Entiende el mercado_electrico

Crist´bal J. Gallego
o

Marta Victoria

El Observatorio Cr´
ıtico de la Energ´
ıa
Formado a comienzos de 2007 por un grupo de j´venes ingenieros y cient´
o
ıficos, unidos
en torno a un an´lisis comń de los problemas de la sociedad y su creciente gravedad, que
a
u
deciden comenzar una actividad p´blica orientada a contribuir, en colaboraciń con otras
u
o
muchas iniciativas similares, a la transformaciń y regeneraciń del sistema democr´tico. Los
o
o
a
principios fundamentales sobre los que se organiza dicha actividad, giran alrededor de una
cr´
ıtica a la insostenibilidad ecol´gica –pero tambiń econ´mica y social– de nuestra sociedad,
o
e
o
a la degradaciń de la cultura democr´tica y a la necesidad de redistribuir democr´ticamente
o
a
a
el conocimiento. Concebido como una organizaciń de carćter esencialmente progresista y
o
a
cr´
ıtico, El Observatorio Cr´tico de la Energá es un foro de discusiń y an´lisis en el que
ı
ı
o
a
se trata de aprovechar la formaciń tćnica de sus componentes para generar un discurso
o e
riguroso e informado que permita abordar dichas cuestiones desde una postura que combine
dentro de lo posible la solvencia del m´todo cient´
e
ıfico con la conciencia pol´
ıtica y social.

Entiende el Mercado Elćtrico
e
es obra de
El Observatorio Cr´
ıtico de la Energ´
ıa
y est´ acogido a licencia
a
Creative Commons
( http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/)

www.observatoriocriticodelaenergia.org
www.observaelmercadoelectrico.net
´
Ultima actualizaciń: 12 de Enero de 2012
o

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

que siguen siendo reguladas (transporte y distribuciń), as´ como otras cuestiones de pol´
o
ı
ıtica
energ´tica. El cap´
e
ıtulo 3 explica c´mo se determina la componente de mercado, dada por los
o
acuerdos alcanzados entre generadores y consumidores en r´gimen de libre competencia.
e
El segundo objetivo es aportar nuestra visiń particular sobre el mercado elćtrico como
o
e
marco para gestionar el sector elćtrico, incidiendo en algunas caracter´
e
ısticas propias de su
diseõ pero tambiń en algunas particularidades de la experiencia vivida en nuestro pa´
n
e
ıs
durante los ultimos catorce aõs. Para ello, hemos recogido en el cap´
´
n
ıtulo 4 lo que llamamos
“Las siete falacias del mercado elćtrico espaõl”, orientadas a desmentir algunos de los
e
n
mensajes injustificados que, respaldados por la mencionada falta de informaciń, se vuelcan
o
a menudo en los medios de comunicaciń de manera impune.
o
Durante la redacciń 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 visiń amplia del mercado elćtrico que permita el seguimiento de nuestras
o
e
reflexiones. En cualquier caso, esperamos vuestros comentarios y cr´
ıticas para las futuras
versiones de este informe. Podís hac´rnoslas llegar a: observaelmercadoelectrico@gmail.com
e
e

2

´
Indice general
1. Introducciń al Sistema Elćtrico
o
e
1.1. Agentes de un sistema elćtrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
e
1.2. El sistema elćtrico basado en las tarifas reguladas: El Marco Legal
e
1.2.1. Resumen hist´rico de cifras durante el MLE . . . . . . . . .
o
1.3. El sistema elćtrico basado en el mercado liberalizado . . . . . . .
e

. . . . .
Estable
. . . . .
. . . . .

.
.
.
.

5
5
7
9
10

2. An´lisis de la componente regulada del precio de la electricidad
a
2.1. Costes de transporte y distribuciń . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
o
2.2. Costes derivados de los organismos necesarios para el funcionamiento del sistema elćtrico: REE, OMEL y CNE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
e
2.3. Costes asociados a la compensaciń de la generaciń extrapeninsular . . . . .
o
o
2.4. Costes de adquisiciń de r´gimen especial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
o
e
2.4.1. Las primas a la energ´ solar fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . .
ıa
2.5. Costes asociados a la industria del carbń: prima al consumo del carbń nao
o
cional, stock de carbń y plan de viabilidad Elcogas . . . . . . . . . . . . . .
o
2.6. Costes asociados a la industria nuclear: moratoria nuclear, segunda parte del
ciclo del combustible nuclear y stock estrat´gico de uranio . . . . . . . . . . .
e
2.7. Costes de transiciń a la competencia (CTC) . . . . . . . . . . . . . . . . . .
o
2.8. Costes asociados al d´ficit de tarifa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
e
2.9. Resumiendo, ¿c´mo se forma la componente regulada del precio de la electricidad?
o

13
15

3. An´lisis de la componente de mercado
a
3.1. El mercado diario . . . . . . . . . . . .
3.2. Los mercados intradiarios . . . . . . .
3.3. Resultados del mercado y precio final .
´
3.4. La Tarifa de Ultimo Recurso . . . . .

25
26
32
34
36

del precio
. . . . . . .
. . . . . . .
. . . . . . .
. . . . . . .

de
. .
. .
. .
. .

la electricidad
. . . . . . . . . .
. . . . . . . . . .
. . . . . . . . . .
. . . . . . . . . .

.
.
.
.

.
.
.
.

.
.
.
.

4. Las siete falacias del mercado elćtrico espaõl
e
n
4.1. FALACIA Nö1: La mejor manera de administrar el sistema elćtrico en Espaã
e
n
es mediante un mercado libre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.2. FALACIA Nö2: El mercado incentiva las tecnolog´ m´s eficientes, garantiıas a
zando el precio m´
ınimo de generaciń . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
o
4.3. FALACIA Nö3: El mercado garantiza el precio m´
ınimo a los consumidores. .
4.4. FALACIA Nö4: El mercado es la soluciń a las ineficiencias propias de una
o
gestiń centralizada y p´blica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
o
u

3

15
15
16
18
19
19
21
22
23

40
40
41
42
43

4.5. FALACIA Nö5: Las primas a las energ´ renovables constituyen la razń prinıas
o
cipal del aumento del coste de la electricidad y deben por lo tanto ser eliminadas 45
4.6. FALACIA Nö6: La energ´ nuclear tiene el coste de generaciń m´s bajo y debe
ıa
o
a
por lo tanto ser promovida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
46
4.7. FALACIA Nö7: El mercado elćtrico funciona de manera transparente transe
47
mitiendo al consumidor el coste real de la electricidad . . . . . . . . . . . . .

4

Cap´
ıtulo 1

Introducciń al Sistema Elćtrico
o
e
En este cap´
ıtulo queremos introducir unos conceptos b´sicos para enmarcar la nociń de
a
o
sistema elćtrico. En concreto, comenzamos con una descripciń de las cuatro actividades en
e
o
que se puede dividir y de cu´les son los actores implicados. Seguidamente introducimos los dos
a
enfoques que se puede dar a su gestiń: la gestiń regulada, basada en una intervenciń estatal
o
o
o
a todos los niveles, y el marco de libre mercado, donde conviven unos sectores regulados y
otros liberalizados.

1.1.

Agentes de un sistema elćtrico
e

El objetivo de un sistema elćtrico es el de cubrir las necesidades de energ´ elćtrica que
e
ıa e
presenta una sociedad. Est´ formado por todos los participantes e infraestructuras involucraa
dos, y se organiza en cuatro tipos de actividades:
Generaciń
o
Transporte
Distribuciń
o
Consumo
La Generaciń la llevan a cabo los productores, que son aquellos agentes encargados
o
de generar electricidad a partir de un determinado recurso energ´tico. A d´ de hoy existen
e
ıa
muchas alternativas con caracter´
ısticas muy variadas.
Las m´s tradicionales y extendidas se basan en recursos f´siles tales como el carbń, el
a
o
o
petr´leo y, m´s recientemente, el gas natural. Cuentan con la ventaja de poder regular su
o
a
nivel de generaciń 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 extracciń. Otra desventaja es que su uso implica la emisiń de
o
o
gases contaminantes y de efecto invernadero. La energ´ nuclear actual (energ´ de fisiń) se
ıa
ıa
o
basa tambiń en un recurso no renovable (el uranio). La operaciń de las centrales nucleares
e
o
conlleva una emisiń de gases de efecto invernadero despreciable frente a aqu´llas que usan
o
e
los combustibles anteriores. Sin embargo, producen residuos radiactivos de larga duraciń. Su
o
nivel de generaciń elćtrica, en el caso de las centrales espaõlas, es constante, por lo que no
o
e
n

5

facilita el acoplamiento entre generaciń y consumo. Es por ello que la producciń nuclear es
o
o
1.
considerada como potencia de base
Un segundo bloque de fuentes energ´ticas son las energ´ renovables, basadas en recure
ıas
sos que no se agotan con su uso. Una de las m´s empleadas tradicionalmente es la energ´
a
ıa
hidrúlica de embalse, que tambiń es regulable contribuyendo al acoplamiento entre demanda
a
e
y producciń en cada momento. Su instalaciń requiere emplazamientos espec´
o
o
ıficos y pueden
causar un gran impacto a los ecosistemas afectados. El volumen de producciń medio anual
o
var´ con la hidricidad del aõ. Otras energ´ renovables, desarrolladas principalmente en
ıa
n
ıas
la ultima dćada, son la energ´ e´lica y la fotovoltaica. Se caracterizan por ser fuentes no
´
e
ıa o
regulables, ya que su disponibilidad depende de recursos naturales que pueden llegar a ser
muy variables. Su coste actual es superior al de las energ´ tradicionales pero, estando en
ıas
una fase inicial de desarrollo y considerando que su precio no depende del agotamiento de
ningń recurso, es asumible que ´ste disminuir´ a medida que aumente su implantaciń. Otra
u
e
a
o
ventaja es que aumentan la independencia energ´tica de un pa´ disminuyendo el gasto en
e
ıs,
importaciń de combustibles. Finalmente, no producen emisiones de gases contaminantes o
o
de efecto invernadero durante su operaciń. Las centrales termosolares comparten las meno
cionadas ventajas, pero estń en un estado especialmente incipiente con respecto a la e´lica
a
o
y la fotovoltaica. Adem´s, pueden contar con un sistema de almacenamiento que permite la
a
regulaciń de la producciń. Las centrales t´rmicas de biomasa tambiń permiten regulaciń
o
o
e
e
o
en la generaciń y sus emisiones se compensan con la absorciń de CO2 que se ha producido
o
o
al originarse la propia biomasa. Por ultimo, cabe mencionar otras fuentes renovables como
´
la mareomotriz, la energ´ de las olas y la geot´rmica, cuya contribuciń a d´ de hoy es, en
ıa
e
o
ıa
general, testimonial.
El tercer grupo en que podemos clasificar la generaciń estar´ formado el aprovechamiento
o
ıa
adicional en otros procesos, como la cogeneraciń (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 elćtrico, las anteriores fuentes se dividen en dos grue
pos. Uno es el r´gimen ordinario, formado por las fuentes tradicionales (combustibles f´siles,
e
o
nuclear y gran hidrúlica). Otro es el r´gimen especial, formado por pequeãs unidades de
a
e
n
producciń (de potencia menor a 50 MW) basadas en energ´ renovables y en cogeneraciń,
o
ıas
o
las cuales se priman para fomentar su desarrollo y para retribuir una serie de ventajas impl´
ıcitas a su uso (menor emisiones, mayor independencia energ´tica, mayor eficiencia por
e
aprovechamiento del calor residual, etc.).
Otra clasificaciń diferente ser´ la que distingue aquellas unidades que pueden variar su
o
ıa
nivel de generaciń a voluntad (unidades gestionables), empleadas por REE para ajustar en
o
ultima estancia la generaciń al consumo, y las que no.
´
o
El Transporte consiste, como su propio nombre indica, en transportar la electricidad que
han generado los productores. Este concepto se reserva para distancias largas, que se salvan
a trav´s de l´
e
ıneas de alta tensiń. Una vez cerca del lugar de Consumo, la Distribuciń se
o
o
encarga de llevar a cada consumidor esta electricidad en l´
ıneas de media y baja tensiń.
o
1

La potencia de base es aquella que permite cubrir un determinado nivel de consumo por debajo del cual
la demanda total no cae en ningń momento. En el caso de Espaã, la potencia nuclear instalada es de 7.8
u
n
GW, mientras que la demanda m´
ınima se suele situar en torno a los 15-20 GW [1]

6

Estas son las cuatro actividades en que t´
ıpicamente se divide el sistema elćtrico de
e
cualquier pa´ Es importante notar que debe existir una alta coordinaciń entre ellas, dada la
ıs.
o
principal caracter´
ıstica de un sistema elćtrico: la cantidad de electricidad que se genera y la
e
que se consume (incluyendo las p´rdidas elćtricas en su recorrido) debe ser exactamente igual
e
e
en cada instante. La manera en la que se planifica, regula y legisla cada actividad configura el
tipo de sistema elćtrico que dicho pa´ posee. Como hemos mencionado, hay b´sicamente dos
e
ıs
a
filosof´ diferentes: aqu´lla basada en las tarifas reguladas y la basada en el libre mercaıas
e
do. La primera ha sido la tradicionalmente empleada, y en el caso de Espaã se desarroll´ con
n
o
el nombre del Marco Legal Estable. Sin embargo, en la ultima dćada hemos presenciado pro´
e
gresivamente la creaciń de los mercados elćtricos, caracterizados por la liberalizaciń de
o
e
o
los segmentos generaciń-consumo, y que en nuestra pen´
o
ınsula ha conllevado la creaciń del
o
Mercado Ib´rico de la electricidad.
e

1.2.

