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Timestamp: 2019-12-15 15:05:24+00:00

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Entiende El Mercado Electrico | Energía renovable | Fotovoltaica
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BOLETIN_NOVIEMBRE_2015
problemasPPSOE
Promesas que se lleva el viento (mas bien las elecciones).
Informe Del Proyecto de Turbinas Eólicas
INF 063 2015 Fijación Del Cargo RER Autónomo
Cristbal J.
El Observatorio Cr tico de la Energ (OCE) es fundado a comienzos de 2007 por a un grupo de jvenes ingenieros y cient o cos que, unidos en torno a un anlisis comn de los a u problemas de la sociedad, deciden comenzar una actividad pblica orientada a la transformau cin y regeneracin del sistema democrtico. Los principios sobre los que se organiza dicha o o a actividad tienen su origen en una cr tica a la insostenibilidad ecolgica y econmica de nuestra o o sociedad y a la degradacin de la cultura democrtica. Concebido como una organizacin de o a o carcter esencialmente progresista y cr a tico, el OCE es un foro de discusin y anlisis en el o a que se intenta generar un discurso riguroso e informado para abordar estas cuestiones desde una postura que combine la solvencia del mtodo cient e co con la conciencia pol tica y social.
Entiende el Mercado Elctrico e es obra de El Observatorio Cr tico de la Energ a y est acogido a licencia a Creative Commons ( http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/)
1 edicin: 12 de Enero de 2012 o 2 edicin (corregida): 28 de Octubre de 2012 o
www.observatoriocriticodelaenergia.org www.observaelmercadoelectrico.net
A d de hoy parece incuestionable que la energ juega un papel fundamental en nuestra a a sociedad. En concreto, la energ elctrica gana cada vez ms terreno en la vida cotidiana, a e a representando una porcin importante del consumo de energ nal que realizamos. Si adems o a a consideramos la versatilidad de esta forma de energ (se puede transportar casi instantneaa 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 fsiles, la energ elctrica predomine en todos o a e los mbitos (industria, transporte, etc.). a La gestin de un sistema elctrico, entendido como aqul formado por todos los partio e e cipantes e infraestructuras involucradas en el ciclo generacin-transporte-consumo de eleco tricidad, representa un reto multidisciplinar y de gran envergadura. Por un lado existe el problema tcnico, ya que la generacin y el consumo de electricidad deben estar equilibrados e o en todo momento. Existe una dimensin econmica, 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, estn las consideraciones medioama bientales: la generacin elctrica a d de hoy implica el consumo de combustibles fsiles, o e a o la generacin de residuos radiactivos, la emisin de gases de efecto invernadero y sustancias o o txicas, el consumo de materias primas y agua y el uso de suelo entre otros. Parece evidente o que en un mundo con recursos nitos, no puede planearse un sistema elctrico al margen de e estas consideraciones. Por su carcter estratgico y de servicio pblico, la gestin del sistema elctrico ha sido a e u o e considerada tradicionalmente una competencia estatal. Sin embargo, durante los ultimos aos n se han liberalizado en Europa los mecanismos para denir su dimensin econmica, abandoo o nando el concepto de tarifas diseadas por el Estado para dar lugar a los llamados mercados n elctricos. e Desde El Observatorio Crtico de la Energa consideramos que en Espaa este proceso de n liberalizacin no ha ido acompaado de la informacin necesaria para que el ciudadano de o n o a pie comprenda cules son los nuevos mecanismos que denen el precio que a d de hoy a a paga por la electricidad, ni tampoco el marco en el que las empresas elctricas deciden y e conguran nuestro parque de generacin, y que a n de cuentas provocar las consecuencias o a medioambientales que todos podamos disfrutar o tengamos que sufrir. El n de este informe es doble. Por un lado queremos dar de manera objetiva las claves necesarias para comprender cmo funciona el mercado elctrico en Espaa. Para ello, emo e n o a e pezamos en el cap tulo 1 con una introduccin a conceptos bsicos de un sistema elctrico, donde adems repasamos su funcionamiento previo al proceso de liberalizacin (el Marco Lea o gal Estable). Al nal del cap tulo 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 tulo 2, se emplea en pagar actividades 1
que siguen siendo reguladas (transporte y distribucin), as como otras cuestiones de pol o tica energtica. El cap e tulo 3 explica cmo se determina la componente de mercado, dada por los o acuerdos alcanzados entre generadores y consumidores en rgimen de libre competencia. e El segundo objetivo es aportar nuestra visin particular sobre el mercado elctrico como o e marco para gestionar el sector elctrico, incidiendo en algunas caracter e sticas propias de su diseo pero tambin en algunas particularidades de la experiencia vivida en nuestro pa n e s durante los ultimos catorce aos. Para ello, hemos recogido en el cap n tulo 4 lo que llamamos Las siete falacias del mercado elctrico espaol, orientadas a desmentir algunos de los e n mensajes injusticados que, respaldados por la mencionada falta de informacin, se vuelcan o a menudo en los medios de comunicacin de manera impune. o Durante la redaccin 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 visin amplia del mercado elctrico que permita el seguimiento de nuestras o e reexiones. En cualquier caso, esperamos vuestros comentarios y cr ticas para las futuras versiones de este informe. Podis hacrnoslas llegar a: observaelmercadoelectrico@gmail.com e e
1. Introduccin al Sistema Elctrico o e 1.1. Agentes de un sistema elctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . e 1.2. El sistema elctrico basado en las tarifas reguladas: El Marco Legal e 1.2.1. Resumen histrico de cifras durante el MLE . . . . . . . . . o 1.3. El sistema elctrico basado en el mercado liberalizado . . . . . . . e 5 5 7 9 10 13 15 15 15 16 18 19 19 21 22 23 25 26 32 34 35 40 40 41 42 43
. . . . . Estable . . . . . . . . . .
2. Anlisis de la componente regulada del precio de la electricidad a 2.1. Costes de transporte y distribucin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . o 2.2. Costes derivados de los organismos necesarios para el funcionamiento del sistema elctrico: REE, OMEL y CNE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . e 2.3. Costes asociados a la compensacin de la generacin extrapeninsular . . . . . o o 2.4. Costes de adquisicin de rgimen especial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . o e 2.4.1. Las primas a la energ solar fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . a 2.5. Costes asociados a la industria del carbn: prima al consumo del carbn nao o cional, stock de carbn 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 estratgico de uranio . . . . . . . . . . . e 2.7. Costes de transicin a la competencia (CTC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . o 2.8. Costes asociados al dcit de tarifa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . e 2.9. Resumiendo, cmo se forma la componente regulada del precio de la electricidad? o 3. Anlisis de la componente de mercado a 3.1. El mercado diario . . . . . . . . . . . . 3.2. Los mercados intradiarios . . . . . . . 3.3. Resultados del mercado y precio nal . 3.4. La Tarifa de Ultimo Recurso . . . . . del precio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . de . . . . . . . . la electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4. Las siete falacias del mercado elctrico espaol e n 4.1. FALACIA N1: La mejor manera de administrar el sistema elctrico en Espaa e n es mediante un mercado libre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2. FALACIA N2: El mercado incentiva las tecnolog ms ecientes, garantias a zando el precio m nimo de generacin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . o 4.3. FALACIA N3: El mercado garantiza el precio m nimo a los consumidores. . 4.4. FALACIA N4: El mercado es la solucin a las ineciencias propias de una o gestin centralizada y pblica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . o u
4.5. FALACIA N5: Las primas a las energ renovables constituyen la razn prinas o cipal del aumento del coste de la electricidad y deben por lo tanto ser eliminadas 45 4.6. FALACIA N6: La energ nuclear tiene el coste de generacin ms bajo y debe a o a por lo tanto ser promovida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 4.7. FALACIA N7: El mercado elctrico funciona de manera transparente transe 47 mitiendo al consumidor el coste real de la electricidad . . . . . . . . . . . . .
Introduccin al Sistema Elctrico o e
En este cap tulo queremos introducir unos conceptos bsicos para enmarcar la nocin de a o sistema elctrico. En concreto, comenzamos con una descripcin de las cuatro actividades en e o que se puede dividir y de cules son los actores implicados. Seguidamente introducimos los dos a enfoques que se puede dar a su gestin: la gestin regulada, basada en una intervencin estatal o o o a todos los niveles, y el marco de libre mercado, donde conviven unos sectores regulados y otros liberalizados.
Agentes de un sistema elctrico e
El objetivo de un sistema elctrico es el de cubrir las necesidades de energ elctrica que e a e presenta una sociedad. Est formado por todos los participantes e infraestructuras involucraa dos, y se organiza en cuatro tipos de actividades: Generacin o Transporte Distribucin o Consumo La Generacin la llevan a cabo los productores, que son aquellos agentes encargados o de generar electricidad a partir de un determinado recurso energtico. A d de hoy existen e a muchas alternativas con caracter sticas muy variadas. Las ms tradicionales y extendidas se basan en recursos fsiles tales como el carbn, el a o o petrleo y, ms recientemente, el gas natural. Cuentan con la ventaja de poder regular su o a nivel de generacin 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 extraccin. Otra desventaja es que su uso implica la emisin de o o gases contaminantes y de efecto invernadero. La energ nuclear actual (energ de sin) se a a o basa tambin en un recurso no renovable (el uranio). La operacin de las centrales nucleares e o conlleva una emisin de gases de efecto invernadero despreciable frente a aqullas que usan o e los combustibles anteriores. Sin embargo, producen residuos radiactivos de larga duracin. Su o nivel de generacin elctrica, en el caso de las centrales espaolas, es constante, por lo que no o e n
facilita el acoplamiento entre generacin y consumo. Es por ello que la produccin nuclear es o o 1. considerada como potencia de base Un segundo bloque de fuentes energticas son las energ renovables, basadas en recure as sos que no se agotan con su uso. Una de las ms empleadas tradicionalmente es la energ a a hidrulica de embalse, que tambin es regulable contribuyendo al acoplamiento entre demanda a e y produccin en cada momento. Su instalacin requiere emplazamientos espec o o cos y pueden causar un gran impacto a los ecosistemas afectados. El volumen de produccin medio anual o var con la hidricidad del ao. Otras energ renovables, desarrolladas principalmente en a n as la ultima dcada, son la energ elica y la fotovoltaica. Se caracterizan por ser fuentes no e a 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 as una fase inicial de desarrollo y considerando que su precio no depende del agotamiento de ningn recurso, es asumible que ste disminuir a medida que aumente su implantacin. Otra u e a o ventaja es que aumentan la independencia energtica de un pa disminuyendo el gasto en e s, importacin de combustibles. Finalmente, no producen emisiones de gases contaminantes o o de efecto invernadero durante su operacin. Las centrales termosolares comparten las meno cionadas ventajas, pero estn en un estado especialmente incipiente con respecto a la elica a o y la fotovoltaica. Adems, pueden contar con un sistema de almacenamiento que permite la a regulacin de la produccin. Las centrales trmicas de biomasa tambin permiten regulacin o o e e o en la generacin y sus emisiones se compensan con la absorcin 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 geotrmica, cuya contribucin a d de hoy es, en a e o a general, testimonial. El tercer grupo en que podemos clasicar la generacin estar formado el aprovechamiento o a adicional en otros procesos, como la cogeneracin (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 elctrico, las anteriores fuentes se dividen en dos grue pos. Uno es el rgimen ordinario, formado por las fuentes tradicionales (combustibles fsiles, e o nuclear y gran hidrulica). Otro es el rgimen especial, formado por pequeas unidades de a e n produccin (de potencia menor a 50 MW) basadas en energ renovables y en cogeneracin, o as o las cuales se priman para fomentar su desarrollo y para retribuir una serie de ventajas impl citas a su uso (menor emisiones, mayor independencia energtica, mayor eciencia por e aprovechamiento del calor residual, etc.). Otra clasicacin diferente ser la que distingue aquellas unidades que pueden variar su o a nivel de generacin a voluntad (unidades gestionables), empleadas por REE para ajustar en o ultima estancia la generacin 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 travs de l e neas de alta tensin. Una vez cerca del lugar de Consumo, la Distribucin se o o encarga de llevar a cada consumidor esta electricidad en l neas de media y baja tensin. o
La potencia de base es aquella que permite cubrir un determinado nivel de consumo por debajo del cual la demanda total no cae en ningn momento. En el caso de Espaa, la potencia nuclear instalada es de 7.8 u n GW, mientras que la demanda m nima se suele situar en torno a los 15-20 GW [1]
Estas son las cuatro actividades en que t picamente se divide el sistema elctrico de e cualquier pa Es importante notar que debe existir una alta coordinacin entre ellas, dada la s. o principal caracter stica de un sistema elctrico: la cantidad de electricidad que se genera y la e que se consume (incluyendo las prdidas elctricas en su recorrido) debe ser exactamente igual e e en cada instante. La manera en la que se planica, regula y legisla cada actividad congura el tipo de sistema elctrico que dicho pa posee. Como hemos mencionado, hay bsicamente dos e s a losof diferentes: aqulla basada en las tarifas reguladas y la basada en el libre mercaas e do. La primera ha sido la tradicionalmente empleada, y en el caso de Espaa se desarroll con n o el nombre del Marco Legal Estable. Sin embargo, en la ultima dcada hemos presenciado pro e gresivamente la creacin de los mercados elctricos, caracterizados por la liberalizacin de o e o los segmentos generacin-consumo, y que en nuestra pen o nsula ha conllevado la creacin del o Mercado Ibrico de la electricidad. e
El sistema elctrico 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 elctrico espaol desde 1988 hasta 1997. Esta regulacin estaba basada sobre las e n o premisas de que el sector elctrico es un elemento estratgico para el desarrollo nacional y de e e que la electricidad debe ser considerada un bien bsico, 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 planicar el sector. a 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 elctricas unos benecios aceptables y la recuperacin de sus inversiones a largo e o plazo, as como en establecer de forma transparente tarifas a los consumidores en condiciones de m nimo coste. La situacin de cada uno de los agentes dentro del MLE depend de su actividad: o a Generacin. Los ms caracter o a stico fue el uso del concepto Coste Estndar, por el a cual, anualmente, el Ministerio de Industria y Energ reconoc a las empresas elctricas a a e el coste de generacin asociado a cada tipo de fuente (diferenciando incluso por centrales o concretas en algunos casos). Este coste inclu principalmente costes de inversin en a o instalaciones, operacin y mantenimiento y combustible. Con el pago de dichos costes, o las elctricas aseguraban la amortizacin a largo plazo de las instalaciones y un margen e o de benecios anual por la actividad desempeada (ver gura 1.1). Por otro lado, el n Estado se reservaba el derecho de fomentar ms una tecnolog que otra para congurar a a el mix de generacin mediante las revisiones de los costes estndar. o a Transporte. El principal cambio que introdujo el MLE en este sector fue la nacionalizacin de la red de transporte de alta tensin. Antes del MLE, la pen o o nsula se encontraba fragmentada en regiones pobremente conectadas donde las diferentes empresas elctricas e hab creado su propia red orientada al autoabastecimiento. Con la nacionalizacin se an o inicia una losof de explotacin conjunta del sistema elctrico en todo el pa El a o e s.
