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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) PROYECTO FIN DE CARRERA
SISTEMAS DE PAGOS POR CAPACIDAD EN EUROPA. PROPUESTAS INNOVADORAS DE APLICACIÓN A LA SITUACIÓN DE LOS CCGTS EN MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL Autor: Pedro Emilio Arteaga Romero
Director: Daniel Fernández Alonso
Julio del 2013, Madrid.
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Autorizada la entrega del proyecto del alumno:
Arteaga Romero, Pedro Emilio
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EL DIRECTOR DEL PROYECTO
Fernández Alonso, Daniel
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
Cuadra García, Fernando de
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
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SISTEMAS DE PAGOS POR CAPACIDAD EN EUROPA. PROPUESTAS INNOVADORAS DE APLICACIÓN A LA SITUACIÓN DE LOS CCGTS EN MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL.
Autor: Arteaga Romero, Pedro Emilio Director: Fernández Alonso, Daniel
RESUMEN DEL PROYECTO
La situación actual de las Centrales Térmicas de Ciclo Combinado (CTCC) presenta una cierta inviabilidad en las condiciones que opera el sistema eléctrico español. Este documento analiza el complicado contexto para las CTCC:
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• •
La rápida incursión de las energías renovables a partir del Plan de Fomento de Energías Renovables 2011-2020 Evolución negativa de la demanda de electricidad debido a la crisis incurrida en España. La limitada capacidad de intercambio por las conexiones internacionales, factor característico del sistema eléctrico español desde los comienzos de la liberalización. La notable incorporación de ciclos combinados en una época en la que se preveía una creciente demanda eléctrica. La no posibilidad de hibernación.
Estos factores generan una situación de sobrecapacidad del sistema. Dejando a las centrales térmicas en una posición de respaldo frente a las tecnología renovables, sus horas de funcionamiento han disminuido considerablemente haciendo económicamente imposible su mantenimiento y por tanto dificultando su atractivo de inversión.
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Este tipo de centrales es estrictamente necesario en un sistema eléctrico que debe presentar unos requisitos de garantía de suministro y que debe hacer frente a imprevistos de la demanda apoyándose en la flexibilidad que le otorgan. Por lo que aparecen los Pagos por Capacidad.
El pago por capacidad es un instrumento regulatorio que se utiliza en los mercados eléctricos de distintos países, como complemento al mercado de sóloenergía (los agentes solo reciben el precio SPOT del mercado mayorista en el que vendan su producción), para incentivar la inversión y la disponibilidad de generación para cubrir la demanda en horas de punta del sistema a precios razonables. Los pagos por capacidad son un medio de supervivencia para centrales con un funcionamiento muy bajo pero que son necesarias para la estabilidad del sistema.
Así pues, una vez estudiado el problema, sus causas y las posibles soluciones que la regulación ha desarrollado, este proyecto analiza el caso del mercado eléctrico español. El mecanismo actual se antoja de algún modo insuficiente para asegurar la viabilidad de las centrales térmicas de respaldo. Por ello, se propone un modelo de retribución diferente, incentivando la disponibilidad que garantice la correcta cobertura del sistema eléctrico español y la retribución moderada de dicha garantía de suministro.
Este modelo propuesto principalmente aboga por que aquellas tecnologías y centrales que se encuentren en disposición de recuperar sus costes más un beneficio industrial razonable a través del mercado, deberán ver reducido su pago por disponibilidad (dado que en las horas de participación en mercado no es necesario incentivar su disponibilidad). Los márgenes recuperados gracias a los mercados se calcularán basándose esencialmente en el spread horario que haya obtenido el generador a través del despacho de mercado. Por lo que la premisa primordial de esta nueva metodología propuesta es ser suficiente, eficiente y
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autoajustable. Elemento de especial trascendencia en un contexto de crisis económica como el actual.
Tras un estudio comparativo de las diferentes formas de abordar el dilema de los pagos por capacidad de los diferentes países de Europa y Resto del Mundo en su contexto energético, además de entrar en detalle en la situación actual del sistema eléctrico español desgranando sus problemas de sobrecapacidad y el paso a centrales de respaldo por parte de las CTCC, este documento pretende proponer una restructuración del mecanismo retributivo actual que sea más justo y eficiente basándose en la sustracción de los beneficios que genere vía mercado. Esta propuesta es la conclusión fundamental que se extrae del proyecto, junto a otros objetivos secundarios como el propio conocimiento de la solución regulatoria de los pagos por capacidad y la problemática que presentan.
Adicionalmente, a partir de estas comparaciones, el autor considera como posibles temas de ampliación una perspectiva global futura que contemple mercados de capacidad diseñados a nivel global para una Europa que, mas tarde o mas temprano, afrontará en su globalidad problemas similares a los del sector eléctrico español. Por ello, se propone como estudio posterior este proyecto, la realización de un mercado de capacidad español o europeo.
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CAPACITY PAYMENT SYSTEMS IN EUROPE. INNOVATIVE APPROACH TO THE CCGT STATE OF AFFAIRS IN THE SPANISH MARKET POWER
Author: Arteaga Romero, Pedro Emilio Director: Fernández Alonso, Daniel
PROJECT SUMMARY
The current context of the Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) has a certain impracticality in operating under the conditions of the spanish electrical system. This paper analyzes the complicated context for the CTCC:
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The quick entry of renewable energy from “Plan de Fomento de Energías Renovables 2011-2020” . Negative evolution of electricity demand due to the crisis incurred in Spain. The limited capacity of exchange for international connections is a very important factor of the Spanish electricity system since the beginning of liberalization. The remarkable combined cycle incorporation at a time which provided a growing electricity demand. No possibility of hibernation.
These factors create a situation of overcapacity in the system. Leaving power plants in a position as a backup for the renewable technology, their working hours have decreased considerably making economically impossible to maintain them and thus hindering their investment appeal.
This type of plant is strictly necessary in an electrical system which must provide a guaranteed supply requirements and must deal with unforeseen circumstances according to the demand. The combined cycle can meet a lot of inconveniences VI
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and contribute to the flexibility of the system. That´s why Capacity Payments are born to.
The capacity payment is a regulatory tool used in the electricity markets of different countries, in addition to the energy-only market (agents only receive SPOT prices in the wholesale market to sell their production), to encourage investment and the availability of generation to meet demand at peak hours in a reasonably priced system. The capacity payments are the reason for power with very low performance but that are critical to system stability.
After studying the problem, its causes and possible solutions that regulation has developed, this project examines the case of the Spanish electricity market. The current mechanism somehow seems insufficient to ensure the viability of the backup power plants. Therefore, we propose a different compensation model, motivating the availability to ensure effective coverage of Spanish electricity system and a moderate remuneration of the guarantee of supply.
This model mainly advocates that those technologies and plants that are in a position to recover their costs plus industrial profit through the market, will see reduced their availability payment earmarked (since in the hours of participation is not necessary to promote their availability. The margins recovered thanks to markets will be calculated based on the spread schedule that the generator obtained through market. Therefore, the fundamental premise of this new methodology is in being sufficient, efficient and self-adjusting. These are essential elements in the context of the current economic crisis.
After a comparative study of the different ways to address the dilemma of capacity payments in different countries of Europe and the Rest of the World in each energy context, added to the current situation of the Spanish electrical system showing its overcapacity and renewable back-up problems of the CCGT, VII
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this final paper will propose a reviewed mechanism getting an efficient and safer system. This proposal is the fundamental conclusion that is drawn from the project, along with other secondary objectives as the own knowledge of the regulatory solution capacity payments and the problems they present.
Additionally, based on these comparisons, the author considers a possible expansion that considers a future designed capacity markets globally to Europe. Sooner or later, Europe will face similar problems as the Spanish power sector. Therefore, further study is proposed as this project, conducting a capacity market or European Spanish.
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Índice de la memoria
Capítulo 1! Aspectos formales ............................................................................ 13! 1.1! Estudio de los trabajos existentes y motivación.............................................. 13! 1.2! Objetivos ............................................................................................................ 16! 1.3! Metodología / Solución desarrollada ............................................................... 17! 1.4! Recursos / herramientas empleadas ................................................................ 18!
Capítulo 2! El sector eléctrico español. Historia y evolución ........................... 19! 2.1! Introducción ....................................................................................................... 19! 2.2! El marco legal y estable español (MLE) .......................................................... 25! 2.2.1 Introducción ................................................................................................................... 25! 2.2.2 Nacimiento y desarrollo del MLE ................................................................................. 26!
2.3! Proceso de liberación a partir de 1997 ............................................................ 29! 2.3.1 Fases de la liberalización ............................................................................................... 30! 2.3.2 Empresas distribuidoras y comercializadoras ............................................................... 31! 2.3.3 La tarifa de último recurso (TUR) ................................................................................. 33!
2.4! Mercado eléctrico español ................................................................................ 35! 2.4.1 El Mercado Diario ......................................................................................................... 35! 2.4.2 Solución de las restricciones técnicas ........................................................................... 38! 2.4.3 El Mercado Intradiario .................................................................................................. 39! 2.4.4 Los Servicios Complementarios y Gestión de Desvíos................................................. 40!
2.5! Formación del precio final ................................................................................ 43! 2.5.1 Factura asociada a la TUR ............................................................................................. 44!
Capítulo 3! Pagos por Capacidad....................................................................... 53! 3.1! Definición ........................................................................................................... 53! 3.2! Argumentos para su implantación................................................................... 54! 3.3! Tipos de modelos ............................................................................................... 56!
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3.4! Contexto regulatorio en otros países ............................................................... 61! 3.4.1 Comparativa europea ..................................................................................................... 63! 3.4.2 Otros países del mundo ................................................................................................. 70!