El sistema elćtrico 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 elćtrico espaõl desde 1988 hasta 1997. Esta regulaciń estaba basada sobre las
e
n
o
premisas de que el sector elćtrico es un elemento estrat´gico para el desarrollo nacional y de
e
e
que la electricidad debe ser considerada un bien b´sico, a cuyo acceso tienen derecho todos
a
los ciudadanos. Por lo tanto, se trataba de un marco esencialmente regulado por el Estado,
que asum´ la responsabilidad de organizar y planificar el sector.
ıa
El MLE se crea con el objetivo de, como su propio nombre indica, proporcionar un marco
estable para todos los agentes del sector. Dicha estabilidad se materializa en garantizar a las
empresas elćtricas unos beneficios aceptables y la recuperaciń de sus inversiones a largo
e
o
plazo, as´ como en establecer de forma transparente tarifas a los consumidores en condiciones
ı
de m´
ınimo coste.
La situaciń de cada uno de los agentes dentro del MLE depend´ de su actividad:
o
ıa
Generaciń. Los m´s caracter´
o
a
ıstico fue el uso del concepto “Coste Estńdar”, por el
a
cual, anualmente, el Ministerio de Industria y Energ´ reconoc´ a las empresas elćtricas
ıa
ıa
e
el coste de generaciń asociado a cada tipo de fuente (diferenciando incluso por centrales
o
concretas en algunos casos). Este coste inclu´ principalmente costes de inversiń en
ıa
o
instalaciones, operaciń y mantenimiento y combustible. Con el pago de dichos costes,
o
las elćtricas aseguraban la amortizaciń a largo plazo de las instalaciones y un margen
e
o
de beneficios anual por la actividad desempeãda (ver figura 1.1). Por otro lado, el
n
Estado se reservaba el derecho de fomentar m´s una tecnolog´ que otra para configurar
a
ıa
el mix de generaciń mediante las revisiones de los costes estńdar.
o
a
Transporte. El principal cambio que introdujo el MLE en este sector fue la nacionalizaciń de la red de transporte de alta tensiń. Antes del MLE, la pen´
o
o
ınsula se encontraba
fragmentada en regiones pobremente conectadas donde las diferentes empresas elćtricas
e
hab´ creado su propia red orientada al autoabastecimiento. Con la nacionalizaciń se
ıan
o
inicia una filosof´ de explotaciń conjunta del sistema elćtrico en todo el pa´ El
ıa
o
e
ıs.
2

Los datos de este apartado provienen de la fuente [2].

7

transporte se convierte, pues, en un monopolio natural (lo m´s eficiente es que s´lo
a
o
exista una empresa responsable). Con este objetivo se crea Red Elćtrica de Espaã
e
n
(REE).
Distribuciń. Las redes de distribuciń siguieron perteneciendo a las empresas elćtrio
o
e
cas, encargadas de realizar la distribuciń y comercializaciń en las regiones donde tradio
o
cionalmente ven´ operando. De la misma manera que en la generaciń, se reconoc´
ıan
o
ıan
anualmente los costes asociados a esta actividad para asegurar el mantenimiento de las
redes de distribuciń.
o
Consumo. El MLE determinaba el precio que los consumidores ten´ que pagar la
ıan
electricidad mediante el concepto de Tarifa Integral. La idea central es sencilla: consist´ en agrupar los costes totales previstos del sistema elćtrico y dividirlos por la
ıa
e
demanda estimada para ese aõ. Los costes que se inclu´ eran los siguientes:
n
ıan
Costes estńdar de las empresas elćtricas para las actividades de generaciń y
a
e
o
distribuciń, 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 aõs
ıos
n
anteriores.
Otros costes, tales como stock b´sico de uranio, segunda parte del ciclo de coma
bustible nuclear, programas de investigaciń y desarrollo, moratoria nuclear, ayuo
das al carbń (a partir de 1995), sobrecoste del sistema extrapeninsular, etc.
o

Figura 1.1: Inversiń base segń tecnolog´ en el MLE en pesetas de 1982. Fuente: [2]
o
u
ıa
La figura 1.2 ilustra de forma esquem´tica la relaciń entre los principales actores implia
o
cados durante el MLE.
De esta manera, el sistema elćtrico pod´ entenderse como una cadena cerrada en la que
e
ıa
los consumidores asum´ la totalidad de los costes del sistema a unos precios regulados por
ıan
la Administraciń, precios que a su vez aseguraban a las empresas elćtricas la recuperaciń
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 flechas en negro
indican flujos de electricidad. Las flechas rojas y verdes indican flujos monetarios.
en todos los eslabones de la cadena otorgaba al Estado una capacidad plena para planificar
las pol´
ıticas energ´ticas del pa´ a corto, medio y largo plazo.
e
ıs

1.2.1.

Resumen hist´rico de cifras durante el MLE
o

El MLE es heredero de una situaciń peculiar. En la dćada previa a su inicio, y como
o
e
consecuencia de las crisis energ´ticas de los aõs 70, los Planes Energ´ticos Nacionales se
e
n
e
centraron en potenciar la diversificaciń del parque generador para disminuir la dependencia
o
del petr´leo. Se llev´ a cabo un plan acelerado de centrales t´rmicas de carbń, centrales
o
o
e
o
hidroelćtricas y la puesta en marcha de la mayor parte del actual parque nuclear. Adem´s,
e
a
se diseõ un marco para el R´gimen Especial por el cual las distribuidoras estaban obligadas
n´
e
a adquirir la energ´ producida en este r´gimen a un precio fijado por el Ministerio.
ıa
e
Sin embargo, las previsiones de evoluciń del consumo resultaron demasiado altas, de
o
manera que al inicio del MLE el parque de generaciń se encontraba a todas luces sobreo
dimensionado. Tanto es as´ que en todo el periodo que dur´ el MLE la potencia instalada
ı,
o
pas´ de 41.415 MW (en 1988) a 43.280 MW (en 1997), es decir, un incremento tan solo del
o
4, 5 % en 9 aõs para cubrir una demanda que evolucion´ a un 3,2 % anual.
n
o
Durante el MLE se produjo el despegue (en cuanto a energ´ producida) del R´gimen
ıa
e
Especial, que pasa de cubrir el 1 % de la demanda en 1988 al 10 % en 1997. Aunque las
distribuidoras estaban obligadas a adquirir esa energ´ a un precio elevado, este coste se les
ıa
reconoc´ dentro de los costes estńdar. Sin embargo se temi´ que este progresivo incremento
ıa
a
o
de energ´ conllevase un incremento excesivo de la Tarifa Integral. Es por ello que en 1994
ıa
se establece un nuevo marco retributivo para reducir el coste de adquisiciń del R´gimen
o
e
Especial.
9

Para finalizar, y a modo de resumen del aspecto econ´mico, apuntamos que la tarifa
o
elćtrica creci´ en todo el periodo del MLE a un ritmo del 2,8 % anual, mientras que la
e
o
inflaciń se situaba en el 4, 8 %. Es decir, el coste real de la tarifa elćtrica descend´ a un
o
e
ıa
ritmo del 2 % anual.

1.3.

El sistema elćtrico basado en el mercado liberalizado
e

La Ley 54/1997 del Sector Elćtrico3 inicia en Espaã el proceso de liberalizaciń del
e
n
o
sector elćtrico con el objetivo de redefinir los ´mbitos de actuaciń de los actores implicados
e
a
o
(Estado, empresas y consumidores). Esta ley elimina expl´
ıcitamente la nociń de suministro
o
elćtrico como servicio p´blico e introduce mecanismos de libre mercado para gestionar parte
e
u
de las decisiones que con el antiguo marco (Marco Legal Estable) correspond´ al Estado.
ıan
El proceso de liberalizaciń de los mercados elćtricos se impulsa en el marco de la Uniń
o
e
o
Europea. La idea es que a partir de unos principios b´sicos (liberalizaciń de precios y desregua
o
larizaciń de las actividades de generaciń y consumo), cada pa´ desarrolle su propio proceso
o
o
ıs
de manera que las diferentes experiencias permitan el avance hacia mercados energ´ticos
e
comunes.
En la mencionada ley se diseã un nuevo marco para cada una de las cuatro actividades
n
que conforman el sistema elćtrico (generaciń, transporte, distribuciń y consumo), as´ como
e
o
o
ı
el ritmo al que debe ir implantńdose en cada uno de ellos, de tal manera que en el aõ
a
n
2009 se culmine el proceso. La idea b´sica es diferenciar un terreno donde se mantiene la
a
regulaciń estatal (las relacionadas con el mantenimiento de redes elćtricas: el transporte
o
e
y la distribuciń) y otro cuya gestiń se transfiere a mecanismos de mercado (generaciń y
o
o
o
comercializaciń). En particular:
o
Generaciń. Se liberaliza la instalaciń de capacidad. Esto implica que una determio
o
nada empresa decide, en base a sus expectativas de mercado, qu´ tipo de tecnolog´
e
ıa
y en qu´ cantidad instala para generar electricidad. Asimismo, la retribuciń asociada
e
o
a la actividad de generar deja de estar regulada y pasa a definirse por mecanismos de
mercado.
Transporte y Distribuciń. Siguen siendo actividades reguladas. Se consolida el
o
papel de REE como unico transportista y operador del sistema. La distribuciń la
´
o
siguen realizando las mismas empresas distribuidoras, que se desvinculan de la comera
cializaciń4 . Su reparto geogr´fico puede verse en la figura 1.3.
o
Consumo. Se liberalizan los precios y se crea la figura de la comercializadora de electricidad. Organizativamente, la adquisiciń de energ´ se lleva a cabo en dos mercados:
o
ıa
el mercado minorista, donde los consumidores dom´sticos y pequeãs empresas firman
e
n
un contrato libre con una de las comercializadoras que compiten en r´gimen de libre
e
competencia y que les factura la electricidad consumida, y el mercado mayorista, en el
que las comercializadoras y los grandes consumidores directos adquieren la electricidad
a los generadores mediante mecanismos de mercado, adem´s de abonar una tarifa que le
a
3

Disponible en www.boe.es/boe/dias/1997/11/28/pdfs/A35097-35126.pdf
En teor´ una misma empresa no puede realizar su actividad en un segmento liberalizado (generaciń,
ıa,
o
comercializaciń) y otro regulado (transporte, distribuciń) a la vez. En la prćtica, las mismas empresas se
o
o
a
encuentran en todos los segmentos mediante la creaciń de holdings.
o
4

10

permita el acceso a la red elćtrica, que aqu´ denominamos componente regulada. Se ve,
e
ı
por tanto, que las comercializadoras realizan un papel de “intermediario administrativo” entre el lado generaciń y el pequeõ consumidor, haciendo las veces de comprador
o
n
en el mercado mayorista y de vendedor en el mercado minorista.