transporte se convierte, pues, en un monopolio natural (lo ms eciente es que slo a o exista una empresa responsable). Con este objetivo se crea Red Elctrica de Espaa e n (REE). Distribucin. Las redes de distribucin siguieron perteneciendo a las empresas elctrio o e cas, encargadas de realizar la distribucin y comercializacin en las regiones donde tradio o cionalmente ven operando. De la misma manera que en la generacin, se reconoc an o an anualmente los costes asociados a esta actividad para asegurar el mantenimiento de las redes de distribucin. o Consumo. El MLE determinaba el precio que los consumidores ten que pagar la an electricidad mediante el concepto de Tarifa Integral. La idea central es sencilla: consist en agrupar los costes totales previstos del sistema elctrico y dividirlos por la a e demanda estimada para ese ao. Los costes que se inclu eran los siguientes: n an Costes estndar de las empresas elctricas para las actividades de generacin y a e o distribucin, 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 aos os n anteriores. Otros costes, tales como stock bsico de uranio, segunda parte del ciclo de coma bustible nuclear, programas de investigacin y desarrollo, moratoria nuclear, ayuo das al carbn (a partir de 1995), sobrecoste del sistema extrapeninsular, etc. o
Figura 1.1: Inversin base segn tecnolog en el MLE en pesetas de 1982. Fuente: [2] o u a La gura 1.2 ilustra de forma esquemtica la relacin entre los principales actores implia o cados durante el MLE. De esta manera, el sistema elctrico pod entenderse como una cadena cerrada en la que e a los consumidores asum la totalidad de los costes del sistema a unos precios regulados por an la Administracin, precios que a su vez aseguraban a las empresas elctricas la recuperacin o e o de las inversiones y otros costes previamente reconocidos por el Estado. Esta presencia estatal 8
Figura 1.2: Esquema de los principales actores en el Marco Legal Estable. Las echas en negro indican ujos de electricidad. Las echas rojas y verdes indican ujos monetarios. en todos los eslabones de la cadena otorgaba al Estado una capacidad plena para planicar las pol ticas energticas del pa a corto, medio y largo plazo. e s
Resumen histrico de cifras durante el MLE o
El MLE es heredero de una situacin peculiar. En la dcada previa a su inicio, y como o e consecuencia de las crisis energticas de los aos 70, los Planes Energticos Nacionales se e n e centraron en potenciar la diversicacin del parque generador para disminuir la dependencia o del petrleo. Se llev a cabo un plan acelerado de centrales trmicas de carbn, centrales o o e o hidroelctricas y la puesta en marcha de la mayor parte del actual parque nuclear. Adems, e a se diseo un marco para el Rgimen Especial por el cual las distribuidoras estaban obligadas n e a adquirir la energ producida en este rgimen a un precio jado por el Ministerio. a e Sin embargo, las previsiones de evolucin del consumo resultaron demasiado altas, de o manera que al inicio del MLE el parque de generacin se encontraba a todas luces sobreo dimensionado. Tanto es as que en todo el periodo que dur el MLE la potencia instalada , 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 aos (es decir, menos del 0,5 % anual) para cubrir una demanda que evolucion a n o un 3,2 % anual. Durante el MLE se produjo el despegue (en cuanto a energ producida) del Rgimen a 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 a reconoc dentro de los costes estndar. Sin embargo se temi que este progresivo incremento a a o de energ conllevase un incremento excesivo de la Tarifa Integral. Es por ello que en 1994 a se establece un nuevo marco retributivo para reducir el coste de adquisicin del Rgimen o e 9
Especial. Para nalizar, y a modo de resumen del aspecto econmico, apuntamos que la tarifa o elctrica creci en todo el periodo del MLE a un ritmo del 2,8 % anual, mientras que la e o inacin se situaba en el 4, 8 %. Es decir, el coste real de la tarifa elctrica descend a un o e a ritmo del 2 % anual.
El sistema elctrico basado en el mercado liberalizado e
La Ley 54/1997 del Sector Elctrico3 inicia en Espaa el proceso de liberalizacin del e n o sector elctrico con el objetivo de redenir los mbitos de actuacin de los actores implicados e a o (Estado, empresas y consumidores). Esta ley elimina expl citamente la nocin de suministro o elctrico como servicio pblico 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. an El proceso de liberalizacin de los mercados elctricos se impulsa en el marco de la Unin o e o Europea. La idea es que a partir de unos principios bsicos (liberalizacin de precios y desregua o larizacin de las actividades de generacin y consumo), cada pa desarrolle su propio proceso o o s de manera que las diferentes experiencias permitan el avance hacia mercados energticos e comunes. En la mencionada ley se disea un nuevo marco para cada una de las cuatro actividades n que conforman el sistema elctrico (generacin, transporte, distribucin y consumo), as como e o o el ritmo al que debe ir implantndose en cada uno de ellos, de tal manera que en el ao a n 2009 se culmine el proceso. La idea bsica es diferenciar un terreno donde se mantiene la a regulacin estatal (las relacionadas con el mantenimiento de redes elctricas: el transporte o e y la distribucin) y otro cuya gestin se transere a mecanismos de mercado (generacin y o o o comercializacin). En particular: o Generacin. Se liberaliza la instalacin de capacidad. Esto implica que una determio o nada empresa decide, en base a sus expectativas de mercado, qu tipo de tecnolog e a y en qu cantidad instala para generar electricidad. Asimismo, la retribucin asociada e o a la actividad de generar deja de estar regulada y pasa a denirse por mecanismos de mercado. Transporte y Distribucin. Siguen siendo actividades reguladas. Se consolida el o papel de REE como unico transportista y operador del sistema. La distribucin la o siguen realizando las mismas empresas distribuidoras, que se desvinculan de la comera cializacin4 . Su reparto geogrco puede verse en la gura 1.3. o Consumo. Se liberalizan los precios y se crea la gura de la comercializadora de electricidad. Organizativamente, la adquisicin de energ se lleva a cabo en dos mercados: o a el mercado minorista, donde los consumidores domsticos y pequeas empresas rman e n un contrato libre con una de las comercializadoras que compiten en rgimen 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
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 (generacin, a, o comercializacin) y otro regulado (transporte, distribucin) a la vez. En la prctica, las mismas empresas se o o a encuentran en todos los segmentos mediante la creacin de holdings. o
a los generadores mediante mecanismos de mercado, adems de abonar una tarifa que le a permita el acceso a la red elctrica, que aqu denominamos componente regulada. Se ve, e por tanto, que las comercializadoras realizan un papel de intermediario administrativo entre el lado generacin y el pequeo consumidor, haciendo las veces de comprador o n en el mercado mayorista y de vendedor en el mercado minorista.
Figura 1.3: Reparto geogrco de las distribuidoras. Fuente: www.proyectostipo.com a La gura 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 nales los que cubren los costes de todo el sistema elctrico 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 distribucin), as como sufragar otros incentivos an competencia del Estado (incentivos o u a la disponibilidad, primas al Rgimen Especial, incentivos al carbn autctono, Costes e o o de Transicin a la Competencia, etc.). Este tema se aborda en el cap o tulo 2. La componente de mercado: Obtenida por mecanismos de mercado entre productores y consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y consumidores directos) en rgimen de competencia. Este tema se aborda en el cap e tulo 3. Es importante sealar que los consumidores domsticos y pequeas empresas pagan a la n e n comercializadora contratada segn un contrato libre que sufraga ambas componentes adems u a del margen de benecios de la propia comercializadora. Puesto que este margen en principio depende del contrato alcanzado, los datos no son homogneos, y en este trabajo los omitimos, e pero de considerarlos, habr que incluirlos en la componente de mercado. Adems, en la a a situacin actual, la mayor parte de los pequeos consumidores estn acogidos a la Tarifa o n a de Ultimo Recurso, cuya componente de mercado se determina por otro mecanismo que explicamos con ms detalle en el apartado 3.4 a 11
Figura 1.4: Esquema de los principales actores en el mercado liberalizado. Las echas en negro indican ujos de electricidad. Las echas rojas y verdes indican ujos monetarios. o A modo de resumen, la gura 1.5 muestra la evolucin de estas dos componentes promediadas anualmente durante los ultimos aos. Se observa que el coste de nuestra factura n de la luz se divide en dos mitades que son prcticamente 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). Elaboracin propia a partir de [3]. o
Anlisis de la componente regulada a del precio de la electricidad
a Como ya hemos avanzado en el cap tulo 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 a deben aadirse otros costes que tiene el sistema elctrico. 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 neas de alta tensin (transporte), hasta el mantenimiento de los o organismos necesarios para la correcta operacin del sistema elctrico u otros costes como el o e dcit de tarifa o las primas a las energ renovables. El objetivo de este apartado es explicar e as en qu consiste cada uno de estos costes y cuanticar qu cantidad de dinero ha supuesto e e para los consumidores elctricos con el n de ponderar su importancia relativa as como su e inuencia en el precio nal de la electricidad. En la tabla 2 y en la gura 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 Comisin Nacional de Energ (CNE y o a antigua Comisin Nacional del Sistema Elctrico CNSE) [3]. Algunos de los costes, como o e el peaje por el transporte de la electricidad en las l neas de alta tensin, resultan intuitivos o aunque no ocurre lo mismo con todos. A lo largo de las siguientes secciones se detalla cul a es el origen de aquellos costes que resultan menos obvios analizando tambin algunas de sus e consecuencias.
Datos ms recientes disponibles en el momento de la redaccin. a o
Adquisicin rgimen especial o e Primas al rgimen especial e Transporte Distribucin y comercializacin o o Comp. Rgimen Especial e Interrumpibles e Moratoria Nuclear 2 parte ciclo combustible nuclear Stock combustible nuclear REE OMEL CNE (+CNSE cuando exist a) Compensacin generacin extrapeninsular o o Dcit 2003, 2006,2007,2008 e Revisin generacin extrapeninsular o o Plan Ahorro y Eciencia Energtica e Dcit 2005 e Prima consumo carbn nacional o Stock carbn o Costes de transicin a la competencia (CTC) o Plan viabilidad ELCOGAS SUMA Dcit e
1998 1,198 507 2,788 5 420 95 7 6 4 11 189
1999 1,426 521 2,813 7 392 93 4 6 7 7 119
2000 1,575 550 2,824 7 380 95 2 6 7 7 107
2001 1,889 582 2,899 18 379 98 1 8 8 8 122
2002 2,202 627 2,957 18 396 111 13 9 9 199
2003 2,250 696 3,017 16 425 101 14 9 10 207 214 20
2004 1,234 1,243 834 3,569 16 475 113 32 9 11 227 209 21
2005 1,445 1,246 937 3,578 15 421 30 34 10 12 362 236 22
2006 692 1,785 1,013 3,666 16 131 42 31 16 14 397 211 16 173 140 76
2007 544 2,284 1,090 4,250 14 4 51 29 16 14 1,118 393 93 177 344 80
2008 725 3,372 1,246 4,364 15 4 63 28 21 15 1,165 1,342 382 336 390 93
2009 1,520 5,001 1,344 4,528 15 68 42 5 17 1,348 1,089 309 424
306 25 1,030 6,591
261 25 628 6,284
98 534 6,192 -290
174 104 6,290 -150
248 997 7,784 -959
156 91 7,226
188 202 8,384
83 3,741 12,171 -3,811
43 8,462 -3,047
76 10,576 -1,227
65 13,626 -6,160
33 15,744 -4,886
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].