Capítulo 4! El Detalle Del Caso Español Y Propuesta De Mejora ................... 71! 4.1! Antecedentes normativos .................................................................................. 71! 4.2! Situación Actual Y Proyección A Futuro De La Seguridad De Suministro En España.......................................................................................................................... 75! 4.3! Propuesta de mejora. Modelo. ......................................................................... 82! 4.3.1 Introducción ................................................................................................................... 85! 4.3.2 Contexto específico de las CTCC en España ................................................................ 86! 4.3.3 Método propuesto .......................................................................................................... 93!
4.4! Conclusiones ...................................................................................................... 99! 4.4.1 Método propuesto .......................................................................................................... 99! 4.4.2 Modificaciones regulatorias que implica la propuesta ................................................ 100! 4.4.3 FUTURO ..................................................................................................................... 100!
Bibliografía 102!
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Índice de figuras
Figura 1: curvas de oferta y demanda y casación horaria en OMEL (Fuente: OMEL)………………………………….pág. 38 Figura 2: Composición de la factura asociada a la TUR (Fuente: REE y elaboración propia)………………………...pág. 45 Figura 3: Noticia de la bajada de la Cesur del 22 marzo de 2013 (Fuente: www.cincodias.es)………………………..pág. 48 Figura 4: Precio total de la factura asociada a la TUR (Fuente: José Luis Sancha. El Sistema Eléctrico Español y elaboración propia)………………………………………………………………………………………………………………. pág. 50 Figura 5: Características de los Pagos por Capacidad en el corto y largo plazo. (Fuente: elaboración propia)……pág. 55 Figura 6: Incremento en la capacidad de generación entre el año 2000 y el año 2010. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia)…………………………………………………………………………………………………………………pág. 65 Figura 7: Crecimiento de las tecnologías de altos costes entre el año 2008 y el 2009. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia)…………………………………………………………………………………………………………………pág. 65 Figura 8: Evolución de la demanda en la primera década del 2000. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia)………………………………………………………………………………………………………………………………..pág. 66 Figura 9 :Respuesta de la demanda del 2009 frente al 2008. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia)……………………………………………………………………………………………………………………………….pág. 66 Figura 10: Evolución del precio mayorista en los últimos años. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia)……………………………………………………………………………………………………………………………….pág. 67 Figura 11: Comparativa de Países Europeos. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia)….…………… pág. 69 Figura 12: Comparativa de Otros países del mundo. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia)………..pág. 70 Figura 13: Retribución del incentivo a la inversión y servicio de disponibilidad vigentes establecidos en la Orden ITC 3127/2011 y en el Real Decreto ley 13/2012. (Fuente: CNE y elaboración propia)………………………………………pág. 74 Figura 14: : Retribución por disponibilidad de la orden de ITC3127/2011 (Fuente: CNE y elaboración propia)….. pág. 75 Figura 15: : Plan de Energía Renovables 2011-2012 (Fuente: http://www.idae.es)……………………………………..pág. 76 Figura 16: Evolución del índice de cobertura de la demanda registrado en la península 1990-2011 (Fuente: REE).pág. 77 Figura 17: Evolución de la generación en los últimos años. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia). pág. 78 Figura 18: Evolución de los costes fijos totales de los ciclos combinados no recuperados 2007-2012 (Fuente: CNE)…………………………………………………………………………………………………………………………………. pág. 79 Figura 19: Evolución del índice de cobertura prevista para la punta de invierno 2012-2012 (Fuente: CNE y REE). pág. 81 Figura 20: Artículo sobre Anpier. (Fuente: energíadiario.com)……………………………………………………………..pág. 83 Figura 21: Artículo sobre AEE. (Fuente: http://www.aeeolica.org/)………………………………………………………..pág. 84
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Aspectos formales Figura 22: Cuadro Resumen de los Pagos por Capacidad (Fuente: CNE, compañías del sector y elaboración propia)………………………………………………………………………………………………………………………………..pág. 86 Figura 23: Mix energético nacional en los últimos años. (Fuente: CNE, compañías del sector y elaboración propia)………………………………………………………………………………………………………………………………. pág. 87 Figura 24: Precio medio del pool en los últimos años. (Fuente: CNE, compañías del sector y elaboración propia)..pág. 88 Figura 25: Coeficiente de la disponibilidad para las tecnologías de respaldo. (Fuente: CNE, compañías del sector y elaboración propia)………………………………………………………………………………………………………………..pág. 89 Figura 26: Proyecciones de demanda peninsular [TWh] horas de funcionamiento de las CTCC y precios de combustibles y derechos de emisiones. (Fuente: CNE, compañías del sector y elaboración propia)…………………………………….pág. 91 Figura 27: Cobertura de costes fijos de explotación de una central de referencia. (Fuente: CNE, compañías del sector y elaboración propia)………………………………………………………………………………………………………………..pág. 92 Figura 28: Fórmula esencial del método de necesitad eficiente. (Fuente: elaboración propia)………………………..pág. 94 Figura 29: Propuesta de parque. (Fuente: elaboración propia)…………………………………………………………….pág. 95 Figura 30: Cálculo del pago por disponibilidad de la CTCC. Ampliación para 2015. (Fuente: CNE, compañías del sector y elaboración propia)……………………………………………………………………………………………………………..pág.
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Aspectos formales
Capítulo 1 ASPECTOS FORMALES 1.1 ESTUDIO DE LOS TRABAJOS EXISTENTES Y MOTIVACIÓN
El proyecto a realizar se sitúa en el ámbito de los mercados eléctricos, en concreto en los SISTEMAS DE PAGOS POR CAPACIDAD. En los mercados eléctricos la elasticidad de la demanda es escasa. Durante unas horas concretas al año esta demanda puede elevarse drásticamente (periodos de punta del sistema) , y dado que la energía eléctrica no se puede almacenar ni físicamente ni económicamente, los sistemas eléctricos de cada país (o región) deben estar preparados para satisfacer tal necesidad de demanda llegado el momento (en sociedades avanzadas y en entornos como el europeo, con sociedades fuertemente electrificadas, no se admiten apagones)
Debido a esta naturaleza del mercado eléctrico, en que demanda y oferta deben ajustarse en tiempo real, es necesario disponer de una capacidad de generación suficiente para suministrar en los momentos de mayor demanda, lo que conlleva que parte del parque de generación pueda ser utilizado muy pocas horas del año, por lo que la inversión en centrales que permitan cubrir estas altas necesidades en momentos esporádicos es bastante alta comparado con los beneficios que puedan llegar a obtener, incluso teniendo en cuenta la subida de precio de esta energía altamente demandada.
Es ahí donde aparecen los mecanismos de Pagos por Capacidad, definidos como aquella remuneración que las unidades de generación, cuando están disponibles, reciben por el servicio que prestan al contribuir a la fiabilidad del sistema, independientemente de su nivel de producción. Consisten en un sistema de
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Aspectos formales retribución regulado y complementario al mercado, que contribuye a que exista mayor potencia instalada de la que hubiera solamente con los ingresos mediante mercado. De esta forma se consigue un doble objetivo: que exista capacidad suficiente para atender la demanda en los momentos de máximo consumo (es decir, que se cubra la demanda objetivo) y suavizar los precios del mercado en esos momentos. Así pues, los gobiernos o los organismos reguladores establecen una serie de incentivos o pagos a los agentes de manera que estén listos para tener disponible esa energía extra, pudiendo ser exigida en cuanto sea necesaria, desplazando así el punto de equilibrio con la demanda a una mayor cantidad de capacidad de generación. Muchos mercados liberalizados han adoptado esta medida para mantener esta capacidad de generación suficiente en el largo plazo.
Los sistemas de Pagos por Capacidad aportan seguridad y estabilidad aunque en general son considerados medidas transitorias mientras madure el mercado eléctrico, es decir, hasta que exista una razonable elasticidad por parte de la demanda, si es que ésta se produce. Deberían estar diseñados de tal forma que los ingresos de los generadores de cada mecanismo sean iguales a los ingresos promedio de un mercado perfecto de “sólo” energía.
El
argumento
para justificar la necesidad de introducir estos mecanismos
adicionales a la remuneración que obtienen las centrales por vender su energía en el mercado se basa en las siguientes condiciones que se exponen a continuación:
•
Los precios que resultan en el mercado son siempre inferiores a un máximo fijado por el regulador. Este máximo no refleja el coste de oportunidad de la energía en períodos de escasez.
•
El riesgo percibido por el regulador de déficit de capacidad instalada en el medio plazo debido a la falta de inversión.
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Aspectos formales •
El riesgo percibido de déficit de energía en períodos con falta del recurso primario (sistemas con fuerte componente de energía renovable, hidráulica o eólica).
•
Sistemas con poca capacidad de interconexión con sistemas vecinos, donde, debido a la falta de apoyo físico externo, los riesgos anteriores toman una mayor relevancia.
En el caso español, es importante situar el contexto actual para adentrarse en el estudio de estos mecanismos por lo que brevemente se hace referencia a la normativa vigente que expone que la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, establece un pago diferenciado para el servicio de disponibilidad y el incentivo a la inversión, y la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, mantiene dicha diferenciación.
La Orden ITC/3127/2011, define el servicio de disponibilidad como la puesta a disposición del Operador del Sistema (OS) de toda o parte de la potencia de una serie de instalaciones de producción, en concreto, aquellas instalaciones térmicas de producción de energía eléctrica de régimen ordinario inscritas en la Sección Primera del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica, que pudieran no estar disponibles en los periodos de punta del sistema a falta de la retribución por este concepto, al ser tecnologías marginales del mercado diario, es decir, las centrales de fuel-oil, las centrales de ciclo combinado y las de carbón, y también aquellas instalaciones hidráulicas de bombeo puro, bombeo mixto y embalse.
Por su parte, la Orden ITC/2794/2007 define el incentivo a la inversión como la puesta a disposición del OS de determinada potencia instalada que se acredita mediante el acta de puesta en marcha de la instalación de generación. Esta Orden indicaba que este pago estaba destinado exclusivamente a promover la construcción y puesta en servicio efectiva de nuevas instalaciones de generación a través de pagos que facilitaran a sus promotores la recuperación de los costes de 15
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Aspectos formales inversión. Su retribución estaba ligada a los 10 primeros años desde la puesta en marcha de la central o a los primeros 10 años de las inversiones medioambientales realizadas.
