los o conceptos recogidos en la componente regulada del precio de la electricidad. Los gastos asociados a cada uno de los aspectos de la componente regulada han sido divididos entre el numero de kW h generados cada a˜o para obtener un coste en centû/kWh. Se aprecia claramente n c´mo los conceptos que suponen un mayor porcentaje del total son los costes de transporte o y comercializaci´n y distribuci´n junto con la adquisici´n del r´gimen especial. Para los a˜os o o o e n de los que se dispon´ de informaci´n (a partir de 2004) la componente de adquisici´n de ıa o o r´gimen especial se ha dividido en dos partes; lo que se denomina prima al r´gimen especial e e y adquisici´n del r´gimen especial. Para el r´gimen especial que se retribuye a una tarifa fija, o e e el coste que habr´ tenido esa energ´ en el mercado est´ incluida en el apartado costes de ıa ıa a adquisi´n mientras que la diferencia entre el coste de mercado y la tarifa fija est´ incluida o a en el apartado primas. Para los generadores de r´gimen especial que compiten en mercado, e la retribuci´n que consiguen en mercado est´ recogida en la componente de mercado (por o a lo tanto no se muestra en esta gr´fica) y la prima que recibieron est´ incluida dentro del a a apartado primas. Esta divisi´n no se muestra para a˜os anteriores porque se desconocen los o n 10 Las empresas el´ctricas titularizaron sus deudas que fueron adquiridas por empresas financiadoras en dos e procesos (uno para el d´ficit el el periodo 2000-2002 y otro para el d´ficit del a˜o 2005), por eso aparecen e e n e n dos conceptos separados en la tabla resumen 2. Los d´ficits de tarifa de a˜os posteriores fueron subastados directamente por la CNE 23
  26. 26. Figura 2.3: Evoluci´n temporal de los costes recogidos en la componente regulada de la tarifa o el´ctrica. Fuente: Elaboraci´n propia a partir de datos en [3]. e o datos aunque obviamente podr´ hacerse de manera equivalente. ıa Para el per´ ıodo de tiempo considerado (1998-2009) los tres apartados con mayor coste de la componente regulada representa pr´cticamente el 76 % del total (38 % la comercializaci´n y a o distribuci´n, 29 % la adquisici´n y primas a las renovables y 9 % el transporte). Por detr´s de o o a ellos resultan significativos los CTC (7 %), la compensaci´n a la generaci´n extrapeninsular o o (6 %), la compensaci´n de la moratoria nuclear (3 %) o la prima al consumo de carb´n nao o cional (2 %). Entre el resto de aspectos cuya importancia en coste integrado es menor quedan los costes asociados a la CNE, REE y OMEL, el stock de carb´n, el plan de viabilidad de o e Elcogas, la 2 parte del ciclo de combustible nuclear o el plan de ahorro y eficiencia energ´tica. Respecto al d´ficit de tarifa, el ´rea violeta de la figura representa para cada a˜o el pago e a n de d´ficit de a˜os anteriores y su suma integrada para todo el periodo 1998-2009 representa el e n 5 % del total. Sin embargo el d´ficit contra´ cada a˜o se ha representado en el eje negativo e ıdo n e e de la figura 2.3 (tambi´n en centû/kWh). Como se observa en la figura el d´ficit de tarifa se ha utilizado para suavizar la evoluci´n del precio de la electricidad corrigiendo las variaciones o anuales –mucho m´s bruscas– de los costes de la componente regulada. a 24
  27. 27. Cap´ ıtulo 3 An´lisis de la componente de a mercado del precio de la electricidad En este cap´ ıtulo se describen los mecanismos por los que productores y consumidores acuerdan un precio y unas cantidades de energ´ a intercambiar, generando as´ la componente ıa ı de mercado del precio de la electricidad esquematizada en las figuras 1.4 y 1.5. Estos mecanismos (mercados) consisten en una serie de procedimientos para el intercambio de informaci´n entre productores y consumidores de manera que aquellos productores o dispuestos a generar al menor precio abastezcan a aquellos consumidores dispuestos a pagarlo; todo esto bajo la principal restricci´n de un sistema el´ctrico ya mencionada: generaci´n o e o y consumo tienen que ajustarse en todo instante. As´ aquellos productores que, empleando ı, una determinada tecnolog´ (centrales de gas, aerogeneradores, etc.), generan a menor coste ıa son los que obtienen m´s cuota de mercado, lo que servir´ de se˜al a los inversores a la hora a ıa n de decidir sobre futuras instalaciones. De esta manera, el parque el´ctrico tender´ de forma e ıa, natural, a una configuraci´n de m´ o ınimo coste. ¿Qui´n participa en estos mercados? e Los agentes que participan en estos mercados (denominados mercados mayoristas por el volumen de energ´ que gestionan) son conocidos como unidades de mercado, y b´sicamente ıa a se distingue entre productores y consumidores cualificados. Una