Costes de transporte y distribucin o
Aunque tanto transporte como distribucin hacen referencia a la conduccin de electricio o dad por la red, el trmino transporte se reserva para las distancias largas donde se utilizan e l neas de alta tensin y el trmino distribucin para las distancias ms cortas cercanas a los o e o a puntos de consumo y que se realiza en media y baja tensin. El coste acumulado (entre los o aos 1998 y 2009) del transporte es de aproximadamente 10.000 millones de euros, mientras n que el coste de distribucin y comercializacin asciende a ms de 40.000 millones de euros. En o o a los datos que proporciona la CNE se engloban en un mismo concepto (distribucin y comero cializacin) el coste de trasportar la electricidad por las l o neas de media y baja tensin y el o margen de benecios que obtiene las empresas comercializadoras por la gestin de las tarifas o cil e a de ultimo recurso (seccin 3.4) por lo que resulta dif valorar qu cantidad est asociada a o cada aspecto y cmo de ajustado es dicho margen comercial. o
Costes derivados de los organismos necesarios para el funcionamiento del sistema elctrico: REE, OMEL y CNE e
Red Elctrica de Espaa (REE) es la empresa dedicada al transporte de la energ y a la e n a operacin del sistema elctrico. 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 a acuerdos alcanzados en el mercado elctrico son seguros desde el punto de vista tcnico. La e e ley 17/2007 [4] la reconoci como unico transportista y operador del sistema. OMEL2 es el o Operador del Mercado Ibrico de Energ siendo responsable de la gestin de oferta de compra e a o y venta de electricidad en los mercados diarios e intradiarios, de las subastas CESUR y de la realizacin de las liquidaciones y pagos y cobros correspondientes. Por ultimo, el objetivo de o la Comisin Nacional de Energ (CNE) es velar por la competencia efectiva de los sistemas o a energticos (mercado elctrico y de hidrocarburos) y por la objetividad y transparencia de su e e funcionamiento, en benecio de todos los sujetos que operan dichos sistemas y de los consumidores. Los costes acumulados que han supuesto estos organismos para el sistema elctrico 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 a, OMEL, son del mismo orden que los asociados a garantizar la seguridad del sistema en todo momento, es decir, los asociados a REE.
Costes asociados a la compensacin de la generacin exo o trapeninsular
Adems del sistema elctrico peninsular existen en Espaa otros sistemas con propiedades a e n muy particulares. Es el caso de las islas Baleares donde existen dos subsistemas elctricamente e aislados: el sistema Mallorca-Menorca y el sistema Ibiza-Formentera. Est previsto la intera conexin de los dos subsistemas as como la conexin del sistema Mallorca-Menorca con el o o
sistema peninsular a travs de enlaces submarinos [5]. En el caso de las islas canarias existen e seis subsistemas elctricamente aislados y de pequeo tamao y su interconexin no es viable e n n o en este caso debido a la gran profundidad del fondo marino salvo en un unica excepcin: los o subsistemas de Lanzarote y Fuerteventura. Desde 2006 es Red Elctrica el operador de todos e estos sistemas extrapeninsulares. La falta de conexin de estos subsistemas con un sistema elctrico de mayor tamao supone o e n una menor estabilidad del sistema y un mayor coste de generacin elctrica, es por ello que o e entre los aspectos de la componente regulada de la tarifa elctrica se encuentra un trmino e e asociado a la compensacin de los costes de generacin 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 compensacin de la generacin extrapeninsular (prevista para cada ao) y la revisin de o o n o la generacin extrapeninsular (que se reere a la revisin con respecto a la previsin de los o o o aos anteriores) el total acumulado por ambos conceptos entre 1998 y 2009 asciende a 6.113 n millones de euros.
Costes de adquisicin de rgimen especial o e
Se denen como rgimen especial todos aquellos generadores con potencia inferior a 50 e MW que utilicen como energ primaria renovables o residuos, y aquellos otros como la coa generacin que implican un tecnolog de alta eciencia y un ahorro energtico notable. Por o a e una parte estas tecnolog conllevan ventajas muy signicativas como la baja emisin de as o gases de efecto invernadero, el menor impacto sobre el entorno, la valorizacin de los resio duos, el aumento de la soberan energtica del pa la disminucin de las importaciones a e s, o de combustible con la consecuente mejora de la balanza de pagos del pa o la disminucin s, o de prdidas por transporte cuando las fuentes de generacin estn situadas muy cercanas e o a a los lugares de consumo. Por otro lado, en la mayor de los casos se trata de tecnolog a as en fase de desarrollo y que tienen por lo tanto unos costes asociados superiores a otras tecnolog ms contaminantes pero mucho ms maduras. Es por ello que se establecen unas as a a ayudas econmicas para favorecer la incorporacin de estos generadores de rgimen especial o o e al sistema elctrico y acelerar el desarrollo a gran escala de tecnolog limpias. Ahora bien, e as cuando participan en el mercado elctrico liberalizado los productores de rgimen especial e e tienen dos opciones [6]: Verter su produccin de electricidad a la red y percibir por ello una tarifa ja para cada o kilovatio-hora que produzcan. Vender su electricidad en el mercado de produccin de energ elctrica. En este caso o a e el productor de rgimen especial recibir el precio por kilovatio-hora que se je en e a el mercado ms una prima establecida en cntimos de euro por kilovatio-hora. Para a e algunas tecnolog esta prima es variable y depende del precio jado en el mercado as (con el n de garantizar una cierta rentabilidad de las instalaciones y simultneamente a evitar una remuneracin excesiva). Hay algunas tecnolog como la elica, que ya se o as, o decantan mayoritariamente por esta opcin. Por ejemplo, durante el ao 2009, el 94 % de o n la energ elica producida se vendi a travs del mercado de produccin de electricidad a o o e o [7]. 16
La gura 2.1 muestra la evolucin temporal de la retribucin total recibida por las distino o tas fuentes de generacin en rgimen especial. En la misma gura se muestra la evolucin del o e o precio medio del mercado para los productores que se decantaron por la opcin mercado, de o manera que la distancia entre la curva negra y las barras muestra para cada ao la ayuda en n forma de prima (o de diferencia entre tarifa ja y precio de mercado) recibida por cada tecnolog El caso de la energ solar fotovoltaica que ha recibido unas ayudas signicativamente a. a superiores a las dems se analiza en detalle en la prxima seccin. a o o
Figura 2.1: Retribucin total por kW h producido de las tecnolog de rgimen especial. La o as e l nea negra representa el precio medio de mercado que alcanz la electricidad cada ao as que o n la diferencia entre las barras y la l nea negra supone las primas recibidas por cada fuente de energ Elaboracin propia a partir de los datos de [7]. a. o El total integrado entre 2004 y 2009 en concepto de primas a la energ de rgimen a e as 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 cmo se determina el precio de venta de o la energ en el mercado elctrico est explicado en detalle en el apartado 3.1, la idea general a e a es que el precio en el que las curvas de oferta y demanda agragadas de energ se igualen a (denominado precio marginal) ser el que reciban todas las centrales de generacin que se a o utilicen para cubrir la demanda. As pues, la existencia de una cantidad de M W h renovables
3 Para los aos previos a 2004 no se ha realizado la separacin entre primas equivalentes y costes de n o adquisicin de rgimen especial porque no se dispone de esta informacin; por ello los dos conceptos se recogen o e o dentro del apartado adquisicin de rgimen especial o e
ofertados a precio cero desplaza la curva de oferta4 hacia la derecha haciendo que el precio de casacin al que se retribuye toda la energ que entra en mercado sea menor que en el caso de o a no existir estas renovables. Algunos anlisis muestran cmo en el mercado espaol existe una a o n clara correlacin inversa entre la cantidad de energ renovable casada en el mercado diario y o a el precio de casacin 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 a por el desplazamiento del punto de casacin obtenindose incluso un ahorro neto. El clculo o e a global del ahorro que supone la modicacin de los precios de casacin debido a la presencia de o o renovables es complejo ya que habr que determinar cul habr sido el precio marginal para a a a cada una de las horas del ao si no hubiese habido produccin en rgimen especial ofertada n o e a cero y suponer que los distintos productores no habr modicado su estrategia de ofertas an en el mercado. Dicho clculo, aunque sin duda resultar muy ilustrativo, escapa al alcance a a de este informe. Es posible, sin embargo referenciar estimaciones similares realizadas tanto n para el caso de Alemania [9] como para Espaa [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
Las primas a la energ solar fotovoltaica a
En la gura 2.1 se observa cmo el importe recibido por cada kilovatio-hora generado meo diante energ solar fotovoltaica (FV) es muy superior al de resto de tecnolog Las razones a as. que han motivado unas primas tan cuantiosas para la FV tienen que ver con el temprano estadio de desarrollo de la tecnolog pero tambin con una normativa de primas muy poco a e acertada. Aunque previamente exist otras normativas que establec ayudas para la genan an eracin FV la norma que supone un cambio de paradigma es el R.D.661/2007 [6] que establece o una tarifa ja de 41,75 cent/kWh si la potencia instalada es mayor de 100 kW y de 44,04 o a cent/kWh si es menor. La elevada retribucin que establec este decreto junto con la ausencia de un l mite de potencia instalada que pod acogerse a esta tarifa atrajo a numerosos a inversores (muchos de ellos abandonaban en esos momentos el mercado urban stico) y produjo el conocido boom fotovoltaico espaol, que llev a que en septiembre de 2008 se hab instan o an lado en Espaa 3.2 GW (cuando el objetivo para 2010 hab sido establecido por el Plan de n a Energ Renovables [11] en 400 MW). La picaresca y la falta de control permiti que todos as 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 situacin, el R.D.1578/2008 ([12]) jaba una nueva retribucin o decreciente que comenzaba en 32 cent/kWh (para instalaciones en suelo) y 34 cent/kWh (para instalaciones en tejado) y establec un limite de potencia instalada anualmente en 500 a 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 n del R.D.661/2007 la demanda de paneles e instaladores FV era tan alta que el precio de la instalacin aument (en lugar de disminuir gracias al factor de o o escala como pretend la normativa). El mercado FV espaol creci hasta ser capaz de instalar a n o prcticamente 3 GW anualmente y cuando la normativa cambi hacia el R.D.1578/2008 que a o
4 Cmo se alcanza el precio de casacin a partir de la curva de oferta y demanda es explicado en detalle en o o el apartado 3.1
limitaba la potencia anual a 500 MW las empresas productoras e instaladoras de energ solar a FV sufrieron una importante contraccin que acab con muchas de ellas. Resulta ste un claro o o e ejemplo de cmo las primas para el desarrollo de una tecnolog deben ser diseadas con o a n suciente 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 ms adecuadas para an a favorecer el desarrollo de instalaciones generadoras FV a un precio rentable sin suponer un coste excesivo en la componente regulada de tarifa.
Costes asociados a la industria del carbn: prima al cono sumo del carbn nacional, stock de carbn y plan de viao o bilidad Elcogas
La prima al consumo del carbn nacional es, como su propio nombre indica, una ayuda para o aventajar al carbn nacional (de menor calidad) frente a los carbones extranjeros. Las ayudas o estatales al consumo de carbn, que son fuertemente criticadas ya que suponen subvencionar o la fuente de generacin elctrica con mayor emisin de CO2 por kW h generado, tienen su o e o origen en el mantenimiento de la miner como sector estratgico en determinadas provincias a e espaolas as como los puestos de trabajo asociados. Desde 1998 se han pagado por este n concepto 1.762 millones de euros. El importe asociado al stock de carbn que se mantuvo en o los aos 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 generacin energ Dada su naturaleza experimental, dicha planta ten o a. a problemas para garantizar su sostenibilidad econmica, lo que llev al gobierno a crear un o o plan de ayuda por el que la planta recibe una prima de 4 cent/kWh generado [13, 14].