Una vez presentada superficialmente la normativa, también se debe destacar que, las medidas regulatorias del mercado eléctrico se encuentran actualmente en continuo cambio por lo que realizar inversiones en nuevas centrales o tecnologías de generación se ve envuelto de una incertidumbre elevada. A la fecha de entrega de este proyecto, en Julio de 2013, el regulador (Ministerio de Industria) esta a punto de publicar una reforma que puede impactar severamente en la manera de entender el negocio eléctrico liberalizado en España.
Este proyecto pretende analizar la situación actual de los Pagos por Capacidad así como establecer una serie de parámetros con los que comparar este arte en diversos países del mundo con el sistema español tras profundizar en este último, proponiendo al final un modelo adecuado coherente y razonable, como conclusión principal. Más allá, incluso se evaluará la necesidad de estos mecanismos en sí, en contraposición con las condiciones mencionadas para su existencia.
1.2 OBJETIVOS
Los objetivos del proyecto van en sintonía con su motivación, es decir, el proyecto intentará proponer soluciones dada la situación del mercado eléctrico español hoy en día.
Estos objetivos son:
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Aspectos formales •
Estudiar los Pagos por Capacidad desde diversos ángulos obteniendo así una mayor perspectiva para poder proponer soluciones regulatorias para su diseño. Como se ha expuesto anteriormente, es un arte en continuo cambio dado las políticas que acontecen y con una gran importancia en la actualidad debido a la situación del mercado eléctrico. Es interesante revisar y aunar las numerosas técnicas de abordar este tema en diferentes países de todo el mundo para poder así tener la información necesaria y completa para aportar soluciones bien respaldadas. Una vez conocidas las diferentes estrategias teóricas para abordar el problema, se podrán proponer alternativas.
•
Como consecuencia de este primer y más importante objetivo, el proyecto tendrá también como finalidad el establecimiento de una metodología de comparación, asentando una serie de parámetros bien definidos que nos permitan ver las diferencias y similitudes entre los Pagos por Capacidad en España y en otros mercados de interés principalmente en Europa y América.
•
A su vez, existe el objeto de desarrollar habilidades de investigación y documentación sobre un tema relevante en el sector eléctrico y adicional al contenido de la carrera. Al tener que recopilar información de las distintas políticas de cada país con respecto al tema de los Pagos de Capacidad se realizará un proceso de investigación que analice en profundidad su situación. También se procederá a obtener una documentación que además permita, como se ha explicado anteriormente, determinar una serie de parámetros para llevar a cabo la comparación.
1.3 METODOLOGÍA / SOLUCIÓN DESARROLLADA
Para la consecución de los distintos objetivos determinados en el apartado anterior se seguirá el siguiente método de trabajo: •
Revisión bibliográfica. Profundizar sobre el estado del sector eléctrico actual así como detallar los elementos esenciales que nos acercan a los Pagos por Capacidad.
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Aspectos formales • •
• • •
Revisión de escenarios posibles que atienden estos mecanismos retributivos. Información exhaustiva sobre el estado del arte en diferentes países del mundo. Posteriormente se establecen unas tablas comparativas para analizar sus similitudes y diferencias. Propuesta de mejora para las CTCC en España. Conclusiones. Redacción de la memoria final.
1.4 RECURSOS / HERRAMIENTAS EMPLEADAS
• • •
Microsoft Excel: para elaboración de tablas y gráficos explicativos. Microsoft Power Point: para desarrollar las presentaciones y las algunas figuras aclarativas. Microsoft Word: para la redacción de la memoria.
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El sector eléctrico español. Historia y evolución
Capítulo 2 EL SECTOR ELÉCTRICO ESPAÑOL. HISTORIA Y EVOLUCIÓN 2.1 INTRODUCCIÓN
El sector energético no es un sector cualquiera de la economía de un país. Compra-venta de empresas, evolución de la inflación, crecimiento de los beneficios de las compañías, efectos sobre el medioambiente, impactos sobre las relaciones políticas y económicas entre países, son algunos de los aspectos que están directa o indirectamente en relación con la energía y que ocupan frecuentemente los titulares de los periódicos o agencias de noticias y tienen un hondo impacto social o político. Incluso la energía ha sido una de las principales motivaciones de algún conflicto bélico reciente en la terminación del pasado siglo XX. A nadie se le escapa que a día de hoy, bien entrado el siglo XXI, vivimos en una sociedad que depende de la energía, y más en concreto electrificada. La luz está presente en todo tipo de procesos tanto industriales, como de servicios y cotidianos, desde viajar en tren hasta calentar un horno.
El petróleo, y en menor medida el gas, son sectores globales o que se están globalizando. Hay precios internacionales de referencia que son fijados por los equilibrios mundiales oferta – demanda (o sus expectativas) y existe un enorme y creciente comercio internacional sobre ellos. Hay múltiples experiencias de países que han liberalizado el transporte, la distribución y la comercialización de los productos petrolíferos, incluido el gas. Globalmente, y aunque existan problemas de concentración empresarial o de acceso a las infraestructuras gasistas en algunos países, la liberalización de estos sectores no ha planteado problemas
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El sector eléctrico español. Historia y evolución substancialmente distintos de los que se han resuelto en otros sectores de actividad económica.
La electricidad, sin embargo, presenta un balance algo distinto. Por un lado, aunque para su producción se empleen materias primas energéticas como el carbón, gas natural o los derivados del petróleo, su generación y consumo siguen siendo un negocio fundamentalmente local regido por la demanda instantánea en cada zona.
Por otra parte, tras casi dos décadas de experiencia con la liberalización eléctrica, sigue sin existir consenso sobre las características que tiene que tener dicha liberalización para producir un modelo más robusto que aquél al que quiere reemplazar. De hecho, existen notables diferencias entre países en cuanto al impulso o las ventajas que se perciben en este proceso y los mecanismos adecuados para conseguirlas. En algunos países, como Estados Unidos, la liberalización (allí llamada “reestructuración”) está avanzando a un ritmo relativamente lento (con notables diferencias entre estados); otros, como la Unión Europea, están intentando dotarle de un nuevo impulso o “segunda ola liberalizadora”, a pesar de reconocer que sus resultados actuales no son los deseados. Este cuestionamiento de sus resultados no se da en otros sectores de igual o mayor importancia económica como la banca o las telecomunicaciones, a pesar de que se liberalizaron más o menos simultáneamente. En ellos, la liberalización si ha sido un notable éxito.
En los países desarrollados el principal argumento a favor de la liberalización era que iba a permitir disfrutar a los consumidores de precios de la electricidad más bajos. El exceso de capacidad existente en la década de los 90 en muchos países y las costosísimas inversiones realizadas en grandes instalaciones nucleares, de carbón o hidráulicas se traducían en tarifas eléctricas percibidas como demasiado elevadas. Inicialmente, y con frecuencia bajo la acción directa del Regulador, la
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El sector eléctrico español. Historia y evolución liberalización del sector eléctrico efectivamente produjo bajadas de tarifas en muchos países. Sin embargo, unos años más tarde –a partir del inicio de la presente década– los precios de la electricidad comenzaron a subir, o han mostrado tendencias que no se asocian directamente a una reducción de costes, por lo que, a día de hoy la evidencia no es tan concluyente. En numerosos casos, estas subidas se han caracterizado por su brusquedad, generando inevitablemente alarma social dado el carácter de bien básico de la electricidad. La pervivencia de una cierta desconfianza hacia la liberalización explica que, aun en países como Francia, España y Portugal, el gobierno siga controlando de un modo directo o indirecto los precios de la electricidad para consumidores domésticos. Probablemente, el paradigma liberalizador no ha sido bien entendido: un marco liberalizado tiene que traer mas eficiencia en la asignación de recursos y en los agentes que participen de ese mercado liberalizado, pero no necesariamente una reducción de precios. Es más, el propio regulador entra en una contradicción: si ya existe una señal de mercado, ¿Qué sentido tiene mantener tarifas integrales para ciertos colectivos?
Esta situación de “frustración” tras la liberalización eléctrica es, en general, consecuencia, de tres factores: i) la naturaleza físico económica de la electricidad; ii) la complejidad de los aspectos institucionales en la regulación de esta actividad; y iii) el peso clave de la electricidad en la política energética de cada país que condiciona el propio desarrollo del sector.
En primer lugar, la electricidad tiene un carácter mixto producto – servicio público esencial, que dificulta la comprensión y adecuada regulación (a veces en manos de reguladores o legisladores no profesionales, respondiendo a criterios exclusivamente políticos) de la electricidad. Una comparación con otras actividades muestra la complejidad y singularidad de esta actividad, no
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El sector eléctrico español. Historia y evolución equiparable en su naturaleza física a ningún otro bien que pueda ser suministrado, ni tampoco a ningún otro servicio que pueda ser prestado.
Características de naturaleza técnica que condicionan el funcionamiento del sector en un entorno liberalizado son:
-
La diversidad de tecnologías que resultan necesarias (por razones técnicas o económicas) para la producción de electricidad, lo que dificulta que pueda producirse una convergencia tecnológica semejante a la que ocurre en otros sectores. Estas tecnologías presentan estructuras de costes muy distintas, lo que influye muy notablemente sobre la rentabilidad de las inversiones, ya que son siempre las últimas centrales necesarias para satisfacer la demanda las que fijan el precio marginal de toda la energía producida, y las que por ello recuperan sus costes de inversión de un modo mas lento.
-
La no diferenciación del producto final (que contrasta con la diversidad de tecnologías necesarias y por tanto de estructuras de costes para producirlo).
-
Su no almacenabilidad, lo que obliga a igualar constantemente producción y consumo.