unidad de producci´n generalmente hace referencia a una unidad f´ o ısica tal como una turbina de gas, de manera que una central de carb´n con tres turbinas acude a los o mercados como tres unidades de mercado independientes a la hora de realizar ofertas. S´lo o en casos especiales de instalaciones de peque˜a potencia (como turbinas e´licas o plantas n o fotovoltaicas) se permite que una unidad englobe a varias unidades f´ ısicas (como por ejemplo, un parque e´lico). o Un consumidor cualificado que acude a un mercado mayorista a adquirir energ´ es t´ ıa ıpicamente una comercializadora o un gran consumidor directo (una industria cementera, por ejemplo). Las comercializadoras posteriormente formalizan contratos con peque˜os consun midores (hogares, empresas) para revenderles la electricidad adquirida, obteniendo as´ unos ı beneficios por el papel de intermediarios. De esta manera se genera un mercado minorista en 25
  28. 28. el que los consumidores finales tienen en teor´ la posibilidad de elegir aquella comercializaıa dora que les ofrezca contratos m´s ventajosos, lo que nuevamente proporcionar´ mediante a ıa, mecanismos de competencia, mayores cuotas de mercado a aquellas comercializadoras que m´s ajusten su margen de beneficios. a El resto del cap´ ıtulo se centra en los mercados mayoristas, ya que son los propios del llamado Mercado El´ctrico, objeto de este informe. e ¿Hay uno o varios mercados? Existen varios mecanismos por lo que productores y consumidores pueden acordar un determinado precio por una determinada cantidad de energ´ ıa: Mercados no organizados: son contratos bilaterales (estables en precios y cantidades) que acuerdan un productor y un consumidor de motu proprio para un periodo de tiempo determinado (por ejemplo, seis meses). Mercado Ib´rico de la Energ´ (MIBEL), donde acuden agentes de mercado espa˜olas e ıa n y portuguesas. El MIBEL comprende a su vez: Mercado a plazos o mercado de futuros, que organiza el polo portugu´s (OMIP), e donde se subastan contratos estables a largo plazo. Mercados de producci´n diarios e intradiarios (mercado spot), que organiza el polo o espa˜ol (OMEL). Son mercados horarios donde se deciden precios y cantidades n para todas y cada una de las horas de a˜o. n Otra serie de mercados que gestiona REE orientados a organizar los ajustes de ultima ´ hora para asegurar el mencionado equilibrio instant´neo entre generaci´n y consumo: a o mercados de servicios complementarios, soluci´n de restricciones t´cnicas, gesti´n de o e o desv´ etc. ıos, En la pen´ ınsula ib´rica, la mayor parte de la electricidad se gestiona en el mercado spot e u (mercados diario e intradiarios)1 , donde un elevado n´mero de participantes (productores y consumidores) acuden para realizar sus ofertas y concretar el precio de la electricidad para cada hora. Por su inter´s y relevancia en la determinaci´n del precio, el resto del cap´ e o ıtulo se centra en explicar estos mercados. 3.1. El mercado diario El objetivo del mercado diario es el de definir el precio y las cantidades de energ´ que los ıa productores van a verter a la red el´ctrica y los consumidores van a absorber de ella durante e una determinada hora. Este mercado se realiza todos los d´ de manera que en torno a las ıas, 14h del d´ D-1 se fija un precio de la electricidad (com´n para todos los participantes) para ıa u cada una de las 24 horas del d´ D, as´ como qu´ productor va a producir y cu´nto en cada ıa ı e a una de esas horas. Tal vez lo m´s sencillo para comprender c´mo se alcanzan estas cifras sea ilustrarlo con a o datos reales para un d´ cualquiera, por ejemplo, el 2 de junio de 2009 (que llamaremos d´ ıa ıa 1 En el 2005, por ejemplo, era del 90 % [33] 26
  29. 29. D). Consideremos el caso de una central t´rmica de ciclo combinado de Iberdrola ubicada en e Escombreras (Cartagena, Murcia). Se puede encontrar informaci´n p´blica de esta central en o u la lista de unidades de OMEL2 (en particular, su c´digo de unidad de mercado: “ESC6”), o en el registro ordinario del Ministerio de Industria3 (potencia instalada, tipo de combustible y otros datos administrativos) y adem´s, por tratarse de una instalaci´n contaminante, en a o o a el Registro Estatal de Emisiones y Fuentes Contaminantes PRTR4 (localizaci´n geogr´fica, consumos, emisiones, residuos, etc.). Realizaci´n de ofertas o Como unidad generadora, ESC6 debe realizar antes de las 10h del d´ D-1 sus 24 ofertas ıa para las 24 horas del d´ D (que se denominan por H01, H02, ... , H24). Una oferta consiste ıa en una curva creciente que relaciona tramos de potencia y precios a los que est´ dispuesta a a producir durante esa determinada hora. Por ejemplo, la oferta que esta central