Figura 1.3: Reparto geogr´fico de las distribuidoras. Fuente: www.proyectostipo.com
a
La figura 1.4 muestra el esquema del nuevo marco liberalizado. Este esquema comparte
con el anterior Marco Legal Estable la idea de que son los consumidores finales los que cubren
los costes de todo el sistema elćtrico 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
distribuciń), as´ como sufragar otros incentivos ań competencia del Estado (incentivos
o
ı
u
a la disponibilidad, primas al R´gimen Especial, incentivos al carbń autćtono, Costes
e
o
o
de Transiciń a la Competencia, etc.). Este tema se aborda en el cap´
o
ıtulo 2.
La componente de mercado: Obtenida por mecanismos de mercado entre productores y consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y consumidores directos) en r´gimen de competencia. Este tema se aborda en el cap´
e
ıtulo 3.
Es importante seãlar que los consumidores dom´sticos y pequeãs empresas pagan a la
n
e
n
comercializadora contratada segń un contrato libre que sufraga ambas componentes adem´s
u
a
del margen de beneficios de la propia comercializadora. Puesto que este margen en principio
depende del contrato alcanzado, los datos no son homogńeos, y en este trabajo los omitimos,
e
pero de considerarlos, habr´ que incluirlos en la componente de mercado. Adem´s, en la
ıa
a
situaciń actual, la mayor parte de los pequeõs consumidores estń acogidos a la Tarifa
o
n
a
´
de Ultimo Recurso, cuya componente de mercado se determina por otro mecanismo que
explicamos con m´s detalle en el apartado 3.4
a
11

Figura 1.4: Esquema de los principales actores en el mercado liberalizado. Las flechas en negro
indican flujos de electricidad. Las flechas rojas y verdes indican flujos monetarios.
o
A modo de resumen, la figura 1.5 muestra la evoluciń de estas dos componentes promediadas anualmente durante los ultimos aõs. Se observa que el coste de nuestra factura
´
n
de la luz se divide en dos mitades que son prćticamente 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). Elaboraciń propia a partir de [3].
o

12

Cap´
ıtulo 2

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

1

Datos m´s recientes disponibles en el momento de la redacciń.
a
o

13

14

Adquisiciń r´gimen especial
o e
Primas al r´gimen especial
e
Transporte
Distribuciń y comercializaciń
o
o
Comp. R´gimen Especial e Interrumpibles
e
Moratoria Nuclear
2 parte ciclo combustible nuclear
Stock combustible nuclear
REE
OMEL
CNE (+CNSE cuando exist´
ıa)
Compensaciń generaciń extrapeninsular
o
o
D´ficit 2003, 2006,2007,2008
e
Revisiń generaciń extrapeninsular
o
o
Plan Ahorro y Eficiencia Energ´tica
e
D´ficit 2005
e
Prima consumo carbń nacional
o
Stock carbń
o
Costes de transiciń a la competencia (CTC)
o
Plan viabilidad ELCOGAS
SUMA
D´ficit
e

1998
1,198

1999
1,426

2000
1,575

2001
1,889

2002
2,202

2003
2,250

507
2,788
5
420
95
7
6
4
11
189

521
2,813
7
392
93
4
6
7
7
119

550
2,824
7
380
95
2
6
7
7
107

582
2,899
18
379
98
1
8
8
8
122

627
2,957
18
396
111
13
9
9
199

306
25
1,030

261
25
628

6,591

6,284

696
3,017
16
425
101

2004
1,234
1,243
834
3,569
16
475
113

2005
1,445
1,246
937
3,578
15
421
30

2006
692
1,785
1,013
3,666
16
131
42

2007
544
2,284
1,090
4,250
14
4
51

2008
725
3,372
1,246
4,364
15
4
63

2009
1,520
5,001
1,344
4,528

14
9
10
207
214
20

32
9
11
227
209
21

34
10
12
362
236
22

31
16
14
397
211
16
173
140
76

29
16
14
1,118
393
93
177
344
80

28
21
15
1,165
1,342
382
336
390
93

42
5
17
1,348
1,089

43
8,462
-3,047

76
10,576
-1,227

65
13,626
-6,160

33
15,744
-4,886

98

174

248

156

188

83

534

104

997

91

202

6,290
-150

7,784
-959

7,226

8,384

12,171
-3,811

309
424

3,741

6,192
-290

15
68

TOTAL
16,702
14,930
9,948
41,252
147
3,440
959
14
251
121
135
5,560
3,693
553
995
1,298
1,762
49
7,327
216
109,330
-20,527

Tabla 2.1: Desglose de la componente regulada del precio de la electricidad entre 1998 y 2009. Importes expresados en millones de
euros. Fuente: [3].

2.1.

Costes de transporte y distribuciń
o

Aunque tanto transporte como distribuciń hacen referencia a la conducciń de electricio
o
dad por la red, el t´rmino transporte se reserva para las distancias largas donde se utilizan
e
l´
ıneas de alta tensiń y el t´rmino distribuciń para las distancias m´s cortas cercanas a los
o
e
o
a
puntos de consumo y que se realiza en media y baja tensiń. El coste acumulado (entre los
o
aõs 1998 y 2009) del transporte es de aproximadamente 10.000 millones de euros, mientras
n
que el coste de distribuciń y comercializaciń asciende a m´s de 40.000 millones de euros. En
o
o
a
los datos que proporciona la CNE se engloban en un mismo concepto (distribuciń y comero
cializaciń) el coste de trasportar la electricidad por las l´
o
ıneas de media y baja tensiń y el
o
margen de beneficios que obtiene las empresas comercializadoras por la gestiń de las tarifas
o
ıcil
e
a
de ultimo recurso (secciń 3.4) por lo que resulta dif´ valorar qu´ cantidad est´ asociada a
´
o
cada aspecto y c´mo de ajustado es dicho margen comercial.
o

2.2.

Costes derivados de los organismos necesarios para el funcionamiento del sistema elćtrico: REE, OMEL y CNE
e

Red Elćtrica de Espaã (REE) es la empresa dedicada al transporte de la energ´ y a la
e
n
ıa
operaciń del sistema elćtrico. Es la encargada de velar por la seguridad de la red y garantio
e
zar que los intercambios de energ´ que se producen en cada nodo de la red resultantes de los
ıa
acuerdos alcanzados en el mercado elćtrico son seguros desde el punto de vista tćnico. La
e
e
ley 17/2007 [4] la reconoci´ como unico transportista y operador del sistema. OMEL2 es el
o
´
Operador del Mercado Ib´rico de Energ´ siendo responsable de la gestiń de oferta de compra
e
ıa
o
y venta de electricidad en los mercados diarios e intradiarios, de las subastas CESUR y de la
realizaciń de las liquidaciones y pagos y cobros correspondientes. Por ultimo, el objetivo de
o
´
la Comisiń Nacional de Energ´ (CNE) es velar por la competencia efectiva de los sistemas
o
ıa
energ´ticos (mercado elćtrico y de hidrocarburos) y por la objetividad y transparencia de su
e
e
funcionamiento, en beneficio de todos los sujetos que operan dichos sistemas y de los consumidores.
Los costes acumulados que han supuesto estos organismos para el sistema elćtrico son,
e
en millones de euros, 135 (CNE), 121 (OMEL) y 251 (REE). Aunque la necesidad de dichos
organismos es indudable, destaca el hecho de que los costes acumulados asociados al mantenimiento del complejo mercado necesario para vender y comprar energ´ esto es los costes de
ıa,
OMEL, son del mismo orden que los asociados a garantizar la seguridad del sistema en todo
momento, es decir, los asociados a REE.

2.3.

Costes asociados a la compensaciń de la generaciń exo
o
trapeninsular

Adem´s del sistema elćtrico peninsular existen en Espaã otros sistemas con propiedades
a
e
n
muy particulares. Es el caso de las islas Baleares donde existen dos subsistemas elćtricamente
e
aislados: el sistema Mallorca-Menorca y el sistema Ibiza-Formentera. Est´ previsto la intera
conexiń de los dos subsistemas as´ como la conexiń del sistema Mallorca-Menorca con el
o
ı
o
2

Desde el 1 de julio de 2011 esta entidad se denomina OMIE

15

sistema peninsular a trav´s de enlaces submarinos [5]. En el caso de las islas canarias existen
e
seis subsistemas elćtricamente aislados y de pequeõ tamaõ y su interconexiń no es viable
e
n
n
o
en este caso debido a la gran profundidad del fondo marino salvo en un unica excepciń: los
´
o
subsistemas de Lanzarote y Fuerteventura. Desde 2006 es Red Elćtrica el operador de todos
e
estos sistemas extrapeninsulares.
La falta de conexiń de estos subsistemas con un sistema elćtrico de mayor tamaõ supone
o
e
n
una menor estabilidad del sistema y un mayor coste de generaciń elćtrica, es por ello que
o
e
entre los aspectos de la componente regulada de la tarifa elćtrica se encuentra un t´rmino
e
e
asociado a la compensaciń de los costes de generaciń 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 compensaciń de la generaciń extrapeninsular (prevista para cada aõ) y la revisiń de
o
o
n
o
la generaciń extrapeninsular (que se refiere a la revisiń con respecto a la previsiń de los
o
o
o
aõs anteriores) el total acumulado por ambos conceptos entre 1998 y 2009 asciende a 6.113
n
millones de euros.

2.4.

Costes de adquisiciń de r´gimen especial
o
e

Se definen como r´gimen especial todos aquellos generadores con potencia inferior a 50
e
MW que utilicen como energ´ primaria renovables o residuos, y aquellos otros como la coıa
generaciń que implican un tecnolog´ de alta eficiencia y un ahorro energ´tico notable. Por
o
ıa
e
una parte estas tecnolog´ conllevan ventajas muy significativas como la baja emisiń de
ıas
o
gases de efecto invernadero, el menor impacto sobre el entorno, la valorizaciń de los resio
duos, el aumento de la soberan´ energ´tica del pa´ la disminuciń de las importaciones
ıa
e
ıs,
o
de combustible con la consecuente mejora de la balanza de pagos del pa´ o la disminuciń
ıs,
o
de p´rdidas por transporte cuando las fuentes de generaciń estń situadas muy cercanas
e
o
a
a los lugares de consumo. Por otro lado, en la mayor´ de los casos se trata de tecnolog´
ıa
ıas
en fase de desarrollo y que tienen por lo tanto unos costes asociados superiores a otras tecnolog´ m´s contaminantes pero mucho m´s maduras. Es por ello que se establecen unas
ıas a
a
ayudas econ´micas para favorecer la incorporaciń de estos generadores de r´gimen especial
o
o
e
al sistema elćtrico y acelerar el desarrollo a gran escala de tecnolog´ limpias. Ahora bien,
e
ıas
cuando participan en el mercado elćtrico liberalizado los productores de r´gimen especial
e
e
tienen dos opciones [6]:
Verter su producciń de electricidad a la red y percibir por ello una tarifa fija para cada
o
kilovatio-hora que produzcan.
Vender su electricidad en el mercado de producciń de energ´ elćtrica. En este caso
o
ıa e
el productor de r´gimen especial recibir´ el precio por kilovatio-hora que se fije en
e
a
el mercado m´s una prima establecida en cńtimos de euro por kilovatio-hora. Para
a
e
algunas tecnolog´ esta prima es variable y depende del precio fijado en el mercado
ıas
(con el fin de garantizar una cierta rentabilidad de las instalaciones y simultńeamente
a
evitar una remuneraciń excesiva). Hay algunas tecnolog´ como la e´lica, que ya se
o
ıas,
o
decantan mayoritariamente por esta opciń. Por ejemplo, durante el aõ 2009, el 94 % de
o
n
la energ´ e´lica producida se vendi´ a trav´s del mercado de producciń de electricidad
ıa o
o
e
o
[7].
16

La figura 2.1 muestra la evoluciń temporal de la retribuciń total recibida por las distino
o
tas fuentes de generaciń en r´gimen especial. En la misma figura se muestra la evoluciń del
o
e
o
precio medio del mercado para los productores que se decantaron por la opciń mercado, de
o
manera que la distancia entre la curva negra y las barras muestra para cada aõ la ayuda en
n
forma de prima (o de diferencia entre tarifa fija y precio de mercado) recibida por cada tecnolog´ El caso de la energ´ solar fotovoltaica que ha recibido unas ayudas significativamente
ıa.
ıa
superiores a las dem´s se analiza en detalle en la pr´xima secciń.
a
o
o