-
La necesidad de sobredimensionar el sector para atender puntas de demanda.
-
La escasa elasticidad al precio de la demanda, al menos en el corto plazo.
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El sector eléctrico español. Historia y evolución -
Su funcionamiento en sistema, ya que el suministro eléctrico exige una coordinación total entre todas las actividades necesarias para que los kilovatios lleguen desde su producción al consumidor de manera continuada e instantánea.
En segundo lugar, los factores institucionales condicionan, a veces decisivamente, el desarrollo del sector eléctrico en muchos países y pueden acabar convirtiéndose en importantes barreras de entrada:
-
Los largos y complejos trámites administrativos para la construcción y puesta
en
marcha
de
instalaciones
(generación
y
transporte,
principalmente).
-
Las posiciones de dominio de los operadores principales.
-
La participación pública en el capital de las empresas energéticas, y en general el proteccionismo de los estados hacia alguna o algunas empresas energéticas de su país.
-
La falta de liquidez y transparencia de los mercados eléctricos, que dificulta en mucha medida el desarrollo de un negocio de comercialización sin activos de generación.
-
Las características de los ordenamientos jurídicos de cada país (por ejemplo, lo sagrada que sea la defensa del derecho de propiedad), y la fortaleza de sus instituciones reguladoras o supervisoras.
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Finalmente, en los últimos años, la creciente preocupación por la seguridad de suministro y las nuevas regulaciones en materia medioambiental, especialmente el comercio de emisiones de CO2, todo ello en un contexto de precios muy altos de las materias primas energéticas, están teniendo un hondo impacto sobre la política energética de los países y, en particular, sobre los procesos de liberalización eléctrica.
En un mundo energético crecientemente globalizado, los países no pueden influir sobre los precios de las materias primas energéticas, pero sí pueden modificar su dependencia energética del exterior a través de decisiones que fomenten determinadas tecnologías sobre otras, impulsen determinadas líneas de I+D o afecten la conducta de los consumidores. En todas ellas el sector eléctrico tiene un papel protagonista. Es bien conocido, a este respecto, la posición española de fomentar el consumo de carbón nacional para la producción de electricidad por sus impactos socio-demográficos locales, si bien un análisis 100% basado en costes de combustibles desaconsejaría esa política. También podría citarse como un ejemplo el espectacular desarrollo vivido en España en cuanto a tecnologías de generación de electricidad de origen renovable, fundamentalmente eólico y en menor medida solar.
A pesar de que la mayoría de expertos del sector son firmes defensores de las ventajas de la liberalización, la impresión que se obtiene de los numerosos estudios realizados hasta la fecha, así como del análisis de las experiencias de liberalización realizadas a lo largo y ancho del mundo, es que este proceso es todavía un trabajo en curso y por concluir. Es más, parece percibirse que la liberalización del sector energético dondequiera que sea es siempre incompleta.
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El sector eléctrico español. Historia y evolución España es un buen banco de pruebas de los efectos de la liberalización. En este país coinciden la existencia de diversas empresas prestatarias del servicio de capital privado, con una alta transparencia e información del sector. La liberalización fue inicialmente diseñada, allá por el año 1998, como una de las pioneras y más intensas en Europa. Sin embargo, años después diversas modificaciones regulatorias no parecen haber terminado de conformar un modelo suficientemente robusto, capaz de abordar con éxito los importantes retos energéticos del país. Las fuertes tensiones vividas en los últimos años tanto a nivel de precios como de demanda, donde hemos pasado de una verdadera psicosis de escasez de oferta de combustibles fósiles en 2007 – 2008 a una crisis económica profunda y de duración todavía imprevisible, suponen una verdadera prueba de fuego para la sostenibilidad de la liberalización. Irónicamente, en nuestros días la caída en la demanda eléctrica tras varios años de muy fuerte inversión en infraestructuras eléctricas ha producido una sobrecapacidad enorme en nuestro sistema eléctrica: una situación que es especialmente alarmante al competir tecnologías que asumen por completo el precio del mercado, frente a otras que tienen una estructura de ingresos garantizada gracias a los sistemas para incentivar las mismas (fundamentalmente generación térmica convencional frente a generación de origen renovable).
2.2 EL MARCO LEGAL Y ESTABLE ESPAÑOL (MLE)
2.2.1 INTRODUCCIÓN Formalmente, el MLE estuvo vigente en torno a una década. Nació con el Real Decreto 1538/1987, como consecuencia de determinados problemas financieros que algunas empresas estaban atravesando, y se extinguió con la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, que inició la liberalización del sector. En consecuencia, su tiempo de aplicación fueron los diez años que median desde 1988 a 1997. 25
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Los principios que rigieron el MLE eran los mismos que establecía el Plan Energético Nacional 1983 – 1992: i) planificación a medio y largo plazo de las instalaciones; ii) explotación unificada; y iii) sistema de percepción de ingresos que garantizase la estabilidad financiera de las empresas. Se puede afirmar que la filosofía del MLE se remonta hacia atrás en el pasado por un periodo de aproximadamente 15 años, si bien sólo a partir de la aprobación del MLE se estableció un sistema que permitiría su aplicación plena.
Tras una década de funcionamiento, en la que hubo que adaptar la regulación a diversos cambios en el entorno, el MLE se convirtió en un cuerpo legal muy detallado que regulaba todos los costes e ingresos estándares de las instalaciones del sector. El paso del tiempo, además, propició la aparición de un número creciente de excepciones o adiciones al régimen general. Los detalles de este cuerpo normativo, en su mayoría, sólo se comunicaban por parte del Ministerio a las empresas eléctricas a través de resoluciones que no se publicaban en el Boletín Oficial del Estado. Esto daba carácter privado a esta información y minaba su transparencia.
No son muchos los textos que realizan un estudio o una descripción sistemática del funcionamiento del MLE. Era tradición en el sector decir que apenas un puñado de personas –las que participaron en su diseño y elaboración- realmente entendía con detalle su funcionamiento.
2.2.2 NACIMIENTO Y DESARROLLO DEL MLE La fuerte crisis económica y política que sufrió España durante la década de los Setenta provocó graves problemas estructurales y financieros al sector eléctrico. Entre
ellos
se
pueden
mencionar
los
siguientes:
i)
un
inadecuado
dimensionamiento y estructura del parque generador eléctrico; ii) un bajo nivel de
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El sector eléctrico español. Historia y evolución ingresos consecuencia de la contracción de la demanda y el insuficiente nivel de tarifas; y iii) un elevado endeudamiento y altos costes financieros.
Consecuencia de ello, en 1983 se firma el “Protocolo de acuerdo entre el gobierno y el sector eléctrico” en el que se establecen los siguientes compromisos:
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el establecimiento de una política tarifaria que permita la recuperación de los costes y las inversiones del sector,
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la nacionalización de la red de alta tensión, incorporando dichos activos a una sociedad de nueva creación (Red Eléctrica), cuyo objetivo es la explotación del conjunto de las instalaciones de producción y transporte de la península,
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y la paralización de los grupos nucleares en construcción (si bien en esta última decisión también intervinieron factores de otro tipo).
A partir de entonces, la aprobación del Plan Energético Nacional 1983 – 1992 y diversos desarrollos reglamentarios van poniendo en marcha los compromisos citados. Con el objetivo de completarlos y afirmar el equilibrio económico – financiero del sector eléctrico, el Ministerio de Industria y Energía y las empresas eléctricas firman en 1986 un nuevo Protocolo de “Acuerdo sobre el programa de actuación a medio plazo del sector eléctrico”, cuyo objetivo fundamental era el establecer una política tarifaria clara y transparente basada en los costes del sector.
A finales del año 1987 se publica el Real Decreto 1538/1987, por el que se define la metodología de retribución de los costes que soportan las empresas eléctricas que integran el sistema peninsular, la cual determina la remuneración de las
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El sector eléctrico español. Historia y evolución empresas gestoras del servicio. El MLE definió de forma precisa la regulación del sector eléctrico durante la década 1988 – 1997 y, en especial, todos aquellos aspectos que tenían incidencia en el sistema de ingresos de las empresas eléctricas.
Tal como se diseñó inicialmente, el MLE no fue suficiente para resolver todos los problemas del sector. La recesión económica de principios de los 1990, que afectó de una manera especialmente intensa a España, las devaluaciones que sufrió la peseta (que dañaron significativamente a un sector eléctrico altamente endeudado en moneda extranjera) y el incremento de los tipos de interés obligaron a determinadas adaptaciones en el MLE, así como determinados acuerdos de compra venta de activos entre empresas, con el objetivo de salvaguardar su funcionamiento.
La conjunción a mediados de la década de los 1990s de varios factores: i) la percepción de que el sector eléctrico era ineficiente y caro, ii) existía un exceso de capacidad instalada y iii) el inicio de la liberalización en otros países, llevaron al legislador a proponer la introducción de determinados aspectos de concurrencia y competitividad en el funcionamiento del sector. Para ello, se aprobó la Ley 40/1994 de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional (LOSEN), que, sin embargo, mantenía los principios fundamentales del MLE. Esta convivencia entre un marco rígido como el MLE y los principios de competencia resultaba compleja y ambigua, lo que dificultó su aplicación. Fracasada la vía de la reforma, sólo quedaba la vía de la ruptura.
En 1996 el advenimiento de un nuevo gobierno con un programa económico más liberal propició el inicio de conversaciones entre gobierno y empresas con el fin de alcanzar un acuerdo que permitiese llevar a cabo la sustitución del MLE por otra regulación que propiciase una mayor liberalización y competencia entre empresas, a la vez que garantizase un menor coste de la energía eléctrica para el
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El sector eléctrico español. Historia y evolución conjunto de la economía española. Este último aspecto era especialmente importante ya que el objetivo de pertenecer a la Moneda Única (el euro) obligaba a cumplir unos criterios de convergencia entre países que obligaron a un intenso programa de disciplina y austeridad económica (los criterios de convergencia de Maastricht). Uno de ellos era en materia de inflación, para lo cual se impulsaron una serie de medidas, entre las que estaban la reducción de tarifas en el sector eléctrico.