realiz´ para o 5: la hora H15 se recoge en la figura 3.1 Figura 3.1: Oferta de venta de una central de ciclo combinado de Iberdrola (unidad ESC6) para la hora H15 del 2 de junio de 2009. Elaboraci´n propia a partir de datos de [34]. o La lectura de esta oferta es la siguiente: esta central, para la hora y el d´ mencionados, esıa tar´ dispuesta a producir a un nivel de potencia de 80 MW por un precio de 3,67 centû/kWh; ıa a un nivel de 185 MW si el precio fuese de 3,82 centû/kWh; y as´ sucesivamente, hasta un ı, nivel de 335,6 MW si el precio alcanzase los 8,03 centû/kWh. Todas las unidades de generaci´n realizan sus propias ofertas para cada hora. An´logao a mente, los consumidores hacen ofertas de compra en tramos decrecientes de precio, cuya lectura es la siguiente: “estoy dispuesto a adquirir una determinada cantidad de energ´ a un ıa precio dado, pero si el precio es m´s bajo, estoy dispuesto a adquirir a´n m´s energ´ a u a ıa”. 2 http://www.omel.es/informes mercado/listados/LISTA UNIDADES.XLS http://www.mityc.es/energia/electricidad/RegimenOrdinario/Documents/Pord 0611.xls 4 http://www.prtr-es.es/informes/fichacomplejo.aspx?id complejo=3239 5 Los datos relativos a las ofertas realizadas al mercado se hacen p´blicos pasados tres meses. Se pueden conu a sultar en la base de datos de OMEL ( http://www.omel.es/aplicaciones/datosftp/datosftp.jsp) o gr´ficamente en http://www.observaelmercadoelectrico.net/Explora/formulario2.htmlgo#go app2 3 27
  30. 30. La casaci´n o Pasadas las 10h del d´ D-1 OMEL ha recibido todas las oferas de productores y consuıa midores. Lo que se hace entonces es generar, para cada hora, las curvas agregadas de oferta y demanda ordenando, por tramos de menor a mayor, todas las ofertas de generaci´n y por o tramos de mayor a menor todas las ofertas de adquisici´n. La figura 3.2 muestra las curvas o agregadas obtenidas para el caso de la H15. Se resalta la posici´n en la que quedaron los o cuatro tramos de la oferta realizada por ESC6. Figura 3.2: Curvas agregadas de oferta y demanda para la hora H15 del 2 de junio de 2009. Las bandas verticales se˜alan los cuatro tramos de la oferta realizada por la central de ciclo n combinado de Iberdrola ESC6. Elaboraci´n propia a partir de datos de [34]. o En teor´ el corte de estas curvas indicar´ el volumen de energ´ acordado as´ como el ıa, ıan ıa ı precio de casaci´n. En concreto, los tramos de las curvas que “han casado” (los que quedan o a la izquierda del precio de casaci´n) indican a cada unidad el nivel de potencia al que deben o generar o consumir durante esa determinada hora. Por tanto, en principio la unidad ESC6 no deber´ verter potencia a la red durante la hora H15, ya que no ha casado ning´n tramo de ıa u su oferta para esta hora. Sin embargo, estas curvas a menudo han de ser modificadas por REE para cumplir con ciertas restricciones f´ ısicas del sistema el´ctrico. En concreto: e Si la capacidad de interconexi´n entre Espa˜a y Portugal se supera, se produce lo que se o n denomina Market Splitting, y los mercados de ambos pa´ se resuelven por separado ıses (proporcionando precios de casaci´n diferentes en cada pa´ Omitimos los detalles de o ıs). este procedimiento, pero a efectos pr´cticos implica un desplazamiento hacia la derecha a de la curva de demanda. Si se producen congestiones en las redes el´ctricas de determinadas ´reas geogr´ficas e a a (restricciones t´cnicas), REE elimina de la curva de oferta aquellos tramos de la e oferta de generaci´n que crean dicha congesti´n. Como consecuencia, la curva de oferta o o agregada se acorta, retray´ndose hacia la izquierda. e 28
  31. 31. Salvo incidencias, alrededor de las 14h del d´ D-1 se obtienen estas curvas modificadas, ıa que, ahora s´ determinan el resultado final del mercado diario, indicando para cada hora ı, cu´nto tendr´ que generar cada productor, cu´nto podr´ consumir cada consumidor y precio a a a a al que dicho intercambio se produce. La siguiente figura muestra estas curvas modificadas para H15 la H15, donde se puede observar que el precio de casaci´n es PD = 3,895 centû/kWh y el o volumen de intercambio algo superior a los 34 GW. Se destacan los dos primeros tramos de la oferta realizada por ESC6 que han casado tras considerar las modificaciones mencionadas. 