Figura 2.1: Retribuciń total por kW h producido de las tecnolog´ de r´gimen especial. La
o
ıas
e
l´
ınea negra representa el precio medio de mercado que alcanz´ la electricidad cada aõ as´ que
o
n
ı
la diferencia entre las barras y la l´
ınea negra supone las primas recibidas por cada fuente de
energ´ Elaboraciń propia a partir de los datos de [7].
ıa.
o
El total integrado entre 2004 y 2009 en concepto de primas a la energ´ de r´gimen
ıa
e
ıas
especial suma aproximadamente 15.000 millones de euros3 . Las energ´ renovables, puesto
que dependen de un recurso no acumulable, suelen ofertarse en el mercado a precio cero y
son por lo tanto (junto a la nuclear) las primeras que se utilizan para cubrir la demanda de
electricidad en un determinado momento. Aunque c´mo se determina el precio de venta de
o
la energ´ en el mercado elćtrico est´ explicado en detalle en el apartado 3.1, la idea general
ıa
e
a
es que el precio en el que las curvas de oferta y demanda agragadas de energ´ se igualen
ıa
(denominado precio marginal) ser´ el que reciban todas las centrales de generaciń que se
a
o
utilicen para cubrir la demanda. As´ pues, la existencia de una cantidad de M W h renovables
ı
3
Para los aõs previos a 2004 no se ha realizado la separaciń entre primas equivalentes y costes de
n
o
adquisiciń de r´gimen especial porque no se dispone de esta informaciń; por ello los dos conceptos se recogen
o
e
o
dentro del apartado adquisiciń de r´gimen especial
o
e

17

ofertados a precio cero desplaza la curva de oferta4 hacia la derecha haciendo que el precio de
casaciń al que se retribuye toda la energ´ que entra en mercado sea menor que en el caso de
o
ıa
no existir estas renovables. Algunos an´lisis muestran como en el mercado espaõl existe una
a
n
clara correlaciń inversa entre la cantidad de energ´ renovable casada en el mercado diario y
o
ıa
el precio de casaciń de ´ste [8]. Este hecho puede ocasionar que, para determinadas horas, el
o
e
coste de las primas a la energ´ renovable sea menor que el ahorro en el precio de la electricidad
ıa
por el desplazamiento del punto de casaciń obtenińdose incluso un ahorro neto. El c´lculo
o
e
a
global del ahorro que supone la modificaciń de los precios de casaciń debido a la presencia de
o
o
renovables es complejo ya que habr´ que determinar cu´l habr´ sido el precio marginal para
ıa
a
ıa
cada una de las horas del aõ si no hubiese habido producciń en r´gimen especial ofertada
n
o
e
a cero y suponer que los distintos productores no habr´ modificado su estrategia de ofertas
ıan
en el mercado. Dicho c´lculo, aunque sin duda resultar´ muy ilustrativo, escapa al alcance
a
ıa
de este informe. Es posible, sin embargo referenciar estimaciones similares realizadas tanto
n
para el caso de Alemania [9] como para Espaã [10] cuyos resultados indican que el ahorro
propiciado por las renovables puede llegar a ser del mismo orden que las primas recibidas por
´stas.
e

2.4.1.

Las primas a la energ´ solar fotovoltaica
ıa

En la figura 2.1 se observa c´mo el importe recibido por cada kilovatio-hora generado meo
diante energ´ solar fotovoltaica (FV) es muy superior al de resto de tecnolog´ Las razones
ıa
ıas.
que han motivado unas primas tan cuantiosas para la FV tienen que ver con el temprano
estadio de desarrollo de la tecnolog´ pero tambiń con una normativa de primas muy poco
ıa
e
acertada. Aunque previamente exist´ otras normativas que establec´ ayudas para la genıan
ıan
eraciń FV la norma que supone un cambio de paradigma es el R.D.661/2007 [6] que establece
o
una tarifa fija de 41,75 centû/kWh si la potencia instalada es mayor de 100 kW y de 44,04
o
ıa
centû/kWh si es menor. La elevada retribuciń que establec´ este decreto junto con la ausencia de un l´
ımite de potencia instalada que pod´ acogerse a esta tarifa atrajo a numerosos
ıa
inversores (muchos de ellos abandonaban en esos momentos el mercado urban´
ıstico) y produjo
el conocido boom fotovoltaico espaõl, que llev´ a que en septiembre de 2008 se hab´ instan
o
ıan
lado en Espaã 3.2 GW (cuando el objetivo para 2010 hab´ sido establecido por el Plan de
n
ıa
Energ´ Renovables [11] en 400 MW). La picaresca y la falta de control permiti´ que todos
ıas
o
los nuevos generadores FV se acogieran a la tarifa para instalaciones inferiores a 100 kW dividiendo a nivel administrativo las plantas solares en tantas unidades generadoras como fuera
o
necesario. Para evitar esta situaciń, el R.D.1578/2008 ([12]) fijaba una nueva retribuciń
o
decreciente que comenzaba en 32 centû/kWh (para instalaciones en suelo) y 34 centû/kWh
(para instalaciones en tejado) y establec´ un limite de potencia instalada anualmente en 500
ıa
MW en total. Aunque el nuevo decreto fue exitoso en cuanto a que limit´ considerablemente
o
el importe total dedicado a primas a la FV, los sucesivos bandazos administrativos afectaron
notablemente a la industria fotovoltaica.
De hecho, antes del fin del R.D.661/2007 la demanda de paneles e instaladores FV era
tan alta que el precio de la instalaciń aument´ (en lugar de disminuir gracias al factor de
o
o
escala como pretend´ la normativa). El mercado FV espaõl creci´ hasta ser capaz de instalar
ıa
n
o
prćticamente 3 GW anualmente y cuando la normativa cambi´ hacia el R.D.1578/2008 que
a
o
4
C´mo se alcanza el precio de casaciń a partir de la curva de oferta y demanda es explicado en detalle en
o
o
el apartado 3.1

18

limitaba la potencia anual a 500 MW las empresas productoras e instaladoras de energ´ solar
ıa
FV sufrieron una importante contracciń que acab´ con muchas de ellas. Resulta ´ste un claro
o
o
e
ejemplo de c´mo las primas para el desarrollo de una tecnolog´ deben ser diseãdas con
o
ıa
n
suficiente acierto para no producir situaciones contraproducentes. Es bastante probable que
unas primas escalonadas en las que la tarifa disminuye a medida que se instala cierta capacidad
(como las que ya se hab´ aplicado en Alemania) hubiesen sido mucho m´s adecuadas para
ıan
a
favorecer el desarrollo de instalaciones generadoras FV a un precio rentable sin suponer un
coste excesivo en la componente regulada de tarifa.

2.5.

Costes asociados a la industria del carbń: prima al cono
sumo del carbń nacional, stock de carbń y plan de viao
o
bilidad Elcogas

La prima al consumo del carbń nacional es, como su propio nombre indica, una ayuda para
o
aventajar al carbń nacional (de menor calidad) frente a los carbones extranjeros. Las ayudas
o
estatales al consumo de carbń, que son fuertemente criticadas ya que suponen subvencionar
o
la fuente de generaciń elćtrica con mayor emisiń de CO2 por kW h generado, tienen su
o
e
o
origen en el mantenimiento de la miner´ como sector estrat´gico en determinadas provincias
ıa
e
espaõlas as´ como los puestos de trabajo asociados. Desde 1998 se han pagado por este
n
ı
concepto 1.762 millones de euros. El importe asociado al stock de carbń que se mantuvo en
o
los aõs 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 generaciń energ´ Dada su naturaleza experimental, dicha planta ten´
o
ıa.
ıa
problemas para garantizar su sostenibilidad econ´mica, lo que llev´ al gobierno a crear un
o
o
plan de ayuda por el que la planta recibe una prima de 4 centû/kWh generado [13, 14].

2.6.

Costes asociados a la industria nuclear: moratoria nuclear, segunda parte del ciclo del combustible nuclear y
stock estrat´gico de uranio
e

En 1984, con el gobierno del PSOE en el poder, se aprueba la moratoria nuclear que
supone la prohibiciń de construir centrales nucleares y la cancelaciń (en 1991) de 5 de
o
o
estas centrales antes de que entren en funcionamiento. Las razones para su aprobaciń son
o
varias y complejas pero entre ellas se pueden citar el exceso de potencia instalada, la p´rdida
e
5 , el problema
de competitividad de la energ´ nuclear al aumentar los costes de inversiń
ıa
o
del terrorismo en las plantas nucleares vascas (Lemńiz I y II) y el creciente movimiento
o
ecologista antinuclear en Espaã tras el accidente de Three Mile Island en 1979 (y reforzado
n
posteriormente por otros como el accidente de Chern´bil en 1986 y el incendio en la central
o
espaõla de Vandell´s I en 1989).
n
o
5

La pol´
ıtica monetaria posterior a la crisis propici´ una subida de las tasas de inter´s con el consiguiente
o
e
encarecimiento de los pr´stamos. Adem´s, los propietarios de las centrales nucleares espaõlas hab´ cone
a
n
ıan
tra´ deuda en d´lares para financiar su construcciń y la evoluciń del tipo de cambio con la peseta les fue
ıdo
o
o
o
desfavorable [15]

19

En 1991 la aplicaciń de dicha moratoria supone la cancelaciń de la entrada en funo
o
cionamiento o detenciń de la construcciń de 5 centrales nucleares en Espaã (Lemńiz I y
o
o
n
o
II, Valdecaballeros I y II y Trillo II). Para compensar a las empresas que hab´ realizado
ıan
una inversiń o que ten´ previsto hacerlo (por ejemplo, la central de Trillo II s´lo estaba en
o
ıan
o
la fase de preparaciń de terreno) se fijo una indemnizaciń total de 4.381 millones de euros y
o
o
se decidi´ que el 1,72 % de la tarifa elćtrica ir´ a compensar a estas empresas con el objetivo
o
e
a
final de liquidar la compensaciń en 2020 de manera que su influencia sobre la tarifa elćtrica
o
e
o
no fuese excesiva [16]. Posteriormente, en 2006 como la amortizaciń estaba ocurriendo demasiado r´pido se revis´ este porcentaje y se redujo al 0,33 % de la tarifa elćtrica fijando
a
o
e
el fin previsto de la compensaciń en 2015 [17]. Es por ello que aunque todav´ no hemos
o
ıa
acabado de pagar la compensaciń por la moratoria nuclear su influencia sobre la tarifa es
o
muy pequeã a partir de 2006, como se muestra al final de este cap´
n
ıtulo en la figura 2.3. Hasta
el momento se ha pagado a las empresas en concepto de moratoria nuclear 3.440 millones de
euros.
Desde el comienzo de la liberalizaciń del mercado elćtrico en 1997 la moratoria nuclear
o
e
ha dejado de estar vigente y las empresas que quieran pueden construir centrales nucleares
sin m´s limitaciones que la normativa de seguridad impuesta por el Consejo de Seguridad
a
Nuclear.
La segunda parte del ciclo del combustible nuclear tambiń est´ incluido en la componente
e
a
regulada del precio de la electricidad. Una parte del dinero recaudado por este concepto subvenciona los Planes Generales de Residuos Radiactivos (PGRR) [18] de ENRESA (Empresa
Nacional de Residuos Radiactivos) a trav´s de los cuales se gestiona el tratamiento de los
e
residuos nucleares una vez que ´stos han sido utilizados en las centrales y el desmantelamiene
to de dichas centrales cuando llegan al final de su vida util. Hasta 2005 el PGRR se pagaba
´
con el dinero recaudado en la componente regulada de la tarifa elćtrica; entre 2005 y 2010
e
los consumidores sufragaban el coste de gestiń 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 situaciń se encuentran las
o
centrales de Jos´ Cabrera, conocida como Zorita, y Vandell´s I) estando el resto sufragado
e
o
por las empresas propietarias de las centrales. Merece la pena recalcar el hecho de que la
mayor´ de centrales nucleares ya estń pr´ximas al final de su vida util por lo que la gestiń
ıa
a
o
´
o
de residuos nucleares habr´ sido sufragada a partir de la componente regulada de tarifa dua
rante la mayor parte de la vida util de las centrales. Es destacable tambiń el hecho de que
´
e
el VI PGRR presupuesta la gestiń de los residuos hasta el aõ 2070 obviando los costes
o
n
asociados a la vigilancia de residuos de alta actividad que serń peligrosos durante miles de
a
aõs. El importe acumulado en concepto de segunda parte del ciclo del combustible nuclear
n
entre 1998 y 2008 asciende a 959 millones de euros. Si se divide este importe entre la cantidad de energ´ nuclear generada hasta la fecha [19] se obtiene que por cada kWh nuclear
ıa
generado se paga en la componente regulada de la tarifa, es decir, se subvencionan 0,14 centû.
El stock de combustible nuclear hace referencia al coste asociado a mantener una cantidad de uranio almacenada para poder seguir operando las centrales en caso de existir algń
u
problema de suministro con los pa´ desde los que Espaã importa la totalidad del uranio
ıses
n