Resultado de todo ello, a finales de 1996 el Gobierno y las empresas eléctricas firman el “Protocolo para el establecimiento de una nueva regulación del Sistema Eléctrico Nacional”. Este Protocolo ya incluía una bajada de tarifas para 1997, que hubo que aplicar aprobando determinados cambios en el MLE, en lo que sería su último año de vigencia.
En su conjunto, el Protocolo serviría de base para la aprobación de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, que asimismo incorporaba las normas comunes de la Directiva 96/92/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, encaminadas a garantizar la convergencia paulatina hacia un mercado europeo de la electricidad. Con la plena aplicación de esta Ley, a partir del 1 de enero de 1998, se producía la ruptura definitiva con el modelo anterior y se estableció un nuevo modelo basado en la competencia y la liberalización.
2.3 PROCESO DE LIBERACIÓN A PARTIR DE 1997
El mercado de energía eléctrica en España post 1997 entró en un proceso de liberalización, destinado a adaptarse a las normas europeas sobre suministro eléctrico.
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Es un proceso similar al que ya habían vivido en esos años los sectores de telecomunicaciones y del gas. La diferencia es que la liberalización en el eléctrico es especialmente compleja debido a las características del sector, como se ha mencionado en la introducción.
El objetivo final de la liberalización es que el consumidor pueda elegir entre las distintas empresas que operan en el mercado y contratar la tarifa que le resulte más interesante para sus necesidades.
2.3.1 FASES DE LA LIBERALIZACIÓN En una primera fase (Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico) se separan las actividades reguladas (trasporte y distribución) y las no reguladas (producción y comercialización), por lo que las empresas eléctricas se ven obligadas a separar contable y jurídicamente esas actividades. Sigue en vigor actualmente tras diversas modificaciones: Ley 53/2002 de 30 de diciembre y la Ley 24/2005 de 18 de noviembre. Este marco legal ha sido además completado mediante sucesivos reales decretos, órdenes y resoluciones.
Posteriormente, la Ley 17/2007, de 4 de julio, del Sector eléctrico, establece que la actividad de suministro a tarifa pasará a ser ejercido en su totalidad por las comercializadoras en libre competencia, en lugar de las distribuidoras que eran las encargadas hasta ese momento.
Finalmente, el Decreto 485/2009, de 3 de abril, regula la puesta en marcha del suministro de último recurso e introduce dos cambios importantes a partir del 1 de julio de 2009:
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Las empresas distribuidoras ya no comercializan directamente al cliente la electricidad. Esta actividad la realizan las empresas comercializadoras. Es decir, las distribuidoras se ocupan solo del negocio relativo a los “cables” y las “subestaciones” necesarias para llevar la electricidad desde la red de transporte hasta el cliente final.
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Las tarifas reguladas han desaparecido, a excepción de la Tarifa de Último Recurso (TUR) para suministros de baja tensión y potencia contratada inferior a 10 kW. Sucesivos rumores sectoriales apuntan, ya desde inicios de 2012, a una bajada de potencia máxima protegida por estas Tarifas de Ultimo Recurso, lo que llevaría a un grado de liberalización aun mayor.
2.3.2 EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y COMERCIALIZADORAS Una de las características particulares de la liberalización en el sector eléctrico es la separación de la actividad que llega al consumidor final en dos: la distribución y la comercialización de la energía. Por otro lado queda la actividad de generación, que gracias a la introducción del mercado mayorista de electricidad pasa a realizarse bajo criterios de libre competencia entre tecnologías (y no a través de un esquema de costes reconocidos como en tiempos del marco legal y estable).
Durante en MLE e históricamente, la misma empresa distribuía y vendía la electricidad. En el mercado libre estas actividades se dividen, por lo que las empresas que distribuyen la energía eléctrica van a ser distintas de las que la comercializan.
Las empresas distribuidoras son las propietarias de las infraestructuras y responsables de asegurar la calidad del servicio. En caso de avería o problemas de suministro, responden ante el consumidor aun cuando no existe contrato entre
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El sector eléctrico español. Historia y evolución ellos. Asimismo, son las empresas que leen los contadores de los consumidores y facilitan esa lectura a la comercializadora que tiene contratada el cliente.
Las empresas comercializadoras son las que compran la energía a las distribuidoras y la venden al consumidor final. Son, por tanto, las empresas con las que el consumidor firma el contrato de suministro.
No todas las empresas comercializadoras pueden facilitar al consumidor un contrato de Tarifa de Último Recurso, solo las que el Gobierno ha designado como comercializadoras de TUR. La Comisión Nacional de Energía ofrece siempre un listado completo y actualizado de las comercializadoras disponibles y de las que pueden ofrecer la TUR. Los Comercializadores de Último Recurso son:
1. Endesa Energía, S.A.
2. Gas Natural Servicios, S.A.
3. Iberdrola, S.A.
4. Naturgas Energía Comercializadora, S.A.U.
5. Unión Fenosa Comercial, S.L.
En cualquier caso, empresas distribuidoras y empresas comercializadoras pueden pertenecer al mismo grupo empresarial, eso si, con una clara separación de compañías, jerarquías de decisión, misión, visión y objetivos. Esa pertenencia a un mismo grupo empresarial tampoco puede comprometer los principios de libre competencia y de libre mercado.
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2.3.3 LA TARIFA DE ÚLTIMO RECURSO (TUR) Para evitar el cambio tan brusco que iba a significar la liberalización del mercado energético para el consumidor final, el Gobierno creó un sistema intermedio de transición que se ha denominado Tarifa de Último Recurso.
La TUR es el precio máximo y mínimo, único en todo el Estado y aprobado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, que pueden cobrar las comercializadoras de último recurso a los consumidores que se hayan acogido a ella. De acuerdo con las normas que la regulan y con carácter general, el precio se revisa semestralmente.
Pueden acogerse a ella los consumidores en baja tensión y cuya potencia contratada sea inferior o igual a 10 kW. Es importante destacar que este umbral puede ser rebajado en los próximos meses o años, siguiendo unos objetivos del regulador de liberalización completa. En criterios de buena regulación, solo deberían establecerse tarifas refugio para ciertos colectivos especialmente desprotegidos y que no puedan asumir el riesgo de cambio de precio eléctrico enorme (esa especial protección se denomina “bono social” y afecta a suministros de hasta 3.3 kW de potencia contratada).
Una vez acogido a la TUR, el consumidor puede solicitar en cualquier momento el cambio a otra comercializadora de TUR o al mercado libre. Para hacerlo, es necesario comunicar su intención al nuevo comercializador y firmar el nuevo contrato de suministro. La empresa contratada se encarga de todos los trámites del traslado. Cuando ya se ha realizado el cambio, ni el comercializador de último recurso original ni ninguna otra empresa comercializadora de su mismo grupo empresarial pueden realizar contraofertas al consumidor en el plazo de un año.
Por otra parte, el bono social supone la congelación de la tarifa vigente en el 33
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El sector eléctrico español. Historia y evolución momento de su puesta en marcha (1 de julio de 2009) hasta el momento que el regulador considere. La TUR no es referencia para estos consumidores. Pueden acogerse al bono social cuatro colectivos, siempre y cuando sean personas físicas, que estén dentro de una comercializadora de último recurso y se vaya a aplicar al contrato de su vivienda habitual:
! clientes con una potencia contratada inferior a 3 kW
! pensionistas con prestaciones mínimas
! familias numerosas
! hogares en los que todos sus integrantes se encuentren en situación de desempleo
El bono social se disfruta por períodos de dos años y para volver a beneficiarse de él debe acreditarse de nuevo que se cumplen los requisitos. Únicamente los clientes con contratos de suministro de potencia inferior a 3 kW están excluidos de esta condición, pues su inclusión en el bono social es automática.
Si el afectado deja de cumplir los requisitos que le permiten disfrutar del bono social debe comunicarlo a la compañía. Cuando ya no se den las condiciones para beneficiarse del bono social, se hará una re-facturación del suministro desde la fecha en que se perdió la condición de beneficiario.
Para solicitar el bono social hay que enviar a la comercializadora de último recurso un correo ordinario, fax o correo electrónico, o personarse en las oficinas de la distribuidora (no de la comercializadora) junto con la acreditación de las circunstancias que dan derecho al bono.
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El sector eléctrico español. Historia y evolución
Posteriormente, se analizará en profundidad la formación de la factura eléctrica para un consumidor acogido a la TUR. Llegados a este punto, queda claro que el consumidor final estándar doméstico español no ve directamente una señal de mercado en sus precios, sino tarifas finales.
2.4 MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL
Con la liberalización del año 1998, apareció de hecho el Mercado Eléctrico Español (años mas tarde, Mercado Ibérico de la Electricidad). Se estableció un mecanismo horario de compra-venta física de electricidad gestionado por OMEL Operador del Mercado de Electricidad operadora española dentro del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL), siendo su homóloga portuguesa OMIP (que se encarga, desde mediado 2006, de las operaciones financieras organizadas de cobertura en el mercado eléctrico ibérico).
Según OMEL, el mercado eléctrico se define como “el conjunto de transacciones derivadas de la participación de los agentes del mercado en las sesiones de los mercados diario e intradiario y de la aplicación de los Procedimientos de Operación Técnica del sistema”.