Costes asociados a la industria nuclear: moratoria nuclear, segunda parte del ciclo del combustible nuclear y stock estratgico de uranio e
En 1984, con el gobierno del PSOE en el poder, se aprueba la moratoria nuclear que supone la prohibicin de construir centrales nucleares y la cancelacin (en 1991) de 5 de o o estas centrales antes de que entren en funcionamiento. Las razones para su aprobacin son o varias y complejas pero entre ellas se pueden citar el exceso de potencia instalada, la prdida e 5 , el problema de competitividad de la energ nuclear al aumentar los costes de inversin a o del terrorismo en las plantas nucleares vascas (Lemniz I y II) y el creciente movimiento o ecologista antinuclear en Espaa tras el accidente de Three Mile Island en 1979 (y reforzado n posteriormente por otros como el accidente de Chernbil en 1986 y el incendio en la central o espaola de Vandells I en 1989). n o
La pol tica monetaria posterior a la crisis propici una subida de las tasas de inters con el consiguiente o e encarecimiento de los prstamos. Adems, los propietarios de las centrales nucleares espaolas hab cone a n an tra deuda en dlares para nanciar su construccin y la evolucin del tipo de cambio con la peseta les fue do o o o desfavorable [15]
En 1991 la aplicacin de dicha moratoria supone la cancelacin de la entrada en funo o cionamiento o detencin de la construccin de 5 centrales nucleares en Espaa (Lemniz I y o o n o II, Valdecaballeros I y II y Trillo II). Para compensar a las empresas que hab realizado an una inversin o que ten previsto hacerlo (por ejemplo, la central de Trillo II slo estaba en o an o la fase de preparacin de terreno) se jo una indemnizacin total de 4.381 millones de euros y o o se decidi que el 1,72 % de la tarifa elctrica ir a compensar a estas empresas con el objetivo o e a nal de liquidar la compensacin en 2020 de manera que su inuencia sobre la tarifa elctrica o e o no fuese excesiva [16]. Posteriormente, en 2006 como la amortizacin estaba ocurriendo demasiado rpido se revis este porcentaje y se redujo al 0,33 % de la tarifa elctrica jando a o e el n previsto de la compensacin en 2015 [17]. Es por ello que aunque todav no hemos o a acabado de pagar la compensacin por la moratoria nuclear su inuencia sobre la tarifa es o muy pequea a partir de 2006, como se muestra al nal de este cap n tulo en la gura 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 liberalizacin del mercado elctrico en 1997 la moratoria nuclear o e ha dejado de estar vigente y las empresas que quieran pueden construir centrales nucleares sin ms limitaciones que la normativa de seguridad impuesta por el Consejo de Seguridad a Nuclear. La segunda parte del ciclo del combustible nuclear tambin 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 travs 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 nal de su vida util. Hasta 2005 el PGRR se pagaba con el dinero recaudado en la componente regulada de la tarifa elctrica; entre 2005 y 2010 e los consumidores sufragaban el coste de gestin 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 situacin se encuentran las o centrales de Jos Cabrera, conocida como Zorita, y Vandells 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 estn prximas al nal de su vida util por lo que la gestin a 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 tambin el hecho de que e el VI PGRR presupuesta la gestin de los residuos hasta el ao 2070 obviando los costes o n asociados a la vigilancia de residuos de alta actividad que sern peligrosos durante miles de a aos. 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 a generado se paga en la componente regulada de la tarifa, es decir, se subvencionan 0,14 cent. 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 algn u problema de suministro con los pa desde los que Espaa importa la totalidad del uranio ses n
que consume6 . El mantenimiento de este stock corre a cargo de la empresa pblica ENUSA u y aunque hasta el ao 2001 se pagaba mediante un porcentaje de la tarifa elctrica, 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 sealar que, en Espaa, el l n n mite que las empresas productoras de energ elctrica de origen nuclear tendr que pagar en caso de un hipottico accidente a e an e est jado en 700 millones de euros. La razn principal de la existencia de este l a o mite (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 hipotticas e indemnizaciones hasta 1.200 millones de euros correr a cargo del Estado y entre 1.200 y a 1.500 millones de euros correr a cargo de los estados rmantes de los Convenios de Par y a s Bruselas sobre responsabilidad civil en materia de energ nuclear. Existen estudios [20] que a sealan 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 an aumento del coste de generacin de electricidad del 300 %. Este respaldo estatal supone por lo o tanto una subvencin encubierta que recibe la energ nuclear, a la que se permite no asegurar o a sus accidentes al 100 % como s lo hacen el resto de fuentes de generacin [21, 22, 23, 24]. o
Costes de transicin 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 sucientes para costear los gastos de la generacin an o de electricidad. Mediante el R.D. 1538/1987 [25] se reconocieron para cada una de las diferentes tecnolog de produccin existentes en el momento unos gastos de inversin que as o o deb recuperarse a largo plazo a travs de la tarifa regulada. En total, se reconocieron unos an e costes de inversin para todas las centrales existentes de aproximadamente 56.700 millones o a o de euros7 . Casi la mitad de ellos, 24.000 millones de euros, correspond a costes de inversin 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 carbn o gas [2]. o Cuando entra en vigor la liberalizacin, estos costes de inversin no hab sido pagados en o o an su totalidad por lo que se establecen los denominados Costes de Transicin a la Competencia o (CTC) [26]. El objetivo de los CTC era garantizar a las empresas generadoras la recuperacin o de la inversin realizada ahora que la nueva situacin de competencia en el mercado de o o electricidad no garantizaba que dichas centrales vendieran toda su produccin de energ o a como s ocurr en el contexto del Marco Legal Estable. a an Por ello las empresas elctricas8 recibir como CTC la diferencia entre el precio de e mercado y el precio de referencia (que se j en 3, 606 cent/kWh). Si el precio de mercado o
En el ao 2009, las importaciones de uranio de Espaa fueron: 45 % Rusia, 22 % Australia, 20 % N n n ger, 6 % Kazajistn, 5 % Canad, 1 % Ucrania y 1 % Sudfrica [19] a a a 7 Estos costes de inversin 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 8 El reparto de CTC entre las empresas se realizaba segn unos porcentajes jados inicialmente en 51,2 % u para Endesa, 27,1 % para Iberdrola, 12,9 % para Unin Fenosa y 5,7 % para Hidrocantbrico o a
era inferior al de referencia las empresas elctricas recibir una compensacin y si ocurr e an o a lo contrario y el precio de mercado era superior al de referencia deber abonar ellas la an diferencia. Ahora bien, al obtener precios de mercado muy superiores al de referencia, a nales de 2005 los CTC pendientes de cobro resultaban negativos, es decir, las empresas hab recibido an ms dinero por los precios jados en el mercado que el que se hab considerado necesario a a para garantizar la rentabilidad, es por ello que mediante el RD 7/2006 [27] se suprimen los CTC. Existe cierta controversia en relacin 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 dcit de tarifa y no fueron retribuidos en e los aos correspondientes. Varios autores sealan cmo las empresas generadoras elctricas n n o e recibieron 12.000 millones de euros (cantidad superior a los 8.400 que se hab establecido an como l mites)[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 an mientras que, los benecios extra obtenidos debido al mismo no fueron reembolsados[29].
Costes asociados al dcit de tarifa e
Figura 2.2: Evolucin de la tarifa en trminos constantes y corriente entre 1997 y 2009. o e Evolucin del IPC en el mismo periodo de tiempo. Fuente: [30]. o El dcit de tarifa se genera cada ao cuando los ingresos del sistema elctrico son inferioe n e res a los costes del mismo. Entre 1997 y 2009, mientras se estaba produciendo la liberalizacin o del mercado elctrico 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. a El coste de la energ se mantuvo articialmente bajo principalmente para controlar la ina a acin9 y mejorar la competitividad de la industria estatal al ser el precio de la energ un o
En el R.D. 1432/2002, se dene la metodolog para establecer la tarifa de referencia, impidiendo que sta a e aumente ms del 2 % anual entre 2003 y 2010 [31] a
factor determinante en ella. Esto se observa claramente en la gura 2.2 donde se muestra la evolucin de la tarifa desde el comienzo del proceso de liberalizacin en 1997 junto con la o o evolucin del IPC. Se puede apreciar claramente que mientras el IPC es montonamente creo o ciente durante todo el per odo, la tarifa elctrica en trminos constantes, es decir, expresada e e siempre en pesetas de 1997 es decreciente durante la mayor parte del periodo referido. Esta situacin que ocasiona un dcit tarifario fue concebida como temporal. Sin embargo, o e se ha continuado produciendo una vez completado el proceso de liberalizacin del mercado o elctrico. La razn es que actualmente un gran nmero de consumidores (la mayor parte de e o u los consumidores domsticos) compran su electricidad a travs 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 dcit. e La consecuencia principal de ese dcit es que los consumidores actuales disfrutamos de e energ ms barata que pagarn (con los intereses correspondientes) los consumidores del a a a futuro. Del mismo modo, el aumento de la inacin y la prdida de competitividad de las o e empresas espaolas energticamente intensivas slo se han postergado unos cuantos aos [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 amos pagado 4.991 millones de euros10 .
Resumiendo, cmo 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 elctrico adems de la propia generacin de e a o electricidad. En la gura 2.3 se muestra la evolucin 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 ao para obtener un coste en cent/kWh. Se aprecia claramente n cmo los conceptos que suponen un mayor porcentaje del total son los costes de transporte o y comercializacin y distribucin junto con la adquisicin del rgimen especial. Para los aos o o o e n de los que se dispon de informacin (a partir de 2004) la componente de adquisicin de a o o rgimen especial se ha dividido en dos partes; lo que se denomina prima al rgimen especial e e y adquisicin del rgimen especial. Para el rgimen especial que se retribuye a una tarifa ja, o e e el coste que habr tenido esa energ en el mercado est incluida en el apartado costes de a a a adquisin mientras que la diferencia entre el coste de mercado y la tarifa ja est incluida o a en el apartado primas. Para los generadores de rgimen especial que compiten en mercado, e la retribucin que consiguen en mercado est recogida en la componente de mercado (por o a lo tanto no se muestra en esta grca) y la prima que recibieron est incluida dentro del a a apartado primas. Esta divisin no se muestra para aos anteriores porque se desconocen los o n
10 Las empresas elctricas titularizaron sus deudas que fueron adquiridas por empresas nanciadoras en dos e procesos (uno para el dcit el el periodo 2000-2002 y otro para el dcit del ao 2005), por eso aparecen e e n e n dos conceptos separados en la tabla resumen 2. Los dcits de tarifa de aos posteriores fueron subastados directamente por la CNE
Figura 2.3: Evolucin temporal de los costes recogidos en la componente regulada de la tarifa o elctrica. Fuente: Elaboracin propia a partir de datos en [3]. e o datos aunque obviamente podr hacerse de manera equivalente. a Para el per odo de tiempo considerado (1998-2009) los tres apartados con mayor coste de la componente regulada representa prcticamente el 76 % del total (38 % la comercializacin y a o distribucin, 29 % la adquisicin y primas a las renovables y 9 % el transporte). Por detrs de o o a ellos resultan signicativos los CTC (7 %), la compensacin a la generacin extrapeninsular o o (6 %), la compensacin de la moratoria nuclear (3 %) o la prima al consumo de carbn 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 carbn, el plan de viabilidad de o e Elcogas, la 2 parte del ciclo de combustible nuclear o el plan de ahorro y eciencia energtica. Respecto al dcit de tarifa, el rea violeta de la gura representa para cada ao el pago e a n de dcit de aos anteriores y su suma integrada para todo el periodo 1998-2009 representa el e n 5 % del total. Sin embargo el dcit contra cada ao se ha representado en el eje negativo e do n e e de la gura 2.3 (tambin en cent/kWh). Como se observa en la gura el dcit de tarifa se ha utilizado para suavizar la evolucin del precio de la electricidad corrigiendo las variaciones o anuales mucho ms bruscas de los costes de la componente regulada. a
Anlisis de la componente de a mercado del precio de la electricidad
En este cap tulo se describen los mecanismos por los que productores y consumidores acuerdan un precio y unas cantidades de energ a intercambiar, generando as la componente a de mercado del precio de la electricidad esquematizada en las guras 1.4 y 1.5. Estos mecanismos (mercados) consisten en una serie de procedimientos para el intercambio de informacin 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 restriccin de un sistema elctrico ya mencionada: generacin o e o y consumo tienen que ajustarse en todo instante. As aquellos productores que, empleando , una determinada tecnolog (centrales de gas, aerogeneradores, etc.), generan a menor coste a son los que obtienen ms cuota de mercado, lo que servir de seal a los inversores a la hora a a n de decidir sobre futuras instalaciones. De esta manera, el parque elctrico tender de forma e a, natural, a una conguracin de m o nimo coste. Quin 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 bsicamente a a se distingue entre productores y consumidores cualicados. Una unidad de produccin generalmente hace referencia a una unidad f o sica tal como una turbina de gas, de manera que una central de carbn con tres turbinas acude a los o mercados como tres unidades de mercado independientes a la hora de realizar ofertas. Slo o en casos especiales de instalaciones de pequea potencia (como turbinas elicas o plantas n o fotovoltaicas) se permite que una unidad englobe a varias unidades f sicas (como por ejemplo, un parque elico). o Un consumidor cualicado que acude a un mercado mayorista a adquirir energ es t a picamente una comercializadora o un gran consumidor directo (una industria cementera, por ejemplo). Las comercializadoras posteriormente formalizan contratos con pequeos consun midores (hogares, empresas) para revenderles la electricidad adquirida, obteniendo as unos benecios por el papel de intermediarios. De esta manera se genera un mercado minorista en
el que los consumidores nales tienen en teor la posibilidad de elegir aquella comercializaa dora que les ofrezca contratos ms ventajosos, lo que nuevamente proporcionar mediante a a, mecanismos de competencia, mayores cuotas de mercado a aquellas comercializadoras que ms ajusten su margen de benecios. a El resto del cap tulo se centra en los mercados mayoristas, ya que son los propios del llamado Mercado Elctrico, 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 a: 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 Ibrico de la Energ (MIBEL), donde acuden agentes de mercado espaolas e a n y portuguesas. El MIBEL comprende a su vez: Mercado a plazos o mercado de futuros, que organiza el polo portugus (OMIP), e donde se subastan contratos estables a largo plazo. Mercados de produccin diarios e intradiarios (mercado spot), que organiza el polo o espaol (OMEL). Son mercados horarios donde se deciden precios y cantidades n para todas y cada una de las horas de ao. n Otra serie de mercados que gestiona REE orientados a organizar los ajustes de ultima hora para asegurar el mencionado equilibrio instantneo entre generacin y consumo: a o mercados de servicios complementarios, solucin de restricciones tcnicas, gestin de o e o desv etc. os, En la pen nsula ibrica, la mayor parte de la electricidad se gestiona en el mercado spot e u (mercados diario e intradiarios)1 , donde un elevado nmero de participantes (productores y consumidores) acuden para realizar sus ofertas y concretar el precio de la electricidad para cada hora. Por su inters y relevancia en la determinacin del precio, el resto del cap e o tulo se centra en explicar estos mercados.