18 16 14 cE/kWh 12 10 8 oferta agregada corregida demanda agregada corregida 6 4 2 0 0 10 20 30 GW 40 50 60 Figura 3.3: Curvas agregadas de oferta y demanda corregidas tras tener en cuenta el Market Splitting y las restricciones t´cnicas (hora H15, 2 de junio de 2009). Las bandas verticales e se˜alan los dos tramos casados de la oferta realizada por la central de ciclo combinado de n Iberdrola ESC6. Elaboraci´n propia a partir de datos de [34]. o Por lo tanto, esta unidad se ha comprometido a estar produciendo 185 MW durante la H15 del d´ siguiente a cambio de haber adquirido un derecho de cobro de: ıa Ganancias de ESC6 en el Mercado Diario (H15) = 185[MW]·1[h]·3,895[cent û/kWh] = 7258 û Es importante indicar que, si bien las unidades productoras ofertaron a un precio menor que el precio de casaci´n, a todas ellas se les retribuye al mismo precio (es lo que se conoce o como uniform-price auctions). Igualmente, aunque los consumidores ofertaron a mayor precio, finalmente pagan el kilovatio-hora al precio de casaci´n. Una alternativa a este m´todo es que o e las unidades paguen o cobren cada una al precio que ofertaron (pay-as-bid auctions). Sin embargo, la literatura se˜ala que bajo esta otra metodolog´ no se observar´ modificaciones n ıa ıan sustanciales en el precio alcanzado, ya que los participantes, en vez de ajustar sus ofertas seg´n su propio coste de oportunidad, aspirar´ a ofertar al precio de casaci´n esperado u ıan o para maximizar beneficios, lo que genera otro tipo de ineficiencias. En cualquier caso, una discusi´n sobre este debate est´ fuera del objetivo del este informe, pero puede encontrarse o a informaci´n referida en [35, 36]. o 29
  32. 32. T´ ıpicamente ¿a qu´ precios oferta cada tecnolog´ e ıa? Consideremos un par de curvas agregadas de oferta y demanda como las mostradas en la figura 3.2. Como se ha dicho, todas las ofertas recibidas se dividen en tramos que se ordenan, por lo que es posible encontrar tramos de oferta de una tecnolog´ pr´cticamente en cualquier ıa a parte de la curva. Sin embargo, en promedio, se observan zonas t´ ıpicas, tal y como se muestra en las figuras 3.4 y 3.5. 20 20 OFERTAS DE COMPRA DE CENTRALES DE BOMBEO E INDUSTRIA PROGRAMABLE PREDOMINIO DE HIDRAULICA DE EMBALSE 10 15 PREDOMINIO DE TERMICAS (CARBON Y GAS) cE/kWh cE/kWh 15 OFERTAS DE GENERACION DE EOLICA, FOTOVOLTAICA Y NUCLEAR 5 OFERTAS DE COMPRA A PRECIO MAXIMO (PRINCIPALMENTE COMERCIALIZADORAS) 5 0 0 10 0 10 20 30 GW 40 50 60 0 10 20 30 40 50 GW Figura 3.4: Posici´n t´ o ıpica de las tecnolog´ generadoras en la curva agregada ıas de oferta. Figura 3.5: Posici´n t´ o ıpica de los consumidores en la curva agregada de demanda. ¿Por qu´ las centrales nucleares y los parques e´licos “ofertan a precio cero”? e o La respuesta a esta cuesti´n tiene que ver con otra pregunta m´s general: ¿en base a o a qu´ criterios dise˜a cada unidad generadora los precios de sus ofertas? En principio, puede e n parecer que el dise˜o de una curva como la mostrada en la figura 3.1 refleja los costes de n generaci´n de la tecnolog´ implicada, de manera que por debajo de ese precio no le es rentable o ıa generar (por el coste del combustible, por ejemplo). Sin embargo, el verdadero motivo para fijar los precios en las ofertas es el coste de oportunidad, concepto m´s amplio que engloba a los costes de producci´n as´ como otras consideraciones y factores. Por ejemplo, pensemos en o ı una central hidroel´ctrica de embalse. Si, debido a una ´poca de lluvias fuerte, las reservas e e se encuentran al l´ ımite de su capacidad y es preciso evacuar agua, la central realizar´ ofertas a a precio muy bajo de manera que se asegure “entrar” en la casaci´n. Al contrario, si el nivel o de reservas es muy bajo, entonces realizar´ ofertas a precio muy elevado para asegurarse que a s´lo gasta “combustible” (agua) a cambio de una gran remuneraci´n, de manera que puede o o permitirse el lujo de no producir mientras espera una futura situaci´n de precio de casaci´n o o elevado. Mencionados estos dos extremos, en la mayor´ de los casos la central dise˜ar´ sus ıa n a ofertas en base a una estrategia de m´ximos beneficios, habida cuenta de todos los factores a que le afectan (el nivel de reservas que tenga el embalse, predicci´n de lluvias, etc.). Dicho o de otro modo, la expectativa sobre sus posibilidades futuras condiciona el precio actual por debajo del cual se niega a generar. Evidentemente, cada tecnolog´ eval´a de manera diferente su coste de oportunidad. Las ıa u centrales hidroel´ctricas est´n muy condicionadas por la meteorolog´ y la capacidad del eme a ıa balse, pero no por el coste de su “combustible” (el agua, que reciben gratuitamente). Las centrales t´rmicas deben evaluar el precio de su combustible (gas, carb´n, etc.), la capacidad e o de stock, la previsi´n de la evoluci´n de dichos precios, as´ como el coste de arranque y parada o o ı 30