20

que consume6 . El mantenimiento de este stock corre a cargo de la empresa p´blica ENUSA
u
y aunque hasta el aõ 2001 se pagaba mediante un porcentaje de la tarifa elćtrica, 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 seãlar que, en Espaã, el l´
´
n
n
ımite que las empresas productoras de
energ´ elćtrica de origen nuclear tendr´ que pagar en caso de un hipot´tico accidente
ıa e
ıan
e
est´ fijado en 700 millones de euros. La razń principal de la existencia de este l´
a
o
ımite (cuyo
origen se remonta a la Ley Price-Anderson promulgada en EEUU en 1957 cuando empiezan
a funcionar las primeras centrales nucleares) es la reticencia de las empresas aseguradoras
a garantizar indemnizaciones mayores. En caso de accidente, el importe de estas hipot´ticas
e
indemnizaciones hasta 1.200 millones de euros correr´ a cargo del Estado y entre 1.200 y
ıa
1.500 millones de euros correr´ a cargo de los estados firmantes de los Convenios de Par´ y
ıa
ıs
Bruselas sobre responsabilidad civil en materia de energ´ nuclear. Existen estudios [20] que
ıa
seãlan que en caso de que las centrales nucleares tuvieran que contratar un seguro privado
n
con el que cubrir los costes totales de un accidente nuclear las primas de seguros supondr´ un
ıan
aumento del coste de generaciń de electricidad del 300 %. Este respaldo estatal supone por lo
o
tanto una subvenciń encubierta que recibe la energ´ nuclear, a la que se permite no asegurar
o
ıa
sus accidentes al 100 % como s´ lo hacen el resto de fuentes de generaciń [21, 22, 23, 24].
ı
o

2.7.

Costes de transiciń a la competencia (CTC)
o

Durante el tiempo que estuvo vigente el Marco Legal Estable, entre 1988 y 1997, las tarifas
que pagaban los consumidores deb´ ser suficientes para costear los gastos de la generaciń
ıan
o
de electricidad. Mediante el R.D. 1538/1987 [25] se reconocieron para cada una de las diferentes tecnolog´ de producciń existentes en el momento unos gastos de inversiń que
ıas
o
o
deb´ recuperarse a largo plazo a trav´s de la tarifa regulada. En total, se reconocieron unos
ıan
e
costes de inversiń para todas las centrales existentes de aproximadamente 56.700 millones
o
ıa
o
de euros7 . Casi la mitad de ellos, 24.000 millones de euros, correspond´ a costes de inversiń
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
carbń o gas [2].
o
Cuando entra en vigor la liberalizaciń, estos costes de inversiń no hab´ sido pagados en
o
o
ıan
su totalidad por lo que se establecen los denominados Costes de Transiciń a la Competencia
o
(CTC) [26]. El objetivo de los CTC era garantizar a las empresas generadoras la recuperaciń
o
de la inversiń realizada ahora que la nueva situaciń de competencia en el mercado de
o
o
electricidad no garantizaba que dichas centrales vendieran toda su producciń de energ´
o
ıa
como s´ ocurr´ en el contexto del Marco Legal Estable.
ı
ıa
ıan
Por ello las empresas elćtricas8 recibir´ como CTC la diferencia entre el precio de
e
mercado y el precio de referencia (que se fij´ en 3, 606 centû/kWh). Si el precio de mercado
o
6

En el aõ 2009, las importaciones de uranio de Espaã fueron: 45 % Rusia, 22 % Australia, 20 % N´
n
n
ıger,
6 % Kazajistń, 5 % Canad´, 1 % Ucrania y 1 % Sud´frica [19]
a
a
a
7
Estos costes de inversiń se reconocieron en pesetas pero para mantener la coherencia con el resto del
o
informe se indican aqu´ en euros habiendo utilizado el factor de conversion de 1000 pesetas = 6 euros
ı
8
El reparto de CTC entre las empresas se realizaba segń unos porcentajes fijados inicialmente en 51,2 %
u
para Endesa, 27,1 % para Iberdrola, 12,9 % para Uniń Fenosa y 5,7 % para Hidrocant´brico
o
a

21

era inferior al de referencia las empresas elćtricas recibir´ una compensaciń y si ocurr´
e
ıan
o
ıa
lo contrario y el precio de mercado era superior al de referencia deber´ abonar ellas la
ıan
diferencia.
Ahora bien, al obtener precios de mercado muy superiores al de referencia, a finales de
2005 los CTC pendientes de cobro resultaban negativos, es decir, las empresas hab´ recibido
ıan
m´s dinero por los precios fijados en el mercado que el que se hab´ considerado necesario
a
ıa
para garantizar la rentabilidad, es por ello que mediante el RD 7/2006 [27] se suprimen los
CTC. Existe cierta controversia en relaciń a la cantidad total de dinero recibido por las
o
empresas generadoras en concepto de CTC en parte porque gran parte de los CTC reconocidos a las empresas pasaron a formar parte del d´ficit de tarifa y no fueron retribuidos en
e
los aõs correspondientes. Varios autores seãlan c´mo las empresas generadoras elćtricas
n
n
o
e
recibieron 12.000 millones de euros (cantidad superior a los 8.400 que se hab´ establecido
ıan
como l´
ımites)[28]. Al eliminarse los CTC en 2006, antes de cuando estaba previsto (2010), estos garantizaron la rentabilidad a la empresas que no pod´ perder por el cambio normativo
ıan
mientras que, los beneficios extra obtenidos debido al mismo no fueron reembolsados[29].

2.8.

Costes asociados al d´ficit de tarifa
e

Figura 2.2: Evoluciń de la tarifa en t´rminos constantes y corriente entre 1997 y 2009.
o
e
Evoluciń del IPC en el mismo periodo de tiempo. Fuente: [30].
o
El d´ficit de tarifa se genera cada aõ cuando los ingresos del sistema elćtrico son inferioe
n
e
res a los costes del mismo. Entre 1997 y 2009, mientras se estaba produciendo la liberalizaciń
o
del mercado elćtrico los costes resultantes de sumar la componente regulada de tarifa y la
e
componente resultante del mercado eran superiores al precio de la electricidad que pagaban
los clientes TUR sujetos a tarifa ya que dicho precio segu´ estando marcado por el Estado.
ıa
El coste de la energ´ se mantuvo artificialmente bajo principalmente para controlar la inıa
ıa
flaciń9 y mejorar la competitividad de la industria estatal al ser el precio de la energ´ un
o
9

En el R.D. 1432/2002, se define la metodolog´ para establecer la tarifa de referencia, impidiendo que ´sta
ıa
e
aumente m´s del 2 % anual entre 2003 y 2010 [31]
a

22

factor determinante en ella. Esto se observa claramente en la figura 2.2 donde se muestra la
evoluciń de la tarifa desde el comienzo del proceso de liberalizaciń en 1997 junto con la
o
o
evoluciń del IPC. Se puede apreciar claramente que mientras el IPC es mon´tonamente creo
o
ciente durante todo el per´
ıodo, la tarifa elćtrica en t´rminos constantes, es decir, expresada
e
e
siempre en “pesetas de 1997” es decreciente durante la mayor parte del periodo referido.
Esta situaciń que ocasiona un d´ficit tarifario fue concebida como temporal. Sin embargo,
o
e
se ha continuado produciendo una vez completado el proceso de liberalizaciń del mercado
o
elćtrico. La razń es que actualmente un gran n´mero de consumidores (la mayor parte de
e
o
u
los consumidores dom´sticos) compran su electricidad a trav´s de la tarifa de ultimo recurso
e
e
´
–TUR– (ver apartado 3.4). Si la componente de la TUR que resulta del mercado es demasiado
elevada, la unica alternativa que tiene el Gobierno para evitar que este incremento de precio
´
se traslade a los consumidores es disminuir la componente regulada y el unico mecanismo
´
posible para ello es generar un d´ficit.
e
La consecuencia principal de ese d´ficit es que los consumidores actuales disfrutamos de
e
energ´ m´s barata que pagarń (con los intereses correspondientes) los consumidores del
ıa a
a
futuro. Del mismo modo, el aumento de la inflaciń y la p´rdida de competitividad de las
o
e
empresas espaõlas energ´ticamente intensivas s´lo se han postergado unos cuantos aõs [32].
n
e
o
n
En total la deuda acumulada hasta diciembre de 2009 es superior a 20.000 millones de euros
de los cuales hasta esa misma fecha solo hab´
ıamos pagado 4.991 millones de euros10 .

2.9.

Resumiendo, ¿c´mo se forma la componente regulada del
o
precio de la electricidad?

La componente regulada del precio de la electricidad est´ formada por todas los costes
a
necesarios para el funcionamiento del sistema elćtrico adem´s de la propia generaciń de
e
a
o
electricidad. En la figura 2.3 se muestra la evoluciń 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 aõ para obtener un coste en centû/kWh. Se aprecia claramente
n
c´mo los conceptos que suponen un mayor porcentaje del total son los costes de transporte
o
y comercializaciń y distribuciń junto con la adquisiciń del r´gimen especial. Para los aõs
o
o
o
e
n
de los que se dispon´ de informaciń (a partir de 2004) la componente de adquisiciń de
ıa
o
o
r´gimen especial se ha dividido en dos partes; lo que se denomina prima al r´gimen especial
e
e
y adquisiciń del r´gimen especial. Para el r´gimen especial que se retribuye a una tarifa fija,
o
e
e
el coste que habr´ tenido esa energ´ en el mercado est´ incluida en el apartado costes de
ıa
ıa
a
adquisiń mientras que la diferencia entre el coste de mercado y la tarifa fija est´ incluida
o
a
en el apartado primas. Para los generadores de r´gimen especial que compiten en mercado,
e
la retribuciń que consiguen en mercado est´ recogida en la componente de mercado (por
o
a
lo tanto no se muestra en esta gr´fica) y la prima que recibieron est´ incluida dentro del
a
a
apartado primas. Esta divisiń no se muestra para aõs anteriores porque se desconocen los
o
n
10
Las empresas elćtricas titularizaron sus deudas que fueron adquiridas por empresas financiadoras en dos
e
procesos (uno para el d´ficit el el periodo 2000-2002 y otro para el d´ficit del aõ 2005), por eso aparecen
e
e
n
e
n
dos conceptos separados en la tabla resumen 2. Los d´ficits de tarifa de aõs posteriores fueron subastados
directamente por la CNE

23

Figura 2.3: Evoluciń temporal de los costes recogidos en la componente regulada de la tarifa
o
elćtrica. Fuente: Elaboraciń propia a partir de datos en [3].
e
o
datos aunque obviamente podr´ hacerse de manera equivalente.
ıa
Para el per´
ıodo de tiempo considerado (1998-2009) los tres apartados con mayor coste de
la componente regulada representa prćticamente el 76 % del total (38 % la comercializaciń y
a
o
distribuciń, 29 % la adquisiciń y primas a las renovables y 9 % el transporte). Por detr´s de
o
o
a
ellos resultan significativos los CTC (7 %), la compensaciń a la generaciń extrapeninsular
o
o
(6 %), la compensaciń de la moratoria nuclear (3 %) o la prima al consumo de carbń 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 carbń, el plan de viabilidad de
o
e
Elcogas, la 2 parte del ciclo de combustible nuclear o el plan de ahorro y eficiencia energ´tica.
Respecto al d´ficit de tarifa, el ´rea violeta de la figura representa para cada aõ el pago
e
a
n
de d´ficit de aõs anteriores y su suma integrada para todo el periodo 1998-2009 representa el
e
n
5 % del total. Sin embargo el d´ficit contra´ cada aõ se ha representado en el eje negativo
e
ıdo
n
e
e
de la figura 2.3 (tambiń en centû/kWh). Como se observa en la figura el d´ficit de tarifa se
ha utilizado para suavizar la evoluciń del precio de la electricidad corrigiendo las variaciones
o
anuales –mucho m´s bruscas– de los costes de la componente regulada.
a