2.4.1 EL MERCADO DIARIO Es el segmento de mas relevancia e importancia en España. El Mercado Diario, establece mayoritariamente el precio de la electricidad en España y Portugal, quedando cerrado a las 10.00 horas del día anterior al de la fecha objeto. Es decir, los generadores ofertan la electricidad que van a producir al día siguiente, y las empresas compran esa electricidad. De esta forma se iguala la generación a la demanda, pues sólo producirán electricidad los generadores que hayan conseguido 35
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El sector eléctrico español. Historia y evolución un comprador para su electricidad. Este mercado diario es generalmente denominado como ”pool”, que es donde los generadores y consumidores lanzan sus ofertas. En el “pool” intervienen una serie de participantes, los llamados “agentes de mercado”, y son los siguientes: productores de electricidad, distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados. También existen los llamados “agentes externos”, que son las empresas o consumidores extranjeros que pueden comprar o vender electricidad a través de las conexiones internacionales. El precio que resulta de este mercado diario es un precio spot o de corto plazo y sirve como referencia unívoca para todos los agentes que operan en el mercado eléctrico español.
Cada día, OMEL opera la subasta para las 24 horas del día siguiente, entrando en primer lugar aquellas energías más baratas, seguidas de los distintos sistemas de producción hasta que se cubre la demanda proyectada. Por otra parte, los consumidores lanzan ofertas al mismo mercado, ofreciendo un precio por la energía que van a producir. Los productores y consumidores pueden hacer estas ofertas divididas en hasta 25 tramos cada hora, siempre en orden creciente.
Siguiendo un criterio de lógica económica, la curva de oferta de electricidad se construye del modo siguiente: en primer lugar se colocan las centrales nucleares, ya que al poseer una gran inercia térmica los parones y arranques serían muy costosos, por tanto les sale rentable perder dinero en algunas horas (se trata en este sentido de una fuente de energía poco flexible). Le siguen las energías renovables por normativa legal que promueve su desarrollo (combustible a coste cero y funcionamiento primado). Un ejemplo de éstas son los parques eólicos, porque sus costes variables son prácticamente nulos (no necesitan combustible) y por tanto siempre les es rentable vender energía. Las energías renovables, (junto con las centrales hidroeléctricas de pasada) funcionan de este modo. Aunque tienen asegurado un precio regulado (tarifa) o una prima sobre el precio del mercado, no marcan precio en el pool ya que siempre quedarán por debajo del precio marginal. En definitiva, las tecnologías de “cero coste variable” producen 36
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El sector eléctrico español. Historia y evolución el efecto teórico de tirar de los precios hacia abajo o de “canibalización” de precios. Al extremo, cuando la demanda está enteramente cubierta por fuentes nucleares, hidráulicas y renovables, el precio spot de OMEL debería ser cero EUR/MWh. Este hecho se ha observado con relativa frecuencia (mas de 400 horas) en el año 2013.
En la curva de oferta, una vez situadas las tecnologías de muy bajo coste variable, les siguen en función de la cotización del precio de los combustibles las energías más caras, el gas y el carbón. Por último, se sitúa la hidráulica regulable (aquella que puede preciar su coste de combustible como el coste de oportunidad de embalsar agua o de turbinarla). Así, la última planta asignada para cubrir la demanda proyectada marca el precio marginal de la energía de ese día concreto, por lo que todas las demás fuentes son retribuidas también a este precio. Este precio marginal es fijado por el punto de intersección, que es la comparación entre las ofertas de venta de los productores y las ofertas de compra de los consumidores. De esta manera, éste será el precio que recibirán todos los generadores que han casado sus ofertas de venta (es decir, por debajo del precio marginal resultante) ,y lo que tendrán que pagar los consumidores que hayan casado sus ofertas de adquisición (superiores al precio marginal).Este sistema tiene una peculiaridad, que todos los generadores cobran al precio marginal, que es el precio más alto de la casación.
En la siguiente imagen se puede observar este método de obtención del precio del MWh para cada una de las horas del día siguiente a su establecimiento.
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Figura 1: curvas de oferta y demanda y casación horaria en OMEL (Fuente: OMEL)
2.4.2 SOLUCIÓN DE LAS RESTRICCIONES TÉCNICAS Una vez celebrada la sesión del mercado diario y recibidas las ejecuciones de los contratos bilaterales físicos nacionales, el operador del sistema evalúa la viabilidad técnica del programa de funcionamiento de las unidades de producción para garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de transporte.
Si el resultado de la casación del mercado diario más las ejecuciones de los contratos bilaterales físicos no respeta la capacidad máxima de intercambio entre sistemas eléctricos, o los requisitos de seguridad, el mercado de solución de restricciones técnicas modifica en el primer caso las compras o ventas desde sistemas eléctricos externos que provoquen el exceso de intercambio en la interconexión, y en el segundo caso la asignación de energía de las unidades de producción. Esta modificación se realiza en base a las ofertas especificas de gestión de restricciones que hayan presentado los agentes en la ventana de tiempo específica que sigue al mercado diario.
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El procedimiento de gestión de restricciones garantiza la viabilidad del programa, teniendo en cuenta las capacidades de las líneas de transporte, las conexiones internacionales, y otros condicionantes. Después de un proceso de iteraciones se obtiene el “Programa Diario Viable Definitivo”, que es el programa completo de generación, consumo y transporte del día siguiente.
2.4.3 EL MERCADO INTRADIARIO El mercado intradiario es un mercado de ajustes al que pueden acudir como demandantes y oferentes las unidades de producción, los comercializadores de último recurso, así como los comercializadores residentes y no residentes, y consumidores directos, que tengan la condición de agentes del mercado.
En el caso de los compradores en el mercado diario, para poder acudir al mercado intradiario han de haber participado en la correspondiente sesión del mercado diario o en la ejecución de un contrato bilateral físico.
En relación a los productores, deben haber participado en la correspondiente sesión del mercado diario o en la ejecución de un contrato bilateral físico, o haber estado indisponible para su participación en el mercado diario y haber quedado disponible posteriormente.
Este mercado se celebra en hasta siete sesiones a lo largo de un mismo día para permitir a los agentes “reposicionarse” ante por ejemplo una eventualidad técnica que haya hecho disminuir la producción que habían vendido en el mercado diario, o ante una bajada de consumo respecto a lo que habían comprado en ese mismo mercado diario.
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2.4.4 LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS Y GESTIÓN DE DESVÍOS Los servicios complementarios y los mercados de gestión de desvíos tienen por objeto que el suministro de energía eléctrica se produzca en las condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad que están establecidas y que se verifique de forma permanente el equilibrio generación-demanda. Los servicios complementarios de banda de regulación son incorporados al programa diario viable por el operador del sistema con posterioridad al mercado diario.
Una vez celebrada cada una de las sesiones del mercado intradiario, el operador del sistema realiza la gestión en tiempo real mediante la utilización de servicios complementarios y el procedimiento de gestión de desvíos. Los servicios complementarios se gestionan a través del uso de la reserva primaria, secundaria o terciaria, que se describen brevemente a continuación:
Regulación primaria: Tiene por objeto la corrección automática de los desequilibrios instantáneos que se producen entre la generación y el consumo.
La regulación primaria es aportada por los reguladores de velocidad con los que están equipados los generadores. Su horizonte temporal de actuación alcanza hasta los 30 segundos.
Es un servicio complementario de carácter obligatorio y no retribuido de forma explícita. No se asigna por ningún mecanismo de mercado.
Regulación secundaria: Tiene por objeto el mantenimiento del equilibrio generación-consumo, corrigiendo los desvíos respecto a los programas de intercambio previstos en la interconexión entre España y Francia, y las
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El sector eléctrico español. Historia y evolución desviaciones de la frecuencia, respecto al valor de consigna establecido. Su horizonte temporal se extiende desde los 30 segundos hasta los 15 minutos.
La regulación secundaria es aportada por los generadores, cuyas ofertas son seleccionadas mediante mecanismos competitivos. Se trata de un mercado marginalista, construyéndose una curva de oferta a tal efecto tanto para la potencia firme disponible como para la energía finalmente despachada.
La prestación del servicio se realiza a través de zonas de regulación. Cada zona está constituida por una agrupación de centrales con capacidad de prestar el servicio de regulación secundaria. Las zonas son comandadas por el regulador maestro del operador del sistema, denominado RCP (Regulación Compartida Peninsular). El requerimiento de respuesta dinámica de cada zona de regulación es el correspondiente a una constante de tiempo de 100 seg.
El servicio de regulación secundaria es complementario de carácter potestativo, retribuido por dos conceptos: disponibilidad (banda) y utilización (energía).
Banda de regulación. Cada día, el Operador del Sistema publica los requerimientos de reserva de regulación secundaria, tanto a subir como a bajar, para la programación del día siguiente. Los productores ofertan una banda de regulación para cada unidad de programación habilitada para la prestación de este servicio complementario. Se asignan las ofertas, aplicando criterios de mínimo coste, hasta cubrir los requerimientos, estableciéndose un precio marginal de banda en cada hora.
Energía de regulación secundaria. La utilización de energía de regulación secundaria se realiza, de forma automática, basándose en la asignación de banda establecida por el Operador del Sistema el día anterior a través del
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El sector eléctrico español. Historia y evolución correspondiente mercado. La energía de regulación secundaria utilizada como consecuencia del seguimiento en tiempo real de los requerimientos de regulación se valora, al precio marginal de la energía de regulación terciaria que hubiera sido necesario programar en cada hora, tanto a subir como a bajar, para sustituir a la energía.
Regulación terciaria: Tiene por objeto la restitución de la reserva de regulación secundaria que haya sido utilizada. Es aportada mediante la actuación manual de subida o bajada de potencia de las centrales de generación o de consumo de bombeo que la oferten al menor precio, en el caso de energía a subir, o a un mayor precio de recompra en el caso de energía a bajar.
La reserva terciaria se define como la variación máxima de potencia que puede efectuar una unidad de producción o de consumo de bombeo en un tiempo no superior a 15 minutos, y que puede ser mantenida durante, al menos, 2 horas.
La regulación terciaria es un servicio complementario de oferta obligatoria (toda la energía que los generadores tengan disponible y no casada) y retribuido a través del correspondiente mercado de regulación terciaria. En caso de resultar necesario, se asigna el servicio de regulación terciaria en base a las ofertas enviadas a tal fin por las unidades de producción; el precio del servicio es fijado por la última oferta asignada en cada dirección, subir y bajar, en cada hora. De nuevo, se trata de otro mercado marginalista.