  33. 33. que conlleva una gran turbina. Es importante indicar que, si bien las unidades productoras ofertaron a un precio menor que el precio de casaci´n, a todas ellas se les retribuye al mismo o precio (es lo que se conoce como uniform-price auctions). Igualmente, aunque los consumidores ofertaron a mayor precio, finalmente pagan el kilovatio-hora al precio de casaci´n. Una o alternativa a este m´todo es que las unidades paguen o cobren cada una al precio que ofertaron e (pay-as-bid auctions). Sin embargo, la literatura se˜ala que bajo esta otra metodolog´ no se n ıa observar´ modificaciones sustanciales en el precio alcanzado, ya que los participantes, en ıan vez de ajustar sus ofertas seg´n su propio coste de oportunidad, aspirar´ a ofertar al precio u ıan de casaci´n esperado para maximizar beneficios, lo que genera otro tipo de ineficiencias. En o cualquier caso, una discusi´n sobre este debate est´ fuera del objetivo del este informe, pero o a puede encontrarse informaci´n referida en [35, 36]. o En el caso de un parque e´lico, el combustible es el viento, que es gratis, pero no se puede o almacenar para otro momento. Por tanto, si tiene ocasi´n de generar en una situaci´n de viento o o favorable, no hacerlo no aumenta la posibilidad de obtener mayores beneficios en el futuro, ya que ni ahorra en combustible ni puede almacenarlo para una ocasi´n posterior. Dicho esto, o si la predicci´n meteorol´gica para el d´ siguiente en el emplazamiento del parque prev´ un o o ıa e nivel de generaci´n de varios megavatios, este parque har´ una oferta de dicha potencia a un o a precio cero para asegurar la casaci´n (cabe recordar que, a pesar de ofertar a cero, el precio o de retribuci´n es com´n a todos e igual al precio de casaci´n). Esta estrategia de oferta es o u o tambi´n habitual en plantas fotovoltaicas y la hidr´ulica fluyente (sin presa) por los mismos e a motivos. Las centrales nucleares tambi´n ofertan a precio cero, pero por otros motivos. Las cene trales nucleares, por la tecnolog´ involucrada, tienen poca capacidad de variar su nivel de ıa producci´n en el tiempo. Es por ello que se considera una potencia base y lo deseable es que o funcionen a potencia nominal (salvo en los periodos de reposici´n de las barras de uranio, o de mantenimiento, o de paradas de emergencia). Por tanto, las ofertas a precio cero buscan asegurar la casaci´n para mantener un nivel de producci´n constante, dejando que el precio o o que recibir´n como retribuci´n lo marquen el resto de tecnolog´ que ofertan a otros precios a o ıas mayores por otros motivos. Considerando como ejemplo los diferentes costes iniciales y de mantenimiento de estas tecnolog´ (e´lica, fotovoltaica y nuclear), queda pues aclarado que el precio de oferta que ıas o hacen las unidades generadoras en el mercado diario no tiene que ver meramente con el coste de la tecnolog´ en s´ sino con la mayor o menor versatilidad que cada tecnolog´ proporciona ıa ı, ıa para elaborar una estrategia de m´ximos beneficios en un contexto de libre mercado. a Y con respecto a la curva de demanda, ¿qu´ condiciona las ofertas de compra? e Con respecto a la curva de demanda, las comercializadoras hacen ofertas de adquisici´n de o los vol´menes de energ´ que estiman necesarios para abastecer a sus clientes. Suelen hacerlo u ıa al llamado “precio instrumental”, que es el m´ximo permitido (18, 03 centû/kWh). Esto es a as´ para asegurar la casaci´n. Se observa pues la incapacidad de las comercializadoras para ı o responder a se˜ales de precio, ya que independientemente de ´ste, no pueden arriesgarse a no n e obtener en el mercado los vol´menes de energ´ que previsiblemente demandar´n sus clientes. u ıa a El resto de ofertas de adquisici´n a precios menores del m´ximo las realizan t´ o a ıpicamente aquellos consumidores que pueden variar su consumo, tales como centrales de bombeo o algunos tipos de industria. 31
  34. 34. ¿C´mo ha evolucionado el precio de la energ´ en el mercado diario? o ıa Como hemos visto, el precio del mercado diario cambia cada hora. La figura 3.6 muestra la evoluci´n de este precio en el a˜o 2010. o n Figura 3.6: Precio obtenido en el mercado diario durante 2010. Fuente: [37] 3.2. Los mercados intradiarios Estos mercados, llamados tambi´n “mercados de ajustes”, est´n orientados a que los partie a cipantes del mercado diario puedan hacer ajustes a sus compromisos de producci´n/adquisici´n o o una vez conocidos los resultados del mercado diario. Como hemos dicho, el mercado diario para las 24 horas del d´ “D” se cierra a las 10h del d´ “D-1”, y las casaciones se conocen ıa ıa sobre las 14h. Cada uno de los 6 mercados intradiarios posteriores tiene un plazo determinado para hacer ofertas sobre unas determinadas horas en concreto, como ilustra la figura 3.7. Desde el punto de vista econ´mico, cada uno de los mercados (diario e intradiarios) o es un mercado diferente e independiente, en el que