24

Cap´
ıtulo 3

An´lisis de la componente de
a
mercado del precio de la
electricidad
En este cap´
ıtulo se describen los mecanismos por los que productores y consumidores
acuerdan un precio y unas cantidades de energ´ a intercambiar, generando as´ la componente
ıa
ı
de mercado del precio de la electricidad esquematizada en las figuras 1.4 y 1.5.
Estos mecanismos (mercados) consisten en una serie de procedimientos para el intercambio de informaciń 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 restricciń de un sistema elćtrico ya mencionada: generaciń
o
e
o
y consumo tienen que ajustarse en todo instante. As´ aquellos productores que, empleando
ı,
una determinada tecnolog´ (centrales de gas, aerogeneradores, etc.), generan a menor coste
ıa
son los que obtienen m´s cuota de mercado, lo que servir´ de seãl a los inversores a la hora
a
ıa
n
de decidir sobre futuras instalaciones. De esta manera, el parque elćtrico tender´ de forma
e
ıa,
natural, a una configuraciń de m´
o
ınimo coste.
¿Quiń participa en estos mercados?
e
Los agentes que participan en estos mercados (denominados mercados mayoristas por el
volumen de energ´ que gestionan) son conocidos como unidades de mercado, y b´sicamente
ıa
a
se distingue entre productores y consumidores cualificados.
Una unidad de producciń generalmente hace referencia a una unidad f´
o
ısica tal como
una turbina de gas, de manera que una central de carbń con tres turbinas acude a los
o
mercados como tres unidades de mercado independientes a la hora de realizar ofertas. S´lo
o
en casos especiales de instalaciones de pequeã potencia (como turbinas e´licas o plantas
n
o
fotovoltaicas) se permite que una unidad englobe a varias unidades f´
ısicas (como por ejemplo,
un parque e´lico).
o
Un consumidor cualificado que acude a un mercado mayorista a adquirir energ´ es t´
ıa
ıpicamente una comercializadora o un gran consumidor directo (una industria cementera, por
ejemplo). Las comercializadoras posteriormente formalizan contratos con pequeõs consun
midores (hogares, empresas) para revenderles la electricidad adquirida, obteniendo as´ unos
ı
beneficios por el papel de intermediarios. De esta manera se genera un mercado minorista en

25

el que los consumidores finales tienen en teor´ la posibilidad de elegir aquella comercializaıa
dora que les ofrezca contratos m´s ventajosos, lo que nuevamente proporcionar´ mediante
a
ıa,
mecanismos de competencia, mayores cuotas de mercado a aquellas comercializadoras que
m´s ajusten su margen de beneficios.
a
El resto del cap´
ıtulo se centra en los mercados mayoristas, ya que son los propios del
llamado Mercado Elćtrico, objeto de este informe.
e
¿Hay uno o varios mercados?
Existen varios mecanismos por lo que productores y consumidores pueden acordar un
determinado precio por una determinada cantidad de energ´
ıa:
Mercados no organizados: son contratos bilaterales (estables en precios y cantidades)
que acuerdan un productor y un consumidor de motu proprio para un periodo de tiempo
determinado (por ejemplo, seis meses).
Mercado Ib´rico de la Energ´ (MIBEL), donde acuden agentes de mercado espaõlas
e
ıa
n
y portuguesas. El MIBEL comprende a su vez:
Mercado a plazos o mercado de futuros, que organiza el polo portugu´s (OMIP),
e
donde se subastan contratos estables a largo plazo.
Mercados de producciń diarios e intradiarios (mercado spot), que organiza el polo
o
espaõl (OMEL). Son mercados horarios donde se deciden precios y cantidades
n
para todas y cada una de las horas de aõ.
n
Otra serie de mercados que gestiona REE orientados a organizar los ajustes de ultima
´
hora para asegurar el mencionado equilibrio instantńeo entre generaciń y consumo:
a
o
mercados de servicios complementarios, soluciń de restricciones tćnicas, gestiń de
o
e
o
desv´ etc.
ıos,
En la pen´
ınsula ib´rica, la mayor parte de la electricidad se gestiona en el mercado spot
e
u
(mercados diario e intradiarios)1 , donde un elevado n´mero de participantes (productores y
consumidores) acuden para realizar sus ofertas y concretar el precio de la electricidad para
cada hora. Por su inter´s y relevancia en la determinaciń del precio, el resto del cap´
e
o
ıtulo se
centra en explicar estos mercados.

3.1.

El mercado diario

El objetivo del mercado diario es el de definir el precio y las cantidades de energ´ que los
ıa
productores van a verter a la red elćtrica y los consumidores van a absorber de ella durante
e
una determinada hora. Este mercado se realiza todos los d´ de manera que en torno a las
ıas,
14h del d´ D-1 se fija un precio de la electricidad (comń para todos los participantes) para
ıa
u
cada una de las 24 horas del d´ D, as´ como qu´ productor va a producir y cuńto en cada
ıa
ı
e
a
una de esas horas.
Tal vez lo m´s sencillo para comprender c´mo se alcanzan estas cifras sea ilustrarlo con
a
o
datos reales para un d´ cualquiera, por ejemplo, el 2 de junio de 2009 (que llamaremos d´
ıa
ıa
1

En el 2005, por ejemplo, era del 90 % [33]

26

D). Consideremos el caso de una central t´rmica de ciclo combinado de Iberdrola ubicada en
e
Escombreras (Cartagena, Murcia). Se puede encontrar informaciń p´blica de esta central en
o u
la lista de unidades de OMEL2 (en particular, su c´digo de unidad de mercado: “ESC6”),
o
en el registro ordinario del Ministerio de Industria3 (potencia instalada, tipo de combustible
y otros datos administrativos) y adem´s, por tratarse de una instalaciń contaminante, en
a
o
o
a
el Registro Estatal de Emisiones y Fuentes Contaminantes PRTR4 (localizaciń geogr´fica,
consumos, emisiones, residuos, etc.).
Realizaciń de ofertas
o
Como unidad generadora, ESC6 debe realizar antes de las 10h del d´ D-1 sus 24 ofertas
ıa
para las 24 horas del d´ D (que se denominan por H01, H02, ... , H24). Una oferta consiste
ıa
en una curva creciente que relaciona tramos de potencia y precios a los que est´ dispuesta a
a
producir durante esa determinada hora. Por ejemplo, la oferta que esta central realiz´ para
o
5:
la hora H15 se recoge en la figura 3.1

Figura 3.1: Oferta de venta de una central de ciclo combinado de Iberdrola (unidad ESC6)
para la hora H15 del 2 de junio de 2009. Elaboraciń propia a partir de datos de [34].
o

La lectura de esta oferta es la siguiente: esta central, para la hora y el d´ mencionados, esıa
tar´ dispuesta a producir a un nivel de potencia de 80 MW por un precio de 3,67 centû/kWh;
ıa
a un nivel de 185 MW si el precio fuese de 3,82 centû/kWh; y as´ sucesivamente, hasta un
ı,
nivel de 335,6 MW si el precio alcanzase los 8,03 centû/kWh.
Todas las unidades de generaciń realizan sus propias ofertas para cada hora. An´logao
a
mente, los consumidores hacen ofertas de compra en tramos decrecientes de precio, cuya
lectura es la siguiente: “estoy dispuesto a adquirir una determinada cantidad de energ´ a un
ıa
precio dado, pero si el precio es m´s bajo, estoy dispuesto a adquirir ań m´s energ´
a
u
a
ıa”.
2

http://www.omel.es/informes mercado/listados/LISTA UNIDADES.XLS
http://www.mityc.es/energia/electricidad/RegimenOrdinario/Documents/Pord 0611.xls
4
http://www.prtr-es.es/informes/fichacomplejo.aspx?id complejo=3239
5
Los datos relativos a las ofertas realizadas al mercado se hacen p´blicos pasados tres meses. Se pueden conu
a
sultar en la base de datos de OMEL ( http://www.omel.es/aplicaciones/datosftp/datosftp.jsp) o gr´ficamente
en http://www.observaelmercadoelectrico.net/Explora/formulario2.htmlgo#go app2
3

27

La casaciń
o
Pasadas las 10h del d´ D-1 OMEL ha recibido todas las oferas de productores y consuıa
midores. Lo que se hace entonces es generar, para cada hora, las curvas agregadas de oferta
y demanda ordenando, por tramos de menor a mayor, todas las ofertas de generaciń y por
o
tramos de mayor a menor todas las ofertas de adquisiciń. La figura 3.2 muestra las curvas
o
agregadas obtenidas para el caso de la H15. Se resalta la posiciń 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 seãlan los cuatro tramos de la oferta realizada por la central de ciclo
n
combinado de Iberdrola ESC6. Elaboraciń propia a partir de datos de [34].
o

En teor´ el corte de estas curvas indicar´ el volumen de energ´ acordado as´ como el
ıa,
ıan
ıa
ı
precio de casaciń. En concreto, los tramos de las curvas que “han casado” (los que quedan
o
a la izquierda del precio de casaciń) 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 ningń tramo de
ıa
u
su oferta para esta hora.
Sin embargo, estas curvas a menudo han de ser modificadas por REE para cumplir con
ciertas restricciones f´
ısicas del sistema elćtrico. En concreto:
e
Si la capacidad de interconexiń entre Espaã y Portugal se supera, se produce lo que se
o
n
denomina Market Splitting, y los mercados de ambos pa´ se resuelven por separado
ıses
(proporcionando precios de casaciń diferentes en cada pa´ Omitimos los detalles de
o
ıs).
este procedimiento, pero a efectos prćticos implica un desplazamiento hacia la derecha
a
de la curva de demanda.
Si se producen congestiones en las redes elćtricas de determinadas ´reas geogr´ficas
e
a
a
(restricciones tćnicas), REE elimina de la curva de oferta aquellos tramos de la
e
oferta de generaciń que crean dicha congestiń. Como consecuencia, la curva de oferta
o
o
agregada se acorta, retrayńdose hacia la izquierda.
e
28

Salvo incidencias, alrededor de las 14h del d´ D-1 se obtienen estas curvas modificadas,
ıa
que, ahora s´ determinan el resultado final del mercado diario, indicando para cada hora
ı,
cuńto tendr´ que generar cada productor, cuńto podr´ consumir cada consumidor y precio
a
a
a
a
al que dicho intercambio se produce. La siguiente figura muestra estas curvas modificadas para
H15
la H15, donde se puede observar que el precio de casaciń es PD = 3,895 centû/kWh y el
o
volumen de intercambio algo superior a los 34 GW. Se destacan los dos primeros tramos de
la oferta realizada por ESC6 que han casado tras considerar las modificaciones mencionadas.