Gestión de desvíos: Tiene por objeto resolver los desvíos entre generación y consumo que pudieran aparecer con posterioridad al cierre de cada sesión del mercado intradiario y hasta el inicio del horizonte de efectividad de la siguiente sesión.
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El sector eléctrico español. Historia y evolución La gestión de desvíos cumple una función de nexo entre la regulación terciaria, y los mercados intradiarios, dotando al operador del sistema de un mecanismo de mayor flexibilidad para poder solventar los desequilibrios entre generación y demanda, sin poner en riesgo la disponibilidad de las reservas de regulación secundaria y terciaria requeridas. Para ello, antes de cada hora se evalúan los desvíos comunicados y/o previstos en el horizonte hasta la próxima sesión del mercado intradiario y, en caso de identificarse desvíos de magnitud superior a 300 MWh, mantenidos varias horas, se convoca el correspondiente mercado de gestión de desvíos. Se trata por tanto de mercados alternativos a la utilización de la banda de secundaria y a la convocatoria de mercados de regulación terciaria (los más cercanos al tiempo real)
La asignación se basa en las ofertas de incremento y reducción de generación y de consumo de bombeo presentadas a dicha convocatoria. La valoración de las modificaciones programadas para la resolución de los desvíos se realiza al precio marginal de las ofertas asignadas en cada período horario.
2.5 FORMACIÓN DEL PRECIO FINAL
Como se ha visto en los apartados anteriores, en el mercado libre forma sus precios a partir del principio de equilibrio entre la oferta y la demanda. Sin embargo, el precio final que percibe un consumidor estándar doméstico muy poco tiene que ver con los precios mayoristas que se observan en OMEL.
Las ofertas y planes que publicitan las comercializadoras para el consumidor directamente relacionadas con el precio de OMEL son escasas. Dada la existencia de la TUR, a las comercializadoras no les interesa en general captar puntos de suministro con potencia contratada inferior a 10 kW. Es por ello que en general
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El sector eléctrico español. Historia y evolución se reciben precios fijos, o precios que discriminan periodos de punta, llano y valle, en lugar de recibir un precio horario.
El cliente debe estar preparado para comparar ofertas, y entender en qué consiste el mercado eléctrico, qué complejidades plantea y cuáles son sus necesidades. El cliente debe ser capaz de entender que diferencias le ofrece cada comercializador. Afortunadamente, la visión de “abonado” sin mas derechos que consumir electricidad ya ha sido superada. Si bien es cierto que solo grandes consumidores industriales (por ejemplo Adif) y grandes grupos industriales de diferentes sectores (por ejemplo Fortia) son los que reciben una señal directa de precio horario de mercado. En la actualidad, está extendiéndose esta sofisticación de productos eléctricos mostrando detalle horario a ciertos segmentos de PYMES, pero nunca por el momento a clientes domésticos.
2.5.1 FACTURA ASOCIADA A LA TUR Por un lado, el consumidor acogido a la TUR de energía eléctrica (con potencia contratada inferior o igual a 10kW y tensión inferior a 1kV), en tanto no hayan optado por contratar con una comercializadora diferente a su comercializadora de último recurso, tendrá que pagar una tarifa compuesta por los siguientes elementos: Precio total = Peaje de acceso + Pagos por capacidad + Precio de la energía + Margen de comercialización + Otros pagos.
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Figura 2: Composición de la factura asociada a la TUR (Fuente: REE y elaboración propia).
Como ejemplo, se va a suponer que el cliente en cuestión se encuentra acogido a la tarifa 2.0A (sin discriminación horaria; la energía tiene un único precio independientemente de la hora del día) y que sus parámetros de consumo coinciden exactamente con los valores medios de la mencionada tarifa en el año 2010: 4 kW de potencia contratada y 210 kWh de energía mensual consumida. El cálculo se va a efectuar con la metodología y los parámetros fijados por el MITyC, según la fórmula anterior.
Peaje de acceso
Este peaje debe ser pagado por todos los consumidores dado que en él se incluyen los costes de actividades reguladas por el sistema eléctrico. La Comisión Nacional de Energía (CNE) es el organismo encargado de efectuar la liquidación de los peajes y asignarlos a los costes establecidos. Es importante destacar que este peaje lo pagan tanto consumidores adscritos a la TUR como consumidores participando en el mercado libre, con actualización trimestral y facturado por las compañías distribuidoras. Se trata de retribuir a través de los peajes, fundamentalmente, el uso de las redes. 45
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Se pueden alegar a dos tipos concretos:
a. Costes de infraestructuras. Se plantea como un coste de amortización de los elementos necesarios para desarrollar la actividad como son las redes eléctricas de transporte y distribución. Relacionado con ellos aparece la TPA (Tarifa de Potencia) en la que se registran estos costes. Es una cantidad fija establecida por cada Kw de la potencia contratada y no atiende a la energía finalmente consumida.
b. Costes de consumo. Estos costes vienen dados por la cantidad de energía que se consume. En ellos se incluyen, por ejemplo, los pagos por las primas a la producción con energías renovables. Es lógico pensar que, deberá pagar más por los costes fijos quien más uso haga de la red, consecuentemente dependerá de la energía final. Vienen recogidos en la TEA (Tarifa de Energía), y se trata de una cantidad determinada por cada Kw medido en el contador.
El peaje de acceso se articula, en consonancia con la anterior, mediante dos tarifas:
1. Tarifa de potencia TPA, una cantidad fija al año por cada kW de potencia contratada e independiente de la energía consumida. 2. Tarifa de energía TEA, una cantidad por cada kWh de energía medida por el contador.
En este ejemplo, el peaje de acceso se calcularía de la forma:
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Tarifa de potencia = TPA x PCONTRATADA = 16,633129 x (1/12) x 4 = 5,54!
•
Tarifa de energía = TEA x ECONSUMIDA = 0,064139 x 210 = = 13,47!
•
PACCESO = 5,54 + 13,47 = 19,01!
Pagos por Capacidad
Todos los consumidores tienen que efectuar un pago destinado a incentivar la instalación de generadores y su permanencia operativa en el sistema. De nuevo, este pago es independiente a estar sujeto a TUR o no.
Conceptualmente, este pago es similar al del peaje en tanto en cuanto ambos se destinan a compensar costes fijos y estructurales del sistema. Los hemos separado por tener una regulación específica diferenciada.
En el ejemplo, el pago por capacidad se calcularía a partir del coeficiente de pago por capacidad y de la energía consumida:
PCAPACIDAD = CPCA x ECONSUMIDA = 0,011186 x 210 = 2,35! (!/kWh)
Este factor es el que se procede a estudiar con más detenimiento en este proyecto, determinando su necesidad así como su metodología de imposición. Se entrara en detalle a definir que son los pagos por capacidad, como aparecen y que maneras hay de determinarlos en el capítulo siguiente.
Precio de la Energía
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El precio de la energía consumida lo fija trimestralmente el MITyC de acuerdo con un procedimiento establecido a partir de la subasta trimestral CESUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso). En esta subasta, las comercializadoras CUR acuden para comprar la energía de sus clientes TUR, siendo los vendedores cualquier agente reconocido a tal efecto, los cuales se comprometen a suministrar la energía resultante de la subasta.
El mecanismo de las subastas CESUR permite anticipar el nivel de precios de la energía a mercado (PEM) para el trimestre y, al integrarse en la TUR, asegurar a las CUR la recuperación del coste de la energía comprada. De esta forma, la actividad de las CUR queda aislada del riesgo de precio, teniendo como única compensación por su actividad un margen fijo reconocido.
Figura 3: Noticia de la bajada de la Cesur del 22 marzo de 2013 (Fuente: www.cincodias.es).
Como curiosidad referente a este tema en concreto, la imagen superior ser refiere a una noticia reciente con respecto a la bajada de la Cesur firmando una bajada del 48
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El sector eléctrico español. Historia y evolución 7% en el segundo trimestre. Noticia del 22 de marzo de este mismo año. El precio en las subastar TUR suele seguir un patrón marcadamente estacional (la energía es mas barata en primavera que en invierno, al ser la demanda menor).
En el ejemplo, el precio de la energía consumida en el mes se calcularía a partir del precio de la energía a mercado:
PENERGÍA = PEM x ECONSUMIDA = 0,064744 x 210 = 13,60 !
Margen de Comercialización
El margen de comercialización fijo (MCF) es la compensación reconocida a la CUR por su actividad (facturación y cobro, morosidad, impagos, etc.). Está fijado en 4 !/kW y año10.
MCOMER = 4 x (1/12) x 4 = 1,33!
Es importante destacar aquí que aquellos consumidores que no estén sujetos a ninguna tarifa, pagaran directamente sobre la tarifa de acceso y los pagos por capacidad el precio de la energía global que libremente hayan pactado con su comercializador, y que ya incluirá los márgenes y descuentos comerciales que la compañía considere. La TUR puede entenderse como una “simplificación” de la determinación del precio de la energía.
Otros Pagos
Finalmente, hay que considerar otros pagos adicionales y que en ningún caso forman parte de la tarifa TUR ni de la tarifa de acceso:
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•
El impuesto eléctrico. El tipo impositivo es del 4,864% y la base impositiva está constituida por el resultado de multiplicar por el coeficiente 1,05113 el importe de la tarifa de acceso más el coste total de la energía consumida y más el margen de comercialización fijo.
•
El alquiler del contador (caso de que el contador no sea propiedad del consumidor) a razón de 0,54 !/mes.
•
El impuesto IVA. Es el 18%.
En este ejemplo se tendría:
• • •
I = 4,864% x (P + ELÉCTRICO ACCESO + PCAPACIDAD + PENERGÍA + MCOMER) x 1,05113 = 1,86 ! A = 0,54 ! CONTADOR IVA = 18% x (PACCESO + PCAPACIDAD + PENERGÍA + MCOMER + IELÉCTRICO + ACONTADOR) = 6,96 !