se alcanzan unos compromisos de producci´n/adquisici´n para cada unidad a un precio de casaci´n diferente. Desde el punto de o o o vista de la generaci´n y el consumo, cada unidad tendr´ que generar o consumir en cada hora o a una cantidad de energ´ igual a la suma de las cantidades casadas en cada mercado. ıa Ofertas en el intradiario. Diferencias con el mercado diario Puesto que se tratan de mercados de ajustes, s´lo pueden participar en estos mercados o aquellas unidades que previamente han participado del diario. La principal diferencia es que cada unidad, independientemente de si es generadora o consumidora, puede realizar ofertas tanto de generaci´n como de adquisici´n. As´ un generador, mediante ofertas de adquisici´n, o o ı, o 32
  35. 35. Figura 3.7: Horizontes temporales (en rojo) para la realizaci´n de ofertas y horas afectadas o (en morado) de los mercados diario e intradiarios. consigue reducir la energ´ comprometida en el diario (si por ejemplo, tiene un problema ıa t´cnico o cambia la predicci´n de viento); igualmente, una unidad de compra que hace ofertas e o de generaci´n consigue reducir el compromiso la cantidad de energ´ adquirida en el diario. o ıa Otra particularidad es que cada unidad puede realizar, para una determinada hora, multiples ofertas (m´ltiples curvas similares a las de la figura 3.1). u Para el caso particular de la central ESC6, las ofertas realizadas en los cinco intradiarios para la hora H15 del 2 de junio de 2009 fueron 6 : Figura 3.8: Ofertas de Compra y Venta de electricidad realizadas el 2 de junio de 2009 por la central de ciclo combinado de Iberdrola ESC6 en los intradiario 1 y 2 (izquierda), intradiario 3 (centro) e intradiarios 4 y 5 (derecha). La unica oferta casada result´ ser la generaci´n de 38,2 MW en el intradiario 3, en el ´ o o que se alcanz´ un precio de PI3 = 3,935 centû/kWh. Las ganancias de esta unidad en este o intradiario son, por tanto: Ganancias de ESC6 en el Mercado Intradiario 3 (H15) = 38,2[MW]·1[h]·3,935[centû/kWh] = 1503 û 6 N´tese que esta hora est´ fuera de los plazos temporales del intradiario 6 o a 33
  36. 36. ¿Por qu´ son necesarios estos ajustes? e Hay varios motivos que pueden llevar a una unidad de generaci´n a querer modificar la o cantidad de energ´ casada en el mercado diario. Algunos de ellos ser´ ıa ıan: Las centrales que s´lo han casado parte de la energ´ que pueden producir (por haber o ıa ofertado algunos tramos a un precio mayor del finalmente alcanzado en el diario) pueden ofertarlos de nuevo siguiendo una estrategia actualizada, una vez conocido el precio alcanzado en el diario. Cambios en la predicci´n de un recurso no gestionable: Los parques e´licos y las instao o laciones fotovoltaicas ofertan en el diario la cantidad de energ´ estimada mediante ıa modelos predictivos. Esta predicci´n normalmente se puede mejorar con el transcurso o del tiempo (no es lo mismo predecir para el d´ siguiente que para dentro de cinco ıa horas), por lo que los intradiarios permiten incluir estas correcciones. Declaraci´n de indisponibilidad. Una central que tras casar en el diario sufre un proo blema t´cnico que no le permita generar, puede adquirir en los intradiarios la misma e cantidad de energ´ para dejar su compromiso de producci´n a cero. ıa o 3.3. Resultados del mercado y precio final Una vez han tenido lugar los mercados diario e intradiarios, cada unidad debe generar o adquirir, durante cada hora, la cantidad resultante de sumar los tramos casados en todos los mercados que afectaban a esa hora. Los derechos de cobro u obligaciones de pago finales tambi´n se obtienen de sumar los alcanzados en cada mercado. En particular, la unidad ESC6 e deber´ generar a un nivel de potencia de 223,2 MW (los 185 MW casados en el diario m´s a a los 38.2 MW casados en el intradiario 3), por lo que percibir´ 8761 û (los 7258 û del diario a m´s los 1503 û del intradiario 3). a Se observa que, como resultado del mercado, cada hora tiene asignada una cantidad de energ´ casada total en todo el sistema, que equivale a un nivel de potencia similar y consıa tante durante esa hora. Por ejemplo, para la hora H15 del d´ 2 de junio de 2009, este nivel ıa se qued´ en 32.19 GW. Estos niveles de potencia escalonados horariamente son los que se o representan mediante la curva programada en las gr´ficas de demanda que proporciona Red a El´ctrica (ver curva roja en la figura 3.9). La diferencia entre esta energ´ programada y la e ıa que realmente se intercambia (curva amarilla) se debe a los desv´ medidos en tiempo real ıos en que incurren las unidades. Para seguir cumpliendo el requisito indispensable del sistema el´ctrico (hacer coincidir producci´n y demanda en cada