El objetivo del mercado diario es el de denir el precio y las cantidades de energ que los a productores van a verter a la red elctrica 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 as, 14h del d D-1 se ja un precio de la electricidad (comn para todos los participantes) para a u cada una de las 24 horas del d D, as como qu productor va a producir y cunto en cada a e a una de esas horas. Tal vez lo ms sencillo para comprender cmo 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 a a
D). Consideremos el caso de una central trmica de ciclo combinado de Iberdrola ubicada en e Escombreras (Cartagena, Murcia). Se puede encontrar informacin pblica de esta central en o u la lista de unidades de OMEL2 (en particular, su cdigo de unidad de mercado: ESC6), o en el registro ordinario del Ministerio de Industria3 (potencia instalada, tipo de combustible y otros datos administrativos) y adems, por tratarse de una instalacin contaminante, en a o o a el Registro Estatal de Emisiones y Fuentes Contaminantes PRTR4 (localizacin geogrca, consumos, emisiones, residuos, etc.). Realizacin de ofertas o Como unidad generadora, ESC6 debe realizar antes de las 10h del d D-1 sus 24 ofertas a para las 24 horas del d D (que se denominan por H01, H02, ... , H24). Una oferta consiste a 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 gura 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. Elaboracin 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, esa tar dispuesta a producir a un nivel de potencia de 80 MW por un precio de 3,67 cent/kWh; a a un nivel de 185 MW si el precio fuese de 3,82 cent/kWh; y as sucesivamente, hasta un , nivel de 335,6 MW si el precio alcanzase los 8,03 cent/kWh. Todas las unidades de generacin realizan sus propias ofertas para cada hora. Anlogao 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 a precio dado, pero si el precio es ms bajo, estoy dispuesto a adquirir an ms energ a u a a.
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/chacomplejo.aspx?id complejo=3239 5 Los datos relativos a las ofertas realizadas al mercado se hacen pblicos pasados tres meses. Se pueden conu a sultar en la base de datos de OMEL ( http://www.omel.es/aplicaciones/datosftp/datosftp.jsp) o grcamente en http://www.observaelmercadoelectrico.net/Explora/formulario2.htmlgo#go app2
La casacin o Pasadas las 10h del d D-1 OMEL ha recibido todas las oferas de productores y consua 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 generacin y por o tramos de mayor a menor todas las ofertas de adquisicin. La gura 3.2 muestra las curvas o agregadas obtenidas para el caso de la H15. Se resalta la posicin 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 sealan los cuatro tramos de la oferta realizada por la central de ciclo n combinado de Iberdrola ESC6. Elaboracin propia a partir de datos de [34]. o
En teor el corte de estas curvas indicar el volumen de energ acordado as como el a, an a precio de casacin. En concreto, los tramos de las curvas que han casado (los que quedan o a la izquierda del precio de casacin) 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 ningn tramo de a u su oferta para esta hora. Sin embargo, estas curvas deben modicarse a menudo por dos motivos: Si la capacidad de interconexin entre Espaa y Portugal se supera, se produce lo que se o n denomina Market Splitting, y los mercados de ambos pa se resuelven por separado ses (proporcionando precios de casacin diferentes en cada pa Omitimos los detalles de o s). este procedimiento, pero a efectos prcticos implica un desplazamiento hacia la derecha a de la curva de demanda. Las ofertas realizadas cada hora por los generadores, explicadas en el apartado anterior, a veces van acompaadas de condiciones complejas. Estas permiten al vendedor imn poner condiciones sobre varias horas a la vez. Por ejemplo, la restriccin por gradiente de o carga permite que una determinada central no case tramos de sus ofertas que impliquen 28
gradientes en la potencia generada mayores a un umbral dado, debido a limitaciones tcnicas. Otra, comnmente empleada, es la condicin de ingresos mnimos, por la cual e u o un generador impone un nivel m nimo de ganancias total a obtener en las 24 horas de un d de no alcanzarse, sus ofertas de generacin se retiran. Como consecuencia a; o de incorporar las ofertas complejas en la casacin, la curva de oferta agregada de una o determinada hora se acorta, retrayndose hacia la izquierda. e Salvo incidencias, alrededor de las 11h del d D-1 se obtienen estas curvas modicadas, a que, ahora s determinan el resultado nal del mercado diario, indicando para cada hora , cunto tendr que generar cada productor, cunto podr consumir cada consumidor y precio a a a a al que dicho intercambio se produce. La siguiente gura muestra estas curvas modicadas para H15 la H15, donde se puede observar que el precio de casacin es PD = 3,895 cent/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 modicaciones mencionadas.
18 16 14 12 cE/kWh 10 8 6 4 2 0 0 10 20 30 GW 40 50 60
oferta agregada corregida demanda agregada corregida
Figura 3.3: Curvas agregadas de oferta y demanda corregidas tras tener en cuenta el Market Splitting y las condiciones complejas (hora H15, 2 de junio de 2009). Las bandas verticales sealan los dos tramos casados de la oferta realizada por la central de ciclo combinado de n Iberdrola ESC6. Elaboracin 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: a Ganancias de ESC6 en el Mercado Diario (H15) = 185[MW]1[h]3,895[cent /kWh] = 7258 Es importante indicar que, si bien las unidades productoras ofertaron a un precio menor que el precio de casacin, 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, nalmente pagan el kilovatio-hora al precio de casacin. Una alternativa a este mtodo es que o e las unidades paguen o cobren cada una al precio que ofertaron (pay-as-bid auctions). Sin embargo, la literatura seala que bajo esta otra metodolog no se observar modicaciones n a an sustanciales en el precio alcanzado, ya que los participantes, en vez de ajustar sus ofertas 29
segn su propio coste de oportunidad, aspirar a ofertar al precio de casacin esperado u an o para maximizar benecios, lo que genera otro tipo de ineciencias. En cualquier caso, una discusin sobre este debate est fuera del objetivo del este informe, pero puede encontrarse o a informacin referida en [35, 36]. o T picamente a qu precios oferta cada tecnolog e a? Consideremos un par de curvas agregadas de oferta y demanda como las mostradas en la gura 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 prcticamente en cualquier a a parte de la curva. Sin embargo, en promedio, se observan zonas t picas, tal y como se muestra en las guras 3.4 y 3.5.
15 cE/kWh
PREDOMINIO DE TERMICAS (CARBON Y GAS) OFERTAS DE GENERACION DE EOLICA, FOTOVOLTAICA Y NUCLEAR
OFERTAS DE COMPRA DE CENTRALES DE BOMBEO E INDUSTRIA PROGRAMABLE
OFERTAS DE COMPRA A PRECIO MAXIMO (PRINCIPALMENTE COMERCIALIZADORAS)
0 0 10 20 30 GW 40 50 60
0 0 10 20 GW 30 40 50
Figura 3.4: Posicin t o pica de las tecnolog generadoras en la curva agregada as de oferta.
Figura 3.5: Posicin t o pica de los consumidores en la curva agregada de demanda.
Por qu las centrales nucleares y los parques elicos ofertan a precio cero? e o La respuesta a esta cuestin tiene que ver con otra pregunta ms general: en base a o a qu criterios disea cada unidad generadora los precios de sus ofertas? En principio, puede e n parecer que el diseo de una curva como la mostrada en la gura 3.1 reeja los costes de n generacin de la tecnolog implicada, de manera que por debajo de ese precio no le es rentable o a generar (por el coste del combustible, por ejemplo). Sin embargo, el verdadero motivo para jar los precios en las ofertas es el coste de oportunidad, concepto ms amplio que engloba a los costes de produccin as como otras consideraciones y factores. Por ejemplo, pensemos en o una central hidroelctrica de embalse. Si, debido a una poca de lluvias fuerte, las reservas e e se encuentran al l mite 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 casacin. Al contrario, si el nivel o de reservas es muy bajo, entonces realizar ofertas a precio muy elevado para asegurarse que a slo gasta combustible (agua) a cambio de una gran remuneracin, de manera que puede o o permitirse el lujo de no producir mientras espera una futura situacin de precio de casacin o o elevado. Mencionados estos dos extremos, en la mayor de los casos la central disear sus a n a ofertas en base a una estrategia de mximos benecios, habida cuenta de todos los factores a que le afectan (el nivel de reservas que tenga el embalse, prediccin 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. 30
Evidentemente, cada tecnolog evala de manera diferente su coste de oportunidad. Las a u centrales hidroelctricas estn muy condicionadas por la meteorolog y la capacidad del e a a embalse, pero no por el coste de su combustible (el agua, que reciben gratuitamente). Las centrales trmicas deben evaluar el precio de su combustible (gas, carbn, etc.), la capacidad e o de stock, la previsin de la evolucin de dichos precios, as como el coste de arranque y parada o o que conlleva una gran turbina. En el caso de un parque elico, el combustible es el viento, que es gratis, pero no se puede o almacenar para otro momento. Por tanto, si tiene ocasin de generar en una situacin de viento o o favorable, no hacerlo no aumenta la posibilidad de obtener mayores benecios en el futuro, ya que ni ahorra en combustible ni puede almacenarlo para una ocasin posterior. Dicho esto, o si la prediccin meteorolgica para el d siguiente en el emplazamiento del parque prev un o o a e nivel de generacin de varios megavatios, este parque har una oferta de dicha potencia a un o a precio cero para asegurar la casacin (cabe recordar que, a pesar de ofertar a cero, el precio o de retribucin es comn a todos e igual al precio de casacin). Esta estrategia de oferta es o u o tambin habitual en plantas fotovoltaicas y la hidrulica uyente (sin presa) por los mismos e a motivos. Las centrales nucleares tambin ofertan a precio cero, pero por otros motivos. Las cene trales nucleares, por la tecnolog involucrada, tienen poca capacidad de variar su nivel de a produccin 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 reposicin de las barras de uranio, o de mantenimiento, o de paradas de emergencia). Por tanto, las ofertas a precio cero buscan asegurar la casacin para mantener un nivel de produccin constante, dejando que el precio o o que recibirn como retribucin lo marquen el resto de tecnolog que ofertan a otros precios a o as mayores por otros motivos. Considerando como ejemplo los diferentes costes iniciales y de mantenimiento de estas tecnolog (elica, fotovoltaica y nuclear), queda pues aclarado que el precio de oferta que as 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 a , a para elaborar una estrategia de mximos benecios 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 adquisicin de o los volmenes de energ que estiman necesarios para abastecer a sus clientes. Suelen hacerlo u a al llamado precio instrumental, que es el mximo permitido (18, 03 cent/kWh). Esto es a as para asegurar la casacin. Se observa pues la incapacidad de las comercializadoras para o responder a seales de precio, ya que independientemente de ste, no pueden arriesgarse a no n e obtener en el mercado los volmenes de energ que previsiblemente demandarn sus clientes. u a a El resto de ofertas de adquisicin a precios menores del mximo las realizan t o a picamente aquellos consumidores que pueden variar su consumo, tales como centrales de bombeo o algunos tipos de industria. Cmo ha evolucionado el precio de la energ en el mercado diario? o a Como hemos visto, el precio del mercado diario cambia cada hora. La gura 3.6 muestra la evolucin de este precio en el ao 2010. o n
Estos mercados, llamados tambin mercados de ajustes, estn orientados a que los partie a cipantes del mercado diario puedan hacer ajustes a sus compromisos de produccin/adquisicin 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 a a 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 gura 3.7.