18
16
14
cE/kWh

12
10
8

oferta agregada corregida
demanda agregada corregida

6
4
2
0
0

10

20

30
GW

40

50

60

Figura 3.3: Curvas agregadas de oferta y demanda corregidas tras tener en cuenta el Market
Splitting y las restricciones tćnicas (hora H15, 2 de junio de 2009). Las bandas verticales
e
seãlan los dos tramos casados de la oferta realizada por la central de ciclo combinado de
n
Iberdrola ESC6. Elaboraciń propia a partir de datos de [34].
o
Por lo tanto, esta unidad se ha comprometido a estar produciendo 185 MW durante la
H15 del d´ siguiente a cambio de haber adquirido un derecho de cobro de:
ıa
Ganancias de ESC6 en el Mercado Diario (H15) = 185[MW]·1[h]·3,895[cent û/kWh] = 7258 û
Es importante indicar que, si bien las unidades productoras ofertaron a un precio menor
que el precio de casaciń, a todas ellas se les retribuye al mismo precio (es lo que se conoce
o
como uniform-price auctions). Igualmente, aunque los consumidores ofertaron a mayor precio,
finalmente pagan el kilovatio-hora al precio de casaciń. Una alternativa a este m´todo es que
o
e
las unidades paguen o cobren cada una al precio que ofertaron (pay-as-bid auctions). Sin
embargo, la literatura seãla que bajo esta otra metodolog´ no se observar´ modificaciones
n
ıa
ıan
sustanciales en el precio alcanzado, ya que los participantes, en vez de ajustar sus ofertas
segń su propio coste de oportunidad, aspirar´ a ofertar al precio de casaciń esperado
u
ıan
o
para maximizar beneficios, lo que genera otro tipo de ineficiencias. En cualquier caso, una
discusiń sobre este debate est´ fuera del objetivo del este informe, pero puede encontrarse
o
a
informaciń referida en [35, 36].
o

29

T´
ıpicamente ¿a qu´ precios oferta cada tecnolog´
e
ıa?
Consideremos un par de curvas agregadas de oferta y demanda como las mostradas en la
figura 3.2. Como se ha dicho, todas las ofertas recibidas se dividen en tramos que se ordenan,
por lo que es posible encontrar tramos de oferta de una tecnolog´ prćticamente en cualquier
ıa a
parte de la curva. Sin embargo, en promedio, se observan zonas t´
ıpicas, tal y como se muestra
en las figuras 3.4 y 3.5.
20

20

OFERTAS DE COMPRA
DE CENTRALES
DE BOMBEO E
INDUSTRIA
PROGRAMABLE

PREDOMINIO DE HIDRAULICA DE EMBALSE

10

15

PREDOMINIO DE TERMICAS
(CARBON Y GAS)

cE/kWh

cE/kWh

15

OFERTAS DE
GENERACION DE
EOLICA, FOTOVOLTAICA
Y NUCLEAR

5

OFERTAS DE COMPRA
A PRECIO MAXIMO
(PRINCIPALMENTE
COMERCIALIZADORAS)

5

0
0

10

0
10

20

30
GW

40

50

60

0

10

20

30

40

50

GW

Figura 3.4: Posiciń t´
o
ıpica de las tecnolog´ generadoras en la curva agregada
ıas
de oferta.

Figura 3.5: Posiciń t´
o ıpica de los consumidores en la curva agregada de demanda.

¿Por qu´ las centrales nucleares y los parques e´licos “ofertan a precio cero”?
e
o
La respuesta a esta cuestiń tiene que ver con otra pregunta m´s general: ¿en base a
o
a
qu´ criterios diseã cada unidad generadora los precios de sus ofertas? En principio, puede
e
n
parecer que el diseõ de una curva como la mostrada en la figura 3.1 refleja los costes de
n
generaciń de la tecnolog´ implicada, de manera que por debajo de ese precio no le es rentable
o
ıa
generar (por el coste del combustible, por ejemplo). Sin embargo, el verdadero motivo para
fijar los precios en las ofertas es el coste de oportunidad, concepto m´s amplio que engloba
a
los costes de producciń as´ como otras consideraciones y factores. Por ejemplo, pensemos en
o
ı
una central hidroelćtrica de embalse. Si, debido a una ´poca de lluvias fuerte, las reservas
e
e
se encuentran al l´
ımite de su capacidad y es preciso evacuar agua, la central realizar´ ofertas
a
a precio muy bajo de manera que se asegure “entrar” en la casaciń. Al contrario, si el nivel
o
de reservas es muy bajo, entonces realizar´ ofertas a precio muy elevado para asegurarse que
a
s´lo gasta “combustible” (agua) a cambio de una gran remuneraciń, de manera que puede
o
o
permitirse el lujo de no producir mientras espera una futura situaciń de precio de casaciń
o
o
elevado. Mencionados estos dos extremos, en la mayor´ de los casos la central diseãr´ sus
ıa
n a
ofertas en base a una estrategia de m´ximos beneficios, habida cuenta de todos los factores
a
que le afectan (el nivel de reservas que tenga el embalse, predicciń de lluvias, etc.). Dicho
o
de otro modo, la expectativa sobre sus posibilidades futuras condiciona el precio actual por
debajo del cual se niega a generar.
Evidentemente, cada tecnolog´ evalá de manera diferente su coste de oportunidad. Las
ıa
u
centrales hidroelćtricas estń muy condicionadas por la meteorolog´ y la capacidad del eme
a
ıa
balse, pero no por el coste de su “combustible” (el agua, que reciben gratuitamente). Las
centrales t´rmicas deben evaluar el precio de su combustible (gas, carbń, etc.), la capacidad
e
o
de stock, la previsiń de la evoluciń de dichos precios, as´ como el coste de arranque y parada
o
o
ı
30

que conlleva una gran turbina. Es importante indicar que, si bien las unidades productoras
ofertaron a un precio menor que el precio de casaciń, a todas ellas se les retribuye al mismo
o
precio (es lo que se conoce como uniform-price auctions). Igualmente, aunque los consumidores ofertaron a mayor precio, finalmente pagan el kilovatio-hora al precio de casaciń. Una
o
alternativa a este m´todo es que las unidades paguen o cobren cada una al precio que ofertaron
e
(pay-as-bid auctions). Sin embargo, la literatura seãla que bajo esta otra metodolog´ no se
n
ıa
observar´ modificaciones sustanciales en el precio alcanzado, ya que los participantes, en
ıan
vez de ajustar sus ofertas segń su propio coste de oportunidad, aspirar´ a ofertar al precio
u
ıan
de casaciń esperado para maximizar beneficios, lo que genera otro tipo de ineficiencias. En
o
cualquier caso, una discusiń sobre este debate est´ fuera del objetivo del este informe, pero
o
a
puede encontrarse informaciń referida en [35, 36].
o
En el caso de un parque e´lico, el combustible es el viento, que es gratis, pero no se puede
o
almacenar para otro momento. Por tanto, si tiene ocasiń de generar en una situaciń de viento
o
o
favorable, no hacerlo no aumenta la posibilidad de obtener mayores beneficios en el futuro,
ya que ni ahorra en combustible ni puede almacenarlo para una ocasiń posterior. Dicho esto,
o
si la predicciń meteorol´gica para el d´ siguiente en el emplazamiento del parque prev´ un
o
o
ıa
e
nivel de generaciń de varios megavatios, este parque har´ una oferta de dicha potencia a un
o
a
precio cero para asegurar la casaciń (cabe recordar que, a pesar de ofertar a cero, el precio
o
de retribuciń es comń a todos e igual al precio de casaciń). Esta estrategia de oferta es
o
u
o
tambiń habitual en plantas fotovoltaicas y la hidrúlica fluyente (sin presa) por los mismos
e
a
motivos.
Las centrales nucleares tambiń ofertan a precio cero, pero por otros motivos. Las cene
trales nucleares, por la tecnolog´ involucrada, tienen poca capacidad de variar su nivel de
ıa
producciń 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 reposiciń de las barras de uranio,
o
de mantenimiento, o de paradas de emergencia). Por tanto, las ofertas a precio cero buscan
asegurar la casaciń para mantener un nivel de producciń constante, dejando que el precio
o
o
que recibirń como retribuciń lo marquen el resto de tecnolog´ que ofertan a otros precios
a
o
ıas
mayores por otros motivos.
Considerando como ejemplo los diferentes costes iniciales y de mantenimiento de estas
tecnolog´ (e´lica, fotovoltaica y nuclear), queda pues aclarado que el precio de oferta que
ıas o
hacen las unidades generadoras en el mercado diario no tiene que ver meramente con el coste
de la tecnolog´ en s´ sino con la mayor o menor versatilidad que cada tecnolog´ proporciona
ıa
ı,
ıa
para elaborar una estrategia de m´ximos beneficios en un contexto de libre mercado.
a
Y con respecto a la curva de demanda, ¿qu´ condiciona las ofertas de compra?
e
Con respecto a la curva de demanda, las comercializadoras hacen ofertas de adquisiciń de
o
los vol´menes de energ´ que estiman necesarios para abastecer a sus clientes. Suelen hacerlo
u
ıa
al llamado “precio instrumental”, que es el m´ximo permitido (18, 03 centû/kWh). Esto es
a
as´ para asegurar la casaciń. Se observa pues la incapacidad de las comercializadoras para
ı
o
responder a seãles de precio, ya que independientemente de ´ste, no pueden arriesgarse a no
n
e
obtener en el mercado los vol´menes de energ´ que previsiblemente demandarń sus clientes.
u
ıa
a
El resto de ofertas de adquisiciń a precios menores del m´ximo las realizan t´
o
a
ıpicamente
aquellos consumidores que pueden variar su consumo, tales como centrales de bombeo o
algunos tipos de industria.

31

¿C´mo ha evolucionado el precio de la energ´ en el mercado diario?
o
ıa
Como hemos visto, el precio del mercado diario cambia cada hora. La figura 3.6 muestra
la evoluciń de este precio en el aõ 2010.
o
n

Figura 3.6: Precio obtenido en el mercado diario durante 2010. Fuente: [37]

3.2.

Los mercados intradiarios

Estos mercados, llamados tambiń “mercados de ajustes”, estń orientados a que los partie
a
cipantes del mercado diario puedan hacer ajustes a sus compromisos de producciń/adquisiciń
o
o
una vez conocidos los resultados del mercado diario. Como hemos dicho, el mercado diario
para las 24 horas del d´ “D” se cierra a las 10h del d´ “D-1”, y las casaciones se conocen
ıa
ıa
sobre las 14h. Cada uno de los 6 mercados intradiarios posteriores tiene un plazo determinado
para hacer ofertas sobre unas determinadas horas en concreto, como ilustra la figura 3.7.
Desde el punto de vista econ´mico, cada uno de los mercados (diario e intradiarios)
o
es un mercado diferente e independiente, en el que se alcanzan unos compromisos de producciń/adquisiciń para cada unidad a un precio de casaciń diferente. Desde el punto de
o
o
o
vista de la generaciń y el consumo, cada unidad tendr´ que generar o consumir en cada hora
o
a
una cantidad de energ´ igual a la suma de las cantidades casadas en cada mercado.
ıa
Ofertas en el intradiario. Diferencias con el mercado diario
Puesto que se tratan de mercados de ajustes, s´lo pueden participar en estos mercados
o
aquellas unidades que previamente han participado del diario. La principal diferencia es que
cada unidad, independientemente de si es generadora o consumidora, puede realizar ofertas
tanto de generaciń como de adquisiciń. As´ un generador, mediante ofertas de adquisiciń,
o
o
ı,
o

32

Figura 3.7: Horizontes temporales (en rojo) para la realizaciń de ofertas y horas afectadas
o
(en morado) de los mercados diario e intradiarios.
consigue reducir la energ´ comprometida en el diario (si por ejemplo, tiene un problema
ıa
tćnico o cambia la predicciń de viento); igualmente, una unidad de compra que hace ofertas
e
o
de generaciń consigue reducir el compromiso la cantidad de energ´ adquirida en el diario.
o
ıa
Otra particularidad es que cada unidad puede realizar, para una determinada hora, multiples ofertas (m´ltiples curvas similares a las de la figura 3.1).
u
Para el caso particular de la central ESC6, las ofertas realizadas en los cinco intradiarios
para la hora H15 del 2 de junio de 2009 fueron 6 :

Figura 3.8: Ofertas de Compra y Venta de electricidad realizadas el 2 de junio de 2009 por la
central de ciclo combinado de Iberdrola ESC6 en los intradiario 1 y 2 (izquierda), intradiario
3 (centro) e intradiarios 4 y 5 (derecha).
La unica oferta casada result´ ser la generaciń de 38,2 MW en el intradiario 3, en el
´
o
o
que se alcanz´ un precio de PI3 = 3,935 centû/kWh. Las ganancias de esta unidad en este
o
intradiario son, por tanto:
Ganancias de ESC6 en el Mercado Intradiario 3 (H15) = 38,2[MW]·1[h]·3,935[centû/kWh] = 1503 û
6

N´tese que esta hora est´ fuera de los plazos temporales del intradiario 6
o
a

33

¿Por qu´ son necesarios estos ajustes?
e
Hay varios motivos que pueden llevar a una unidad de generaciń a querer modificar la
o
cantidad de energ´ casada en el mercado diario. Algunos de ellos ser´
ıa
ıan:
Las centrales que s´lo han casado parte de la energ´ que pueden producir (por haber
o
ıa
ofertado algunos tramos a un precio mayor del finalmente alcanzado en el diario) pueden
ofertarlos de nuevo siguiendo una estrategia actualizada, una vez conocido el precio
alcanzado en el diario.
Cambios en la predicciń de un recurso no gestionable: Los parques e´licos y las instao
o
laciones fotovoltaicas ofertan en el diario la cantidad de energ´ estimada mediante
ıa
modelos predictivos. Esta predicciń normalmente se puede mejorar con el transcurso
o
del tiempo (no es lo mismo predecir para el d´ siguiente que para dentro de cinco
ıa
horas), por lo que los intradiarios permiten incluir estas correcciones.
Declaraciń de indisponibilidad. Una central que tras casar en el diario sufre un proo
blema tćnico que no le permita generar, puede adquirir en los intradiarios la misma
e
cantidad de energ´ para dejar su compromiso de producciń a cero.
ıa
o

3.3.