instante temporal), Red El´ctrica usa e o e las regulaciones primaria, secundaria y terciaria que aportan las unidades gestionables. Como consecuencia, existen mecanismos de penalizaci´n a las unidades que incurren en desv´ o ıos (gesti´n de desv´ y de retribuci´n a las unidades que proporcionan las bandas de regulaci´n o ıos) o o (mercados de servicios complementarios) que gestiona REE, y cuya explicaci´n est´ fuera del o a alcance de este informe. Resumiendo, ¿c´mo se forma la componente de mercado del precio de la electrio cidad? La componente final de mercado del precio de la electricidad se obtiene considerando el resultado de los diferentes mercados que se han explicado a lo largo de este cap´ ıtulo, a saber: 34
  37. 37. Figura 3.9: Evoluci´n de la energ´ programada como resultado del mercado (curva roo ıa ja), la real (amarilla) y la prevista(verde) para el d´ 2 de junio de 2009. Fuente: ıa https://demanda.ree.es/demanda.html Mercado diario: Donde, con un d´ de antelaci´n, los generadores y los consumidores ıa o acuerdan para cada hora cu´nta energ´ van a intercambiar y a qu´ precio. a ıa e Mercados intradiarios: Donde los participantes pueden modificar el programa alcanzado en el anterior mercado, acordando nuevos intercambios a un nuevo precio. Mercados de operaci´n: Gestionados por REE y orientados a mantener el equilibrio o instant´neo entre generaci´n y consumo. Incluye los mercados por servicios complemena o tarios, sobrecoste por restricciones t´cnicas y gesti´n de desv´ e o ıos. Hay un cuarto concepto que es el de pagos por capacidad (que hasta el 2007 se llamaba Garant´ de Potencia) y que hace referencia a un complemento que reciben las unidades del ıa Regimen Ordinario de potencia instalada mayores a 50 MW7 para que recuperen sus costes fijos y as´ incentivar la inversi´n a medio y largo plazo. Aunque, por su naturaleza, se asemeja ı o m´s a una prima que deber´ recogerse en la componente regulada, los informes de la CNE a ıa la incluyen en la componente de mercado. Cada uno de los tres mercados mencionados adquieren un valor para cada hora del a˜o. n La figura 3.10 muestra el valor medio anual de estas componentes. Observamos en esta figura que la mayor contribuci´n en la formaci´n de la componente o o de mercado es el mercado diario. La contribuci´n del mercado intradiario no se aprecia y es, o en efecto, muy peque˜a cuando se promedia anualmente. Sin embargo, para una hora en conn creto, puede influir de manera apreciable tanto aumentando el precio como disminuy´ndolo, e dependiendo de las circunstancias en ese momento. 7 El Anexo III de la Orden ITC/2794/2007 establece adem´s que debe tratarse de instalaciones puestas en a marcha con posterioridad al a˜o 1997 y con menos de 10 a˜os de antig¨edad n n u 35
  38. 38. Figura 3.10: Valores medios anuales de las componentes del precio de mercado de la electricidad. Elaboraci´n propia a partir de [3]. o 3.4. ´ La Tarifa de Ultimo Recurso Las secciones anteriores explican c´mo se forma el precio en el mercado el´ctrico al que o e adquieren energ´ los consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y consumidores ıa directos). e Como hemos explicado en la secci´n 1.3, el marco para los consumidores finales (dom´stio cos y peque˜as empresas) es el del mercado minorista, que consiste en contratar una de las n comercializadoras en r´gimen de libre competencia, a las que les retribuyen una cantidad e acordada de manera que la comercializadora, tras hacerse cargo de las componentes de mercado y reguladas, embolsar´ su margen de beneficios (ver figura 1.4). Se debe recalcar que la ıa componente de mercado cambia cada hora, mientras que el contrato libre ofertado por una comercializadora suele ser estable durante un tiempo, por lo que la comercializadora debe estimar el promedio de este precio horario para as´ dise˜ar los contratos que ofrece, de cara ı n a obtener un determinado margen de beneficios. Los consumidores hemos contado con un periodo de adaptaci´n para abandonar nuestras o antiguas tarifas establecidas por la administraci´n (en la l´ o ınea del Marco Legal Estable) y pasar al mercado minorista contratando una comercializadora. El plazo para dicho traspaso fue el 1 de julio de 2009, d´ en el que desaparecieron las viejas tarifas del mercado regulado. ıa Sin embargo, para aquellos consumidores que en esa fecha a´n no hab´ contratado una u ıan comercializadora (y que eran la inmensa mayor´ ver figura 3.11) se dise˜o lo que se conoce ıa, n´ 8 , a la que pasaban autom´ticamente a estar ´ a como Tarifa de Ultimo Recurso (TUR) inscritos. Estos consumidores siguen siendo clientes de sus antiguas distribuidoras, o mejor dicho, de la “versi´n comercial” de sus antiguas distribuidoras, que ahora se llaman Comercializadoras o ´ de Ultimo Recurso (CUR)9 , las cuales est´n obligadas a vender electricidad al precio que marca a 8 ´ El objetivo de la Tarifa de Ultimo Recurso no es garantizar el acceso a la electricidad de los ciudadanos con menores recursos, ´ste es el cometido del denominado Bono Social. Dicho bono, regulado a trav´s del e e e R.D.