Figura 3.7: Horizontes temporales (en rojo) para la realizacin de ofertas y horas afectadas o (en morado) de los mercados diario e intradiarios. Desde el punto de vista econmico, cada uno de los mercados (diario e intradiarios) o es un mercado diferente e independiente, en el que se alcanzan unos compromisos de produccin/adquisicin para cada unidad a un precio de casacin diferente. Desde el punto de o o o vista de la generacin y el consumo, cada unidad tendr que generar o consumir en cada hora o a 32
una cantidad de energ igual a la suma de las cantidades casadas en cada mercado. a Ofertas en el intradiario. Diferencias con el mercado diario Puesto que se tratan de mercados de ajustes, slo 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 generacin como de adquisicin. As un generador, mediante ofertas de adquisicin, o o , o consigue reducir la energ comprometida en el diario (si por ejemplo, tiene un problema a tcnico o cambia la prediccin de viento); igualmente, una unidad de compra que hace ofertas e o de generacin consigue reducir el compromiso la cantidad de energ adquirida en el diario. o a Otra particularidad es que cada unidad puede realizar, para una determinada hora, multiples ofertas (mltiples curvas similares a las de la gura 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 fueron6 :
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 generacin de 38,2 MW en el intradiario 3, en el o o que se alcanz un precio de PI3 = 3,935 cent/kWh. Las ganancias de esta unidad en este o intradiario son, por tanto: Ganancias de ESC6 en el Intradiario 3 (H15) = 38,2[MW] 1[h] 3,935[cent/kWh] = 1503 Por qu son necesarios estos ajustes? e Hay varios motivos que pueden llevar a una unidad de generacin a querer modicar la o cantidad de energ casada en el mercado diario. Algunos de ellos ser a an: Las centrales que slo han casado parte de la energ que pueden producir (por haber o a ofertado algunos tramos a un precio mayor del nalmente alcanzado en el diario) pueden
Ntese que esta hora est fuera de los plazos temporales del intradiario 6 o a
ofertarlos de nuevo siguiendo una estrategia actualizada, una vez conocido el precio alcanzado en el diario. Cambios en la prediccin de un recurso no gestionable: Los parques elicos y las instao o laciones fotovoltaicas ofertan en el diario la cantidad de energ estimada mediante a modelos predictivos. Esta prediccin normalmente se puede mejorar con el transcurso o del tiempo (no es lo mismo predecir para el d siguiente que para dentro de cinco a horas), por lo que los intradiarios permiten incluir estas correcciones. Declaracin de indisponibilidad. Una central que tras casar en el diario sufre un proo blema tcnico que no le permita generar, puede adquirir en los intradiarios la misma e cantidad de energ para dejar su compromiso de produccin a cero. a o
Resultados del mercado y precio nal
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 nales tambin 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 ms a a los 38.2 MW casados en el intradiario 3), por lo que percibir 8761 (los 7258 del diario a ms los 1503 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 consa tante durante esa hora. Por ejemplo, para la hora H15 del d 2 de junio de 2009, este nivel a se qued en 32.19 GW. Estos niveles de potencia escalonados horariamente son los que se o representan mediante la curva programada en las grcas de demanda que proporciona REE a a (ver curva roja en la gura 3.9). La diferencia entre esta energ programada y la que realmente se intercambia (curva amarilla) se debe a los desv medidos en tiempo real en que os incurren las unidades. Para seguir cumpliendo el requisito indispensable del sistema elctrico e (hacer coincidir produccin y demanda en cada instante temporal), REE usa las regulaciones o primaria, secundaria y terciaria que aportan las unidades gestionables. Como consecuencia, existen mecanismos de penalizacin a las unidades que incurren en desv (gestin de desv o os o os) y de retribucin a las unidades que proporcionan las bandas de regulacin (mercados de sero o vicios complementarios) que gestiona REE, y cuya explicacin est fuera del alcance de este o a informe. Resumiendo, cmo se forma la componente de mercado del precio de la electrio cidad? La componente nal 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 tulo, a saber: Mercado diario: Donde, con un d de antelacin, los generadores y los consumidores a o acuerdan para cada hora cunta energ van a intercambiar y a qu precio. a a e Mercados intradiarios: Donde los participantes pueden modicar el programa alcanzado en el anterior mercado, acordando nuevos intercambios a un nuevo precio. 34
Figura 3.9: Evolucin de la energ programada como resultado del mercado (curva roo a ja), la real (amarilla) y la prevista(verde) para el d 2 de junio de 2009. Fuente: a https://demanda.ree.es/demanda.html Mercados de operacin: Gestionados por REE y orientados a mantener el equilibrio o instantneo entre generacin y consumo. Incluye los mercados por servicios complemena o tarios, sobrecoste por restricciones tcnicas y gestin de desv e o os. 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 a Regimen Ordinario de potencia instalada mayores a 50 MW7 para que recuperen sus costes jos y as incentivar la inversin a medio y largo plazo. Aunque, por su naturaleza, se asemeja o ms a una prima que deber recogerse en la componente regulada, los informes de la CNE a a la incluyen en la componente de mercado. Cada uno de los tres mercados mencionados adquieren un valor para cada hora del ao. n La gura 3.10 muestra el valor medio anual de estas componentes. Observamos en esta gura que la mayor contribucin en la formacin de la componente o o de mercado es el mercado diario. La contribucin del mercado intradiario no se aprecia y es, o en efecto, muy pequea cuando se promedia anualmente. Sin embargo, para una hora en conn creto, puede inuir de manera apreciable tanto aumentando el precio como disminuyndolo, e dependiendo de las circunstancias en ese momento.
Las secciones anteriores explican cmo se forma el precio en el mercado elctrico al que o e adquieren energ los consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y consumidores a directos).
El Anexo III de la Orden ITC/2794/2007 establece adems que debe tratarse de instalaciones puestas en a marcha con posterioridad al ao 1997 y con menos de 10 aos de antigedad. n n u
Figura 3.10: Valores medios anuales de las componentes del precio de mercado de la electricidad. Elaboracin propia a partir de [3]. o Como hemos explicado en la seccin 1.3, el marco para los consumidores nales (domstio e cos y pequeas empresas) es el del mercado minorista, que consiste en contratar una de las n comercializadoras en rgimen 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 benecios (ver gura 1.4). Se debe recalcar que la a 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 disear los contratos que ofrece, de cara n a obtener un determinado margen de benecios. Los consumidores hemos contado con un periodo de adaptacin para abandonar nuestras o antiguas tarifas establecidas por la administracin (en la l o nea 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. a Sin embargo, para aquellos consumidores que en esa fecha an no hab contratado una u an n comercializadora (y que eran la inmensa mayor ver gura 3.11) se diseo lo que se conoce a, 8 a la que pasaban automticamente a estar a como Tarifa de Ultimo Recurso (TUR), inscritos. Estos consumidores siguen siendo clientes de sus antiguas distribuidoras, o mejor dicho, de la versin comercial de sus antiguas distribuidoras, que ahora se llaman Comercializadoras o de Ultimo Recurso (CUR)9 , las cuales estn obligadas a vender electricidad al precio que marca a la TUR. La idea es que con el tiempo, las comercializadoras en rgimen de competencia vayan e progresivamente ofreciendo ofertas ms atractivas de manera que los pequeos consumidores a n vayan abandonando la TUR, hasta que desaparezca.
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 travs del e e R.D.-Ley 6/2009 [38], puede ser solicitado por consumidores domsticos con una potencia contratada inferior e a 3 kW, pensionistas con prestaciones m nimas, familias numerosas y hogares en los que todos sus integrantes se encuentren en situacin de desempleo. o 9 Son cinco: Endesa Energ XXI S.L., Iberdrola Comercializacin de Ultimo Recurso, S.A.U., Unin Fenosa a o o Metra, S.L., Hidrocantbrico Energ Ultimo Recurso S.A.U. y E.ON Comercializadora de Ultimo Recurso, a a S.L.
Figura 3.11: Evolucin del nmero de suministros domsticos (que representa el 97 % del o u e nmero 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 despus). Fuente: [39]. e Cmo se ja el precio de la TUR? o Dado que las cinco comercializadoras de ultimo recurso estn obligadas a vender a un a precio dado (la TUR), el Estado debe asegurarles un margen de benecios razonable. Sin embargo, el Estado ya no es competente en el nuevo marco liberalizado para jar por entero una tarifa, ya que entrar en conicto con la existencia de la componente de mercado. a Para solucionar la convivencia entre, por un lado, mecanismos de libre mercado y, por otro, la obligacin de jar 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. Quin 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 benecios para las CUR y la adquisicn de la o energ en el mercado diario. Puesto que existe incertidumbre sobre este segundo elemento a (el mercado horario adquirir un precio para cada hora, segn los mecanismos explicados), a u existe un riesgo de que la TUR no cubra dicho gasto. Para solventar este problema, se crea una gura intermediaria entre el mercado y las CUR. La funcin de esta gura 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 nanciero, por lo que cualquier
entidad nanciera puede participar en estas subastas. Formacin del precio mediante las subastas CESUR o La gura 3.12 es equivalente a la gura 1.4 pero particularizada para el caso de los consumidores acogidos a la TUR.
Figura 3.12: Esquema de la formacin de la Tarifa de Ultimo Recurso. o Cuando se celebra una subasta CESUR, acuden entidades nancieras dispuestas a pujar por un precio CESUR, resultando ganadoras aquellas que lo ofrezcan ms bajo. Estas entia dades ganadoras debern, durante los prximos 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 benecios aquellas horas en que P (h) < PCESU R y prdidas en el caso contrario. Teniendo en cuenta este marco, y e volviendo al punto inicial (la subasta), las entidades nancieras realizan su puja para PCESU R lo ms baja posible en base a su estimacin del precio de mercado para los prximos meses y a o o al riesgo que deseen asumir. De no asumir el suciente riesgo, pueden no resultar ganadoras de la subasta; pero si asumen demasiado, estarn expuestas a prdidas econmicas. El nmero a e o u de ganadoras depende de la cantidad de energ que se subaste (segn los clientes acogidos a u a la TUR) y de las cuotas de energ que cada entidad tenga (que depende a su vez de los a avales depositados antes de la subasta). Una vez alcanzado el precio CESUR, la Tarifa de Ultimo Recurso se obtiene aadiendo n la componente regulada y un margen de benecios estipulado desde la administracin a las o Comercializadoras de Ultimo Recurso.
Implicaciones de las subastas CESUR Por lo explicado anteriormente, vemos que la componente de mercado del precio de la electricidad que pagan los clientes acogidos a la TUR experimenta un recargo, que es la diferencia entre el precio CESUR alcanzado en la subasta y la media del precio de mercado comprobado a posteriori. Este recargo son los benecios (o prdidas) que ingresan las entidades nancieras e que han resultado ganadoras en las subastas. La gura 3.13 muestra el porcentaje en que se increment la componente de mercado debido a las subastas CESUR para cada periodo o subastado. Sealamos tambin que, de media en los cuatro aos que llevan producindose, n e n e las subastas han supuesto un aumento del 11,8 % de la componente de mercado.
Figura 3.13: Porcentaje en que se incrementa la componente de mercado debido a las subastas CESUR. QX-YY hace referencia al cuatrimestre X del ao YY. Los datos desde Q3-07 hasta n Q2-10 se han obtenido en [40]; el resto se han obtenido en [41]. El dato para el Q4-11 hace referencia hasta el 9 de Noviembre de 2011.
Las siete falacias del mercado elctrico espaol e n
Con los cap tulos previos 1, 2 y 3 hemos intentado cubrir el primer objetivo que mencionbamos en el prefacio: contribuir a la transparencia del funcionamiento del mercado a elctrico al ciudadano de a pie, dando una visin objetiva, lo ms e o a ntegra posible y con cierta perspectiva histrica del proceso de liberalizacin. o o Una vez explicados los mecanismos en el marco actual, abordamos en este cap tulo nuestro segundo objetivo: aportar una visin cr o tica e informada del proceso de liberalizacin del sector o elctrico, sealando algunos de los mecanismos perversos propios de su denicin as como e n o otros debidos a la situacin particular de oligopolio de las grandes elctricas espaolas en que o e n dicho proceso ha tenido lugar.