Resultados del mercado y precio final

Una vez han tenido lugar los mercados diario e intradiarios, cada unidad debe generar
o adquirir, durante cada hora, la cantidad resultante de sumar los tramos casados en todos
los mercados que afectaban a esa hora. Los derechos de cobro u obligaciones de pago finales
tambiń se obtienen de sumar los alcanzados en cada mercado. En particular, la unidad ESC6
e
deber´ generar a un nivel de potencia de 223,2 MW (los 185 MW casados en el diario m´s
a
a
los 38.2 MW casados en el intradiario 3), por lo que percibir´ 8761 û (los 7258 û del diario
a
m´s los 1503 û del intradiario 3).
a
Se observa que, como resultado del mercado, cada hora tiene asignada una cantidad de
energ´ casada total en todo el sistema, que equivale a un nivel de potencia similar y consıa
tante durante esa hora. Por ejemplo, para la hora H15 del d´ 2 de junio de 2009, este nivel
ıa
se qued´ en 32.19 GW. Estos niveles de potencia escalonados horariamente son los que se
o
representan mediante la curva programada en las gr´ficas de demanda que proporciona Red
a
Elćtrica (ver curva roja en la figura 3.9). La diferencia entre esta energ´ programada y la
e
ıa
que realmente se intercambia (curva amarilla) se debe a los desv´ medidos en tiempo real
ıos
en que incurren las unidades. Para seguir cumpliendo el requisito indispensable del sistema
elćtrico (hacer coincidir producciń y demanda en cada instante temporal), Red Elćtrica usa
e
o
e
las regulaciones primaria, secundaria y terciaria que aportan las unidades gestionables. Como consecuencia, existen mecanismos de penalizaciń a las unidades que incurren en desv´
o
ıos
(gestiń de desv´ y de retribuciń a las unidades que proporcionan las bandas de regulaciń
o
ıos)
o
o
(mercados de servicios complementarios) que gestiona REE, y cuya explicaciń est´ fuera del
o
a
alcance de este informe.
Resumiendo, ¿c´mo se forma la componente de mercado del precio de la electrio
cidad?
La componente final de mercado del precio de la electricidad se obtiene considerando el
resultado de los diferentes mercados que se han explicado a lo largo de este cap´
ıtulo, a saber:
34

Figura 3.9: Evoluciń de la energ´ programada como resultado del mercado (curva roo
ıa
ja), la real (amarilla) y la prevista(verde) para el d´ 2 de junio de 2009. Fuente:
ıa
https://demanda.ree.es/demanda.html
Mercado diario: Donde, con un d´ de antelaciń, los generadores y los consumidores
ıa
o
acuerdan para cada hora cuńta energ´ van a intercambiar y a qu´ precio.
a
ıa
e
Mercados intradiarios: Donde los participantes pueden modificar el programa alcanzado en el anterior mercado, acordando nuevos intercambios a un nuevo precio.
Mercados de operaciń: Gestionados por REE y orientados a mantener el equilibrio
o
instantńeo entre generaciń y consumo. Incluye los mercados por servicios complemena
o
tarios, sobrecoste por restricciones tćnicas y gestiń de desv´
e
o
ıos.
Hay un cuarto concepto que es el de pagos por capacidad (que hasta el 2007 se llamaba
Garant´ de Potencia) y que hace referencia a un complemento que reciben las unidades del
ıa
Regimen Ordinario de potencia instalada mayores a 50 MW7 para que recuperen sus costes
fijos y as´ incentivar la inversiń a medio y largo plazo. Aunque, por su naturaleza, se asemeja
ı
o
m´s a una prima que deber´ recogerse en la componente regulada, los informes de la CNE
a
ıa
la incluyen en la componente de mercado.
Cada uno de los tres mercados mencionados adquieren un valor para cada hora del aõ.
n
La figura 3.10 muestra el valor medio anual de estas componentes.
Observamos en esta figura que la mayor contribuciń en la formaciń de la componente
o
o
de mercado es el mercado diario. La contribuciń del mercado intradiario no se aprecia y es,
o
en efecto, muy pequeã cuando se promedia anualmente. Sin embargo, para una hora en conn
creto, puede influir de manera apreciable tanto aumentando el precio como disminuyńdolo,
e
dependiendo de las circunstancias en ese momento.
7

El Anexo III de la Orden ITC/2794/2007 establece adem´s que debe tratarse de instalaciones puestas en
a
marcha con posterioridad al aõ 1997 y con menos de 10 aõs de antigëdad
n
n
u

35

Figura 3.10: Valores medios anuales de las componentes del precio de mercado de la electricidad. Elaboraciń propia a partir de [3].
o

3.4.

´
La Tarifa de Ultimo Recurso

Las secciones anteriores explican c´mo se forma el precio en el mercado elćtrico al que
o
e
adquieren energ´ los consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y consumidores
ıa
directos).
e
Como hemos explicado en la secciń 1.3, el marco para los consumidores finales (dom´stio
cos y pequeãs empresas) es el del mercado minorista, que consiste en contratar una de las
n
comercializadoras en r´gimen de libre competencia, a las que les retribuyen una cantidad
e
acordada de manera que la comercializadora, tras hacerse cargo de las componentes de mercado y reguladas, embolsar´ su margen de beneficios (ver figura 1.4). Se debe recalcar que la
ıa
componente de mercado cambia cada hora, mientras que el contrato libre ofertado por una
comercializadora suele ser estable durante un tiempo, por lo que la comercializadora debe
estimar el promedio de este precio horario para as´ diseãr los contratos que ofrece, de cara
ı
n
a obtener un determinado margen de beneficios.
Los consumidores hemos contado con un periodo de adaptaciń para abandonar nuestras
o
antiguas tarifas establecidas por la administraciń (en la l´
o
ınea del Marco Legal Estable) y
pasar al mercado minorista contratando una comercializadora. El plazo para dicho traspaso
fue el 1 de julio de 2009, d´ en el que desaparecieron las viejas tarifas del mercado regulado.
ıa
Sin embargo, para aquellos consumidores que en esa fecha ań no hab´ contratado una
u
ıan
comercializadora (y que eran la inmensa mayor´ ver figura 3.11) se diseõ lo que se conoce
ıa,
n´
8 , a la que pasaban autom´ticamente a estar
´
a
como Tarifa de Ultimo Recurso (TUR)
inscritos.
Estos consumidores siguen siendo clientes de sus antiguas distribuidoras, o mejor dicho, de
la “versiń comercial” de sus antiguas distribuidoras, que ahora se llaman Comercializadoras
o
´
de Ultimo Recurso (CUR)9 , las cuales estń obligadas a vender electricidad al precio que marca
a
8
´
El objetivo de la Tarifa de Ultimo Recurso no es garantizar el acceso a la electricidad de los ciudadanos
con menores recursos, ´ste es el cometido del denominado Bono Social. Dicho bono, regulado a trav´s del
e
e
e
R.D.-Ley 6/2009 [38], puede ser solicitado por consumidores dom´sticos con una potencia contratada inferior
a 3kW, pensionistas con prestaciones m´
ınimas, familias numerosas y hogares en los que todos sus integrantes
se encuentren en situaciń de desempleo.
o
9
´
Son 5: Endesa Energ´ XXI S.L., Iberdrola Comercializaciń de Ultimo Recurso, S.A.U., Uniń Fenosa
ıa
o
o
´
Metra, S.L., Hidrocant´brico Energ´ Ultimo Recurso S.A.U. y E.ON Comercializadora de Ultimo Recurso,
a
ıa ´

36

la TUR. La idea es que con el tiempo, las comercializadoras en r´gimen de competencia vayan
e
progresivamente ofreciendo ofertas m´s atractivas de manera que los pequeõs consumidores
a
n
vayan abandonando la TUR, hasta que desaparezca.

Figura 3.11: Evoluciń del n´mero de suministros dom´sticos (que representa el 97 % del
o
u
e
n´mero de suministros del mercado minorista) acogidos a un comercializador libre y acogidos
u
a una tarifa (distribuidor antes del 1 de julio de 2009 y CUR despu´s). Fuente: [39].
e

¿C´mo se fija el precio de la TUR?
o
Dado que las cinco comercializadoras de ultimo recurso estń obligadas a vender a un
´
a
precio dado (la TUR), el Estado debe asegurarles un margen de beneficios razonable. Sin
embargo, el Estado ya no es competente en el nuevo marco liberalizado para fijar por entero
una tarifa, ya que entrar´ en conflicto con la existencia de la componente de mercado.
ıa
Para solucionar la convivencia entre, por un lado, mecanismos de libre mercado y, por otro,
la obligaciń de fijar una tarifa a aquellos que no han contratado una comercializadora, se
o
crean las subastas CESUR, organizadas por OMEL cada ciertos meses. La primera subasta
se celebr´ para el tercer cuatrimestre del 2007, y la ultima hasta ahora (la 16 ) para el cuatro
o
´
10 .
trimestre de 2011
¿Quiń participa en las subastas CESUR?
e
´
Con la Tarifa de Ultimo Recurso (constante durante los meses para los que se realiza
la subasta) tienen que cubrirse el margen de beneficios para las CUR y la adquisicń de la
o
energ´ en el mercado diario. Puesto que existe incertidumbre sobre este segundo elemento
ıa
S.L.
10

Los resultados se pueden consultar en http://www.subastascesur.omel.es/subastas-cesur/resultados.

37

(el mercado horario adquirir´ un precio para cada hora, segń los mecanismos explicados),
a
u
existe un riesgo de que la TUR no cubra dicho gasto. Para solventar este problema, se crea
una figura intermediaria entre el mercado y las CUR. La funciń de esta figura es, por tanto,
o
la de absorber el riesgo de que el dinero pagado por los clientes acogidos a la TUR no cubran
los costes del mercado diario. Se trata, pues, de un riesgo financiero, por lo que cualquier
entidad financiera puede participar en estas subastas.
Formaciń del precio mediante las subastas CESUR
o
La figura 3.12 es equivalente a la figura 1.4 pero particularizada para el caso de los consumidores acogidos a la TUR.

´
Figura 3.12: Esquema de la formaciń de la Tarifa de Ultimo Recurso.
o
Cuando se celebra una subasta CESUR, acuden entidades financieras dispuestas a pujar
por un precio CESUR, resultando ganadoras aquellas que lo ofrezcan m´s bajo. Estas entia
dades ganadoras deberń, durante los pr´ximos meses considerados en la subasta, pagar a los
a
o
generadores el precio de mercado que se alcance cada hora (que podemos denotar por P (h)) y
´
cobrar a las Comercializadoras de Ultimo Recurso el precio CESUR alcanzado en la subasta
(que podemos llamar PCESU R ). Por tanto, estas entidades obtienen beneficios aquellas horas
en que P (h) < PCESU R y p´rdidas en el caso contrario. Teniendo en cuenta este marco, y
e
volviendo al punto inicial (la subasta), las entidades financieras realizan su puja para PCESU R
lo m´s baja posible en base a su estimaciń del precio de mercado para los pr´ximos meses y
a
o
o
al riesgo que deseen asumir. De no asumir el suficiente riesgo, pueden no resultar ganadoras
de la subasta; pero si asumen demasiado, estarń expuestas a p´rdidas econ´micas. El n´mero
a
e
o
u
de ganadoras depende de la cantidad de energ´ que se subaste (segń los clientes acogidos
ıa
u
a la TUR) y de las cuotas de energ´ que cada entidad tenga (que depende a su vez de los
ıa
avales depositados antes de la subasta).
38

Entiende el mercado_electrico

Recomendados

Recomendados

Mais conteúdo relacionado

Semelhante a Entiende el mercado_electrico

Semelhante a Entiende el mercado_electrico (20)

Mais de elagit

Mais de elagit (20)

Entiende el mercado_electrico