-Ley 6/2009 [38], puede ser solicitado por consumidores dom´sticos con una potencia contratada inferior a 3kW, pensionistas con prestaciones m´ ınimas, familias numerosas y hogares en los que todos sus integrantes se encuentren en situaci´n de desempleo. o 9 ´ Son 5: Endesa Energ´ XXI S.L., Iberdrola Comercializaci´n de Ultimo Recurso, S.A.U., Uni´n Fenosa ıa o o ´ Metra, S.L., Hidrocant´brico Energ´ Ultimo Recurso S.A.U. y E.ON Comercializadora de Ultimo Recurso, a ıa ´ 36
  39. 39. la TUR. La idea es que con el tiempo, las comercializadoras en r´gimen de competencia vayan e progresivamente ofreciendo ofertas m´s atractivas de manera que los peque˜os consumidores a n vayan abandonando la TUR, hasta que desaparezca. Figura 3.11: Evoluci´n del n´mero de suministros dom´sticos (que representa el 97 % del o u e n´mero de suministros del mercado minorista) acogidos a un comercializador libre y acogidos u a una tarifa (distribuidor antes del 1 de julio de 2009 y CUR despu´s). Fuente: [39]. e ¿C´mo se fija el precio de la TUR? o Dado que las cinco comercializadoras de ultimo recurso est´n obligadas a vender a un ´ a precio dado (la TUR), el Estado debe asegurarles un margen de beneficios razonable. Sin embargo, el Estado ya no es competente en el nuevo marco liberalizado para fijar por entero una tarifa, ya que entrar´ en conflicto con la existencia de la componente de mercado. ıa Para solucionar la convivencia entre, por un lado, mecanismos de libre mercado y, por otro, la obligaci´n de fijar una tarifa a aquellos que no han contratado una comercializadora, se o crean las subastas CESUR, organizadas por OMEL cada ciertos meses. La primera subasta se celebr´ para el tercer cuatrimestre del 2007, y la ultima hasta ahora (la 16 ) para el cuatro o ´ 10 . trimestre de 2011 ¿Qui´n participa en las subastas CESUR? e ´ Con la Tarifa de Ultimo Recurso (constante durante los meses para los que se realiza la subasta) tienen que cubrirse el margen de beneficios para las CUR y la adquisic´n de la o energ´ en el mercado diario. Puesto que existe incertidumbre sobre este segundo elemento ıa S.L. 10 Los resultados se pueden consultar en http://www.subastascesur.omel.es/subastas-cesur/resultados. 37
  40. 40. (el mercado horario adquirir´ un precio para cada hora, seg´n los mecanismos explicados), a u existe un riesgo de que la TUR no cubra dicho gasto. Para solventar este problema, se crea una figura intermediaria entre el mercado y las CUR. La funci´n de esta figura es, por tanto, o la de absorber el riesgo de que el dinero pagado por los clientes acogidos a la TUR no cubran los costes del mercado diario. Se trata, pues, de un riesgo financiero, por lo que cualquier entidad financiera puede participar en estas subastas. Formaci´n del precio mediante las subastas CESUR o La figura 3.12 es equivalente a la figura 1.4 pero particularizada para el caso de los consumidores acogidos a la TUR. ´ Figura 3.12: Esquema de la formaci´n de la Tarifa de Ultimo Recurso. o Cuando se celebra una subasta CESUR, acuden entidades financieras dispuestas a pujar por un precio CESUR, resultando ganadoras aquellas que lo ofrezcan m´s bajo. Estas entia dades ganadoras deber´n, durante los pr´ximos meses considerados en la subasta, pagar a los a o generadores el precio de mercado que se alcance cada hora (que podemos denotar por P (h)) y ´ cobrar a las Comercializadoras de Ultimo Recurso el precio CESUR alcanzado en la subasta (que podemos llamar PCESU R ). Por tanto, estas entidades obtienen beneficios aquellas horas en que P (h) < PCESU R y p´rdidas en el caso contrario. Teniendo en cuenta este marco, y e volviendo al punto inicial (la subasta), las entidades financieras realizan su puja para PCESU R lo m´s baja posible en base a su estimaci´n del precio de mercado para los pr´ximos meses y a o o al riesgo que deseen asumir. De no asumir el suficiente riesgo, pueden no resultar ganadoras de la subasta; pero si asumen demasiado, estar´n expuestas a p´rdidas econ´micas. El n´mero a e o u de ganadoras depende de la cantidad de energ´ que se subaste (seg´n los clientes acogidos ıa u a la TUR) y de las cuotas de energ´ que cada entidad tenga (que depende a su vez de los ıa avales depositados antes de la subasta). 38

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