FALACIA N1: La mejor manera de administrar el sistema elctrico en Espa a es mediante un mercado libre e n
Entre 1997 y 2009 se realiz en Espaa la transicin desde un marco de gestin pblica o n o o u (conocido como Marco Legal Estable) hasta un marco de gestin privada (conocido como o Mercado Ibrico de Electricidad). Esta transicin, impulsada por la idea de un futuro mere o cado elctrico europeo, se justica en la creencia de que la mejor manera de asignar el coste e de la electricidad ser aquella basada en un mercado. As productores y consumidores cona , currir en un mercado libre en el que el cruce de las curvas de oferta y demanda marcar an a el precio de la electricidad y el mercado en libre competencia asegurar la produccin de a o electricidad a un coste m nimo. Las falacias 2, 3 y 4 analizan en detalle cmo no es cierto o que el libre mercado garantice el menor coste de produccin ni, por supuesto, mucho menos o el menor precio de la electricidad para los consumidores. Sin embargo, antes de eso conviene analizar con cuidado el punto de partida. Parece claro que el objetivo del mercado elctrico, e independientemente de que lo consiga o no, es garantizar la produccin de la energ necesaria o a al menor coste pero es ese realmente el objetivo del sistema elctrico en Espaa? No deber e n a ser garantizar el acceso a una electricidad de calidad para todos los ciudadanos a corto, medio y largo plazo? O disminuir los daos medioambientales y sociales asociados a la produccin n o de electricidad? Reducir la emisin de gases de efecto invernadero e intentar cumplir los como promisos adquiridos mediante la rma del Protocolo de Kyoto? Quizs utilizar los recursos a energticos de nuestro pa de la manera ms eciente e inteligente posible? tal vez reducir e s a 40
las importaciones de petrleo, gas natural, carbn o uranio aumentando nuestra soberan o o a energtica? reducir nuestro dcit externo que tiene consecuencias negativas para toda la e e econom En nuestra opinin todos estos deber ser objetivos del sistema elctrico y rea? o an e ducir su gestin a un mercado elctrico en el que el unico objetivo a cumplir es la disminucin o e o del coste es, cuanto menos, discutible. Es cierto que existen mecanismos de intervencin en el o mercado para valorizar econmicamente el resto de objetivos como pueden ser la existencia o del bono social, los gravmenes por emisin de CO2 o las primas a energ renovables, pero a o as estos mecanismos, que eran ms directos en el antiguo marco de gestin pblica, se han visto a o u reducidos a un extra que el Estado impone sobre los precios libres, percibindose a veces como e un sobrecargo arbitrario, desprestigiando sus causas y provocando un rechazo instintivo en favor de la visin puramente econmica. o o
as a FALACIA N2: El mercado incentiva las tecnolog ms ecientes, garantizando el precio m nimo de generacin o
Tal y como se ha visto en el cap tulo 3, el mercado de electricidad consiste en una serie de reglas de intercambio de informacin entre generadores y consumidores para que cada o generador, presionado por la competencia, genere con la mayor eciencia posible, de manera que, por un lado, se alcance un precio de equilibrio m nimo, y por otro, se fomenten las tecnolog de menor coste. Sin embargo, el hecho de convertir a un generador en un jugador as en el que sus benecios dependen tanto de la eciencia de su tecnolog como de su astucia a frente al resto de jugadores estimula este segundo papel, lo que conlleva la aparicin de algunos o mecanismos perversos que ponen en duda la supuesta capacidad del mercado de maximizar la eciencia y minimizar objetivamente el precio de generacin: o
Hemos visto en la pgina 30 que las ofertas que hacen las unidades generadoras no tienen a que ver con un plan diseado de recuperacin de la inversin inicial + costes variables n o o + ganancias deseadas, sino con el coste de oportunidad, que depende de la tecnolog a, llegando a ser nulo para varias de ellas. Este mecanismo hace que, en ocasiones, el precio de mercado pueda caer a cero, trasmitiendo la idea cticia de que el coste de o o generacin es nulo1 . Dicho de otro modo, la recuperacin de la inversin inicial de o aquellas tecnolog que, por cmo est diseado el mercado, han de ofertar a cero as o a n (como la nuclear o algunas renovables) est condicionada a que exista en el mercado a la suciente cantidad de otros generadores (otros jugadores) que, ofertando a precios mayores, mantengan un precio de casacin lo sucientemente alto. Una consecuencia o de esto es que, an cuando el coste real de las renovables fuese el menor de todas las u opciones disponibles2 , su implantacin a mayor escala y la sostenibilidad econmica del o o sistema son objetivos contradictorios e incompatibles. El sistema de mercados intradiarios, al dar valor a tener la energ casada en diferena tes horizontes temporales, crea un mecanismo perverso por el cual ciertos generadores pueden recibir ingresos a cambio de no generar nada. Esto sucede cuando una unidad generadora que ha casado en el diario recompra energ posteriormente a un precio a
Esta situacin no es terica. De hecho, se generaliz a principios de 2010 hasta el punto de llevar a la CNE o o o a replantear el sistema elctrico, ver http://www.expansion.com20100318empresasenergia1268950660.html e 2 Este escenario es cuestin de tiempo, dada la tendencia a la baja del coste de las renovables y la tendencia o creciente de los recursos fsiles. o
menor en algn intradiario. Por ejemplo, una unidad que casa en el diario la venta de u una cantidad de energ X a un precio PD puede hacer sistemticamente ofertas de a a compra en los intradiarios de una cantidad x a un precio menor a PD . Si el precio de algn intradiario bajase a PI < PD de tal manera que consiguiese casar la mencionada u cantidad x, este generador nalmente slo deber producir X x, por lo que, al precio o a ofertado en el diario, deber ingresar PD (X x). Sin embargo, recibir ingresos por a a PD X PI x = PD (X x) + x (PD PI ). El segundo sumando es el benecio que obtiene por dejar de generar la energ que esta unidad se recompra a s misma en a los intradiarios. Esta estrategia explica las ofertas de compra sistemticas a precio bajo a como las realizadas en el ejemplo de la gura 3.8, realizadas en paralelo a ofertas de generacin a precio elevado. o
El sistema de ofertas del mercado diario explicado, en el que cada unidad de generacin o realiza una oferta, crea la ilusin de que al mercado concurren multitud de unidades o generadoras diferentes e independientes, de manera que ninguno de ellos tiene capacidad para inuir de manera directa en el precio y que por tanto realiza su oferta sin ms a informacin que la de sus capacidades. Pero lo cierto es que en Espaa los segmentos o n de generacin, distribucin y comercializacin se concentran en unas pocas empresas3 . o o o Cada empresa tiene, por tanto, el potencial de disear las ofertas de todas y cada una de n sus unidades generadoras (as como de adquisicin) siguiendo una estrategia de mximos o a benecios en un mercado sobre el que posee una cuota no despreciable. Una vez ms, a esta estrategia se basar en el mix de generacin de dicha empresa comparado con el a o de sus competidoras, y la probabilidad de inuir sobre la ultima oferta casada, y por tanto, sobre el precio de casacin. Una consecuencia de esta estructura oligoplica es una o o barrera natural a la entrada de competencia, indispensable en este marco para asegurar la eciencia y el m nimo coste.
nimo a FALACIA N3: El mercado garantiza el precio m los consumidores.
Tambin hay varios motivos para dudar de que los mecanismos de mercado establecidos e vayan a reducir los precios de la electricidad a un nivel equitativo y acorde con el coste de generacin. o El primer motivo tiene que ver con el sistema de ofertas en el mercado spot (mayorista) que sealbamos en el cap n a tulo 3. Como vimos, la mayor parte de las ofertas de compra se hacen al mayor precio posible. Esto es as por la falta de exposicin del consumidor nal a las o uctuaciones del precio, lo que hace que las subidas de precio no se traduzcan en reducciones de consumo (dicho de otro modo, la demanda es, por naturaleza, muy r gida). Por lo tanto, el mercado spot no representa un equilibrio entre consumidores y generadores en igualdad de condiciones, sino que pasa a ser una puja de generadores para cubrir una demanda dada (que se conoce con bastante precisin) dispuestos a pagar el precio que sea. o El segundo motivo tiene que ver con el mercado minorista, donde se jan los precios que pagan los consumidores domsticos y PYMES: hemos visto en el apartado 3.4 el mecanismo de e la Tarifa de Ultimo Recurso, que ja el precio de la electricidad para aquellos consumidores que
Endesa e Iberdrola controlan el 60 % de la generacin y el 70 % de la cuota de mercado [42]. o
en julio de 2009 no se acogieron a comercializadoras en rgimen de competencia (la mayor e a, ver gura 3.11). Este mecanismo no supone, como a menudo se dice, un tarifa refugio que establece el gobierno. Como hemos visto, lo que el gobierno ja en realidad es unicamente el margen de benecios para las Comercializadoras de Ultimo Recurso (obligadas a prestar este servicio) as como la componente regulada, mientras que la componente de mercado se ina en una cantidad que queda supeditada a las subastas CESUR. Estas subastas suponen en denitiva una nanciarizacin del mecanismo que ja los precios a la mayor parte de o a u los consumidores domsticos (ver gura 3.11), ya que depende bsicamente del nmero de e entidades nancieras que acudan a dichas subastas y del riesgo (incentivado por los benecios) que estas deseen asumir. Es evidente que este riesgo pasa a depender pues de la situacin o nanciera global y de todos los factores (especulativos) asociados. No es de extraar, por n tanto, que en periodos de crisis, las subastas proporcionen precios injusticadamente a la alza. Se ha visto que, de media, la subastas CESUR han supuesto unos benecios para las entidades nanciadoras (y como consecuencia un sobrecoste para los consumidores de electricidad) del 12 %, llegando en algunos ejercicios a rentabilidades mayores al 50 %. Por otro lado, si bien la TUR se plante en julio de 2009 como un mecanismo transitorio o mientras que los consumidores pasan progresivamente a contratar comercializadoras en libre competencia, lo cierto es que, despus de dos aos y medio, la prctica totalidad de estas e n a comercializadoras copian sus precios de los resultados de las subastas CESUR4 . Como conclusin, se puede armar que la instauracin del mercado elctrico ha sustio o e tuido las tarifas establecidas por un organismo pblico (con el n de costear la actividad u de generacin y la pol o tica energtica del momento) por un precio liberalizado caracterizado e por tres elementos: un mercado spot donde la demanda no tiene capacidad de maniobra, la nanciarizacin del mecanismo para establecer la Tarifa de Ultimo Recurso y la ausencia de o competencia entre comercializadoras.
o FALACIA N4: El mercado es la solucin a las ineciencias propias de una gestin centralizada y p blica o u
En sus inicios, la liberalizacin del mercado elctrico se planteaba como la solucin a una o e o serie de cr ticas que se consideraban inherentes al anterior sistema regulado (el Marco Legal Estable). Estas ten que ver sobre todo con ineciencias debidas a la toma de decisiones an por parte de la Administracin: o Los costes de decisiones errneas en inversiones de capacidad de generacin se trasladan o o a un incremento injusticado de tarifa para el consumidor. Puesto que se asegura la cobertura de todos los costes incurridos, las empresas no estn a incentivadas a mejorar su eciencia. Los responsables pol ticos pueden decidir una sobreinversin arbitraria de la poteno cia instalada para evitar el desgaste electoral derivado de problemas de suministro (curndose en salud). a
Para una comparativa actualizada de precios, consultar http:www.tarifasdeluz.comcomparador-de-tarifas-electricasresultadosindex.php
Es importante recordar que el mercado no es un objetivo n tido ni un camino unico. En particular, un mercado elctrico liberalizado puede congurarse de diversas maneras, cada e una de las cuales produce incentivos diferentes sobre los jugadores y por tanto diferentes horizontes a los que el sistema tender En Espaa se ha potenciado un mercado spot a. n (horario) frente a uno de plazos. El efecto, por ejemplo, de este tipo de mercado en el caso de California fue una completa abstencin inversionista y un alza descomunal de precios durante o los aos 2000 y 2001, lo que llev a las autoridades a impulsar un nuevo cambio regulatorio n o [29]. En nuestro caso particular tambin se puede observar cmo, tras denir las reglas del juego, e o se obtuvieron reacciones por parte de los jugadores que poco tienen que ver con la eciencia del sistema y que, sin embargo, s son los comportamientos racionales (ptimos, esperados) o en un marco de libre mercado, donde cada jugador maniobra para maximizar sus benecios. A lo largo de estos aos hemos vivido ejemplos a diferentes niveles de la organizacin del n o mercado elctrico: e La creacin de los Costes de Transicin a la Competencia (explicados en el apartado o o 2.7) hizo que durante los aos 1998-1999 Iberdrola mantuviese una pol n tica de inar articialmente los precios a travs de sus ofertas al mercado diario, mientras que Endesa e se beneciaba de bajarlos articialmente. Pero una vez suprimidos los CTCs en el 2006, se obtuvo el efecto contrario [43, 42]. En 2006 el dcit tarifario (explicado en el apartado 2.8) se dispar, y el gobierno, e o mediante real decreto, j un precio provisional para la energ casada por empresas o a verticalmente integradas5 de 4,236 cent/kW h. Esto provoc que en julio Iberdrola o diese la orden de limitar sus ofertas de adquisicin a 3,365 cent/kW h, haciendo deso cender el precio del mercado diario a ese nivel y dejando en torno al 40 % de la energ a sin casar, con la consiguiente distorsin de los mercados de ajustes y de restricciones o tcnicas [43]. e Hace unos meses la CNE se planteaba modicar el mercado de restricciones tcnicas, e manipulado en varias ocasiones por las elctricas para provocar precios inados artie cialmente (con el consiguiente peligro ocasionado en la red elctrica). Aunque en su e momento fueron sancionadas por tales actos, nalmente los tribunales retiraron algunas de las sanciones por considerar que en un libre mercado cada jugador puede obrar segn u sus intereses6 . Las subastas CESUR (explicadas en el apartado 3.4) tambin han estado recientemente e bajo sospecha de manipulacin, lo que ha llevado a la CNE a abrir una investigacin7 . o o El hecho de que estas maniobras, de las cuales los consumidores slo perciben de forma muy o amortiguada sus causas, pero de forma muy directa sus consecuencias, impide una reexin o n tida sobre qu ventajas ha aportado el proceso de liberalizacin del mercado elctrico. e o e Muchas de las imperfecciones del mercado pueden achacarse indiscutiblemente al poder de mercado que ejercen los grandes grupos corporativos, pero es importante remarcar que la
Con presencia en el lado generacin y de comercializacin. o o Ver www.elpais.com/articulo/economia/CNE/propone/medidas/abusos/mercado/electrico/elpep ieco/20100311elpepieco 2/Tes 7 Ver www.eleconomista.es/economia/noticias/3378521/09/11/La-CNE-investiga-si-manipula-pr ecios-en-la-subasta-electrica.html
liberalizacin del sector, ms que contribuir a la desintegracin de stos para fomentar un o a o e mercado transparente, los potencia. Como reconocen algunos expertos en el sector, el motivo que hay detrs de permitir la a existencia de este mercado oligoplico es que, en lo referente a la creacin de un mercado o o elctrico comn en Europa todos los estados miembros de Europa ganaran con un mercado e u interior de la energa interconectado y competitivo, pero, a corto plazo, la mejor estrategia de cada Estado miembro es aprovecharse de la liberalizacin de los dems y mantener empresas o a fuertes que intenten expandirse en el mercado europeo [44].
FALACIA N5: Las primas a las energ renovables conas stituyen la razn principal del aumento del coste de la o electricidad y deben por lo tanto ser eliminadas
Una vez que el mercado elctrico ha sido liberalizado, las primas se convierten en el mee canismo para valorizar econmicamente las ventajas propias de algunas fuentes de energ o a, de manera que el propio mercado incentive su desarrollo. Resulta obvio que las energ reas novables aportan signicativas ventajas al sistema elctrico y colaboran en la consecucin de e o unos objetivos que ser ms que deseables. En primer lugar, su impacto sobre el entorno an a es reducido como tambin lo es su menor emisin de gases de efecto invernadero y otros e o gases contaminantes, lo que acerca al cumplimiento del protocolo de Kyoto, otros tratados internacionales (como el Convenio de Contaminacin Transfronteriza y de Larga Distancia o Ginebra 1979) y otros compromisos con la Unin Europea (como las directivas sobre Cao lidad del Aire o la de Techos Nacionales de Emisin). En segundo lugar, el uso de energ o as renovables evita tener que recurrir a los ya de por s escasos recursos fsiles de nuestro pa o s y permite aumentar nuestra soberan energtica. Adems, las energ renovables permiten a e a as la generacin distribuida de energ cercana a los puntos de consumo y, como consecuencia o a el aumento de eciencia del sistema al disminuir las prdidas en el trasporte de electricidad. e Como todos estos aspectos no estn recogidos en el coste de la produccin de energ y como a o a los productores que nalmente vendan su energ sern determinados por el mercado elctrico a a e ya liberalizado, la forma de potenciar el desarrollo de estas energ disponibles consiste en as la instauracin de un sistema de primas que las coloque en una situacin ms competitiva a o o a la hora de acudir al mercado elctrico. e Ahora bien, renunciar a un sistema elctrico con gestin pblica y pasar a un sistema e o u liberalizado donde las ventajas de las energ renovables se internalizan mediante primas as no es totalmente equivalente. En primer lugar, las primas tienen que estar perfectamente diseadas para lograr su objetivo sin que aparezcan mecanismos contraproducentes, como el n a que afect a la energ fotovoltaica (explicado en el apartado 2.4.1). Pero es que adems, las o a primas han sido duramente criticadas desde algunos sectores que las consideran una intervencin no deseable del estado en el libre mercado elctrico, obviando que se trata de una o e internalizacin de ventajas. Como consecuencia las primas han resultado muy desprestio giadas y son a menudo acusadas (con frecuencia de manera interesada) de ser las unicas responsables del aumento del precio de la electricidad o del aumento del dcit de tarifa. e Estas acusaciones pasan por alto los ahorros ocasionados por la disminucin del coste de la o energ que ocasiona el hecho de que las primas desplacen la curva de oferta del mercado a a la derecha haciendo que el precio de casacin al que se retribuyen todos los productores de o 45
energ que entren a mercado sea menor. Existen informes que estiman que el ahorro ocaa sionado por este desplazamiento de la curva es del mismo orden que las propias primas [9, 10]. Por ultimo, para rebatir el argumento de que las primas a las renovables son la causa del aumento del dcit tarifario no hay ms que revisar todos los aspectos que se nancian e a mediante la componente regulada de la tarifa elctrica para darse cuenta de que no son las e primas a las renovables las unicas responsables de dicha componente. Como se explica en o o e el apartado 2.1, desde que acab el proceso de liberalizacin del mercado elctrico, es decir, entre 2007 y 2009, las primas al rgimen especial han supuesto aproximadamente el 27 % de e la componente regulada de la tarifa que a su vez representa la mitad de lo que pagamos en nuestra factura de la luz, es decir suponen el 13.5 % de nuestra factura elctrica. Pero es que e simultneamente existen otros mecanismos como las subastas CESUR (cuyo funcionamiento a se detalla en el apartado 3.4) que han sido directamente responsables de un aumento del 12 % en la componente de mercado (es decir un 6 % de la factura nal) durante el mismo periodo de tiempo y todo ello sin generar un solo kW h y sin acercarnos en modo alguno a ninguno de los objetivos deseables del mercado elctrico esbozados en la primera falacia. e
FALACIA N6: La energ nuclear tiene el coste de gea neracin ms bajo y debe por lo tanto ser promovida o a
De la misma manera que la internalizacin de ventajas que intenta realizarse aplicando o primas en el caso de las energ renovables es desprestigiada sin hacer un anlisis profundo as a de cul es su razn de ser, con la energ nuclear ocurre algo similar. Es muy comn la argua o a u mentacin simplista (y de nuevo, interesada) de que se trata de la energ con los costes de o a produccin ms bajos y que por lo tanto debe ser desarrollada prioritariamente para disminuir o a el precio de la electricidad. Obviando los aspectos ms cr a ticos de la energ nuclear que merecer un tratamiento a an ms extenso en un texto aparte (posibilidad de accidente nuclear, proliferacin de armas, a o ausencia de un plan a largo plazo para los residuos, agotamiento del uranio, etc.) lo cierto es que actualmente la energ nuclear no slo no interioriza en su coste ninguna de estas desvena o tajas sino que adems recibe una serie de ayudas que la sitan en una posicin muy ventajosa a u o a la hora de competir en el mercado elctrico. En el caso de las centrales nucleares, si se e consideran los costes de inversin retribuidos durante el Marco Legal Estable (recogidos en la o o tabla 1.1), los Costes de Transicin a la Competencia y los costes externos (que se detallan en el siguiente prrafo) el precio del W p nuclear instalado resulta ser de 4,76 , lo que se a traduce en un coste de la energ de 10 cent/kWh [15] (muy superior a los 1, 06 cent/kWh a que publica el Foro nuclear [19]). Como se detalla en el apartado 2.6 de este informe, entre los costes externos que la industria nuclear no asume completamente se encuentra la gestin de los residuos nucleares. o Hasta 2005 los Planes General de Residuos Nucleares mediante los cuales la empresa pblica u ENRESA se encargaba de la gestin de los residuos nucleares y del desmantelamiento de o las centrales eran sufragados mediante la componente regulada de tarifa. Del mismo modo, el stock de combustible nuclear tambin se pagaba con dinero recaudado en la componente e regulada. Es decir, todos los consumidores independientemente de cul fuera el origen de la a 46
electricidad que consum amos en nuestras casas pagamos, en una clara ayuda pblica a la u industria nuclear, un total de 976 millones de euros por estos dos conceptos. A esto hay que aadir la que probablemente sea la mayor ayuda a la industria nuclear es la limitacin en el n o importe a pagar por la empresa generadora a 700 millones de euros en caso de un hipottico e accidente. El resto de indemnizaciones correr a cargo del Estado siendo esta una forma de a ayudar a la industria nuclear muy diferente a la del resto de productores de energ que debe a, asegurar sus plantas de produccin de hipotticos accidentes al 100 %. o e Por ultimo existe una idea muy extendida socialmente que merece la pena revisar. A menudo se trasmite a la ciudadan que la energa nuclear es la ms barata pero el gobierno a a no permite su desarrollo. Nada ms lejos de la realidad: desde 1997, cuando comenz la a o transicin al mercado ibrico de electricidad, dej de estar vigente la moratoria nuclear y, o e o por lo tanto, cualquier empresa puede construir centrales nucleares y vender su produccin a o travs del mercado elctrico. e e Por lo tanto, si las grandes empresas generadoras de electricidad de este pa no invierten s en nuevas centrales nucleares es por decisin propia, probablemente relacionada con la escasa o rentabilidad de stas. Lo que s resulta muy interesante para estas empresas es aumentar la e vida util de las centrales ya construidas, puesto que los costes de inversin ya han sido amor o tizados y en esas condiciones la generacin de energ tiene un coste muy reducido y produce o a grandes benecios. Respecto a esto ultimo, creemos que debe haber un debate pblico en el u que participe la ciudadan y en el que, en cualquier caso, se tengan en cuenta dos cuestiones a bsicas: en primer lugar, la seguridad de estas instalaciones puestas en funcionamiento en la a dcada de los setenta debe ser garantizada. Pero es que adems, si el Consejo de Seguridad e a Nuclear realiza un informe positivo y el gobierno permite la continuidad de su funcionamiento, el benecio extra que obtengan estas centrales debe ser reembolsado al sistema elctrico. e Es decir, cuando comenz la transicin al libre mercado se les reconoci a los generadores o o o nucleares una compensacin como concepto de Costes de Transicin a la Competencia porque o o no iban a vender su electricidad a un precio lo sucientemente alto para garantizar la amortizacin de su inversin considerando una vida util para las centrales de 40 aos. Pues bien, o o n si ahora se decide ampliar la vida util de las centrales, los benecios extra que conlleve esta decisin deben ser reembolsados (o fuertemente tasados) al sistema elctrico ya que en caso o e contrario la amortizacin se habr realizado de manera articialmente rpida. o a a
e FALACIA N7: El mercado elctrico funciona de manera transparente transmitiendo al consumidor el coste real de la electricidad
En opinin de los autores de este informe y juzgado en base al tiempo empleado en su elao boracin y al nmero de pginas necesarias para explicar de manera somera el funcionamiento o u a del mercado elctrico, ste no es no es ni mucho menos sencillo. En este caso la complejidad e e del sistema se traduce en una notable opacidad que diculta tener una visin global de cmo o o funciona el mercado elctrico y cules son los principales costes que estamos pagando en nuese a tra factura de electricidad. Aunque es cierto que muchos de los datos relativos al mercado como la generacin de cada fuente de energ el precio de cada subasta CESUR o el precio o a, del mercado casado para cada hora son pblicos y accesibles a travs de las pginas web de la u e a CNE, REE u OMEL, esta informacin se presenta a menudo demasiado detallada (en formato o 47
diario o incluso horario) y escasean los informes globales que analicen qu repercusiones ha e tenido para el consumidor nal la transicin y la actual organizacin del sistema elctrico. o o e Cuando existen, estos anlisis suelen ser demasiado extensos e impregnados de la jerga del a sector como para transmitir sus resultados de forma clara a la ciudadan As la mayor de a. , a los consumidores desconoce la existencia de las subastas CESUR, qu suponen en realidad las e primas a las energ renovables, qu ayuda reciben otras industrias generadoras como las cenas e trales de carbn o las nucleares o por qu la administracin pblica no es la unica responsable o e o u de que la tarifa de la luz suba o permanezca estable. En esta situacin de desconocimiento o generalizado, las armaciones interesadas y a menudo demaggicas de algunos sectores del o sistema elctrico se transmiten a la sociedad conviertindose en memes o verdades absolutas e e que desvirtan el debate sobre cul es la mejor forma de gestionar el sistema o qu fuentes de u a e energ ser mejor desarrollar para satisfacer nuestra demanda en un futuro a corto y largo a a plazo. Por ultimo, nos gustar destacar las implicaciones que tiene la deuda acumulada por a los sucesivos dcit de tarifa y que en Diciembre de 2009 ascend a 20.527 millones de e a euros. Recordamos que su razn de ser es evitar subidas muy bruscas de la electricidad, ya o que el sector se considera estratgico por cuanto afecta tanto a los consumidores domsticos e e como a la competitividad de la industria espaola. Sin embargo, mantener un precio de la n electricidad articialmente bajo supone engaar a los ciudadanos. Si durante la transicin n o hacia el mercado elctrico el dcit enmascar la subida de precios ocurrida en el mercado e e o elctrico, una vez nalizada la transicin, la reciente decisin del gobierno de mantener la e o o tarifa de ultimo recurso que pagan la mayor de consumidores ms baja que el resultado de a a la subasta CESUR a costa de aumentar el dcit de tarifa est escondiendo la realidad: que el e a precio de la electricidad ha subido y lo que es ms grave, que ya no existe ningn mecanismo a u gubernamental que permita controlar esta subida (ms all que el de generar deuda a cargo a a de futuros consumidores). Asumir dcit de tarifa en lugar de transmitir al consumidor el coste del sistema elctrico e e cada ao es negativo, porque por un lado un precio muy bajo desmotiva cualquier medida n de ahorro y eciencia que pudiera tomar el consumidor ya que no recibe las seales de coste n adecuadas. El dcit de tarifa cuenta con la aprobacin tanto de las empresas generadoras e o como de las distribuidoras ya que supone aumentar su volumen de negocio y cobrar por l en e un futuro con los correspondientes intereses. Adems, por otro lado, el dcit no hace ms que a e a prorrogar el pago de la electricidad consumida en el presente a los aos futuros. Este hecho n resulta muy grave en tanto que supone una prdida de capacidad de gestin del sistema en un e o futuro, ya que, por ejemplo, si mediante la componente regulada hay que pagar un dcit muy e grande, se limitar la capacidad de actuacin futura para fomentar las energ en rgimen a o as e especial y el Estado perder su capacidad de dar seales al mercado elctrico para que el a n e sistema se dirija hacia los objetivos que pblicamente se han marcado como prioritarios. u
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 REAL DECRETO 
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 Real Decreto 
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