El valor de los otros pagos es, OPAGOS = 1,86 + 0,54 + 6,96 = 9,36!
Según esto, el pago total de la factura eléctrica del mes sería:
PTOTAL = PACCESO + PCAPACIDAD + PENERGÍA + MCOMER + OPAGOS = 19,01 + 2,35 + 13,60 + 1,33 + 9,36 = 45,65 ! (÷ 1,52 ! por día)
Figura 4: Precio total de la factura asociada a la TUR (Fuente: José Luis Sancha. El Sistema Eléctrico Español y elaboración propia).
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El sector eléctrico español. Historia y evolución Se ha preferido seguir un enfoque conceptual explicativo del origen de cada coste. El lector que compare con el recibo de su CUR verá que los cuatro primeros sumandos del coste total (peaje de acceso, pago por capacidad, pago de la energía y margen de comercialización fijo) se mezclan, al estar definidos por dos únicos parámetros:
• •
Término de potencia: Tp = 20,633129 !/kW y año (resultado de TPA+MCF) Término de energía: Te = 0,140069 !/kWh (resultado de TEA+CPCA+PEM)
Con lo que el pago total de la factura de la CUR aparece como:
PTOTAL = Tp x PCONTRATADA + Te x ECONSUMIDA + OPAGOS = 6,88 + 29,41 + 9,36 = 45,65 !
Sin duda hay muchos consumidores que preferirían un factura aún más simple, por ejemplo con un único precio por la energía consumida !/kWh. Una oferta semejante pueden obtenerla de algún comercializador libre, que internamente hará los cálculos oportunos al efecto. Conviene advertir, no obstante, que esa mayor simplicidad supone pérdida de información para el consumidor, que podría restarle capacidad de actuación. En otras palabras, a mayor grado de simplicidad en la tarifa que se aplique, menor transparencia en cuanto al origen de los costes que asume el consumidor.
Otros consumidores, en cambio, preferirían un mayor detalle de la factura, con identificación más pormenorizada de, por ejemplo, los pagos destinados a las redes eléctricas, a las primas a las energías renovables, a la compensación de los déficit de tarifas de años anteriores, etc. Notar que todos estos pagos
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El sector eléctrico español. Historia y evolución pormenorizados están en general y sin entrar en mayor detalle, incluidos en los peajes de acceso al sistema ya explicados.
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Pagos por Capacidad
Capítulo 3 PAGOS POR CAPACIDAD Como se ha visto en la formación de la factura que vería un consumidor final de energía eléctrica, el pago por capacidad es un concepto relevante a la hora de entender la formación de precio definitivo que recibe el consumidor. Pero, ¿está justificado este pago por capacidad? ¿es la mejor manera de reflejarlos en el coste final? ¿de dónde sale? ¿Cuánto paga el consumidor y por que motivos?
3.1 DEFINICIÓN
El mecanismo de capacidad es un instrumento regulatorio que se utiliza en los mercados eléctricos de distintos países, como complemento al mercado de sóloenergía (los agentes solo reciben el precio SPOT del mercado mayorista en el que vendan su producción), para incentivar la inversión y la disponibilidad de generación para cubrir la demanda en horas de punta del sistema a precios razonables. Los pagos por capacidad son un ingreso de muy especial relevancia para centrales con un funcionamiento muy bajo pero que son críticas para la estabilidad del sistema.
La justificación de implementar este mecanismo adicional a la remuneración que obtienen las centrales por vender su energía en el mercado de producción, se basa en la existencia de una serie de factores característicos y estructurales del sector eléctrico, como son la existencia de un máximo en el mercado de producción que no permite reflejar el coste de oportunidad de la energía en periodos de escasez, una reducida interconexión con Europa, y una alta participación de energías renovables que saca a esas centrales de respaldo fuera del mercado.
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Pagos por Capacidad Estos mecanismos son necesarios para presentar un diseño de mercado que evite problemas de no cobertura de la demanda en picos de demanda o en periodos de escasez de generación. Este instrumento paga a los proveedores de electricidad basándose en su demostrada habilidad para proporcionar energía al sistema en periodos de escasez, y permite incentivar su permanencia en actividad y disponibilidad en un sistema eléctrico.
3.2 ARGUMENTOS PARA SU IMPLANTACIÓN
El argumento para justificar la necesidad de introducir este mecanismo adicional a la remuneración que obtienen las centrales por vender su energía en el mercado de producción, se basa en una o varias de las siguientes condiciones:
"
Los precios que resultan en el mercado son siempre inferiores a un máximo fijado por el regulador. Este máximo no refleja el coste de oportunidad de la energía en períodos de escasez.
"
La baja elasticidad-precio de la demanda.
"
El riesgo percibido de déficit de capacidad instalada en el largo plazo debido a la falta de inversión.
"
El riesgo percibido de déficit de energía en el medio plazo en períodos con falta del recurso primario (sistemas con fuerte componente de energía renovable, hidráulica o eólica) dada la volatilidad de dicho recurso.
"
Los sistemas con poca capacidad de interconexión con sistemas adyacentes, donde debido a la falta de apoyo físico externo, los riesgos anteriores toman una mayor relevancia. 54
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Pagos por Capacidad
Además de estos factores, hay que aludir a la situación actual en que las energías renovables están entrando el mercado con mucha fuerza, y en la mayor parte de los casos, relevando a las fuentes tradicionales en la medida de lo posible. Por tanto, la necesidad de gestionar este cambio da sentido a la revisión de la utilidad de estos mecanismos de capacidad para la correcta adecuación de los recursos frente a las necesidades del sistema.
Los mecanismos de pagos por capacidad permiten dotar a los sistemas eléctricos de más fiabilidad y eficiencia, a través de múltiples formas:
1. En el Corto Plazo: aportan flexibilidad y capacidad de respuesta a la demanda existente ya que garantizan que haya centrales disponibles para cubrir puntas 2. En el Largo Plazo: apoyan la inversión rentable satisfaciendo así la necesidad proyectada ya que incentivan la inversión en generación y el mantenimiento de las mismas. Figura 5: Características de los Pagos por Capacidad en el corto y largo plazo. (Fuente: elaboración propia).
Poner precio a la capacidad parece una estrategia natural y adecuada entre la oferta y la demanda, en mercados con grandes costes fijos de inversión (por el lado de la oferta) y demandas pico elevadas por el lado de los consumidores. Consecuentemente, bajo estas premisas existe la necesidad de tener un mecanismo que actúe como palanca y que idealmente permita asegurar el suministro eléctrico en periodos de escasez de energía.
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Pagos por Capacidad
3.3 TIPOS DE MODELOS
Las diversas soluciones regulatorias adoptadas hasta el momento en los diferentes mercados para asignar o instituir mecanismos de pagos por capacidad son las siguientes:
1. Mercado de Sólo-Energía
Los recursos energéticos sólo obtienen ingresos únicamente a través de los mercados de energía y servicios auxiliares sin pagos adicionales por capacidad.
Los proveedores han de recuperar sus costes de inversión a través de los altos precios impuestos en condiciones de picos severos de demanda. Estos mercados “puros”, en principio, confían en no aportar los requisitos de suficiencia para asegurar el nivel de fiabilidad oportuno quedando determinado solamente a través del mercado.
En un mercado de solo energía, los recursos de mayor coste marginal, que han optado por operar con pérdidas o directamente no operar durante las horas de baja demanda o de demanda intermedia, deben obtener precios por muy encima de su coste marginal durante los pocos períodos de escasez de la oferta con el fin de recuperar sus costes de “estar listos para el sistema” y así permanecer en el negocio. Dado el bajo régimen de funcionamiento que tienen estas plantas, los mercados de sólo energía hacen que tecnologías muy flexibles pero mas caras que el marginal vean sus operaciones muy limitadas para un número significativo de horas anuales sin compensación.
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Pagos por Capacidad En efecto, los mercados de sólo-energía sistémicamente pueden subestimar la flexibilidad. Bajo el punto de vista de estos mercados de sólo-energía, no hay valor adicional en estar disponible para cuando el sistema lo necesita. Los incentivos
del
mercado
energético
de
solo
energía
perjudican
desproporcionadamente a los suministros más flexibles y no renovables como es el caso de las centrales térmicas, entre otros.
En ausencia de mecanismos de mercado para valorar y pagar específicamente las inversiones en flexibilidad a largo plazo habría un sesgo sistemático contra la inversión en esos recursos mas flexibles y que dan excelente cobertura a sistemas con alta penetración renovable
Muchos defensores de estos mercados tienen una opinión diferente, sosteniendo que los mercados de energía funcionando correctamente compensarían adecuadamente los recursos más flexibles acordes con el valor que su flexibilidad ofrece a el mercado.
Sin embargo este diseño de mercado solo energía en general no se ha implementado en sentido 100% estricto en el mundo. Siempre aparecen algunos complementos o mecanismos fuera del mercado para compensar la capacidad disponible a pesar de que el diseño teórico de mercado sea de “solo energía”. Algunos países que han adoptado estos mecanismos son : Alberta (Canadá), Reino Unido, Australia, Texas (USA) y Ontario (Canadá).
2. Mercado de Energía con Pagos de Capacidad Determinados Administrativamente
Añadiendo estos pagos determinados por la administración al precio que determine el mercado (precio SPOT de OMEL, en el caso de España), se permite a los distintos agentes del mercado mantener un cierto nivel de inversión en 57
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Pagos por Capacidad capacidad, si bien este tipo de medida no necesariamente presenta los estándares de fiabilidad requeridos si el precio recibido es igual para todos y no responde a criterios claros de asignación, o si no se modula según las necesidades del sistema.
La ausencia de la capacidad de reserva necesaria hace de este diseño de mercado el único que permita la diferenciación de los pagos por capacidad entre nuevas tecnologías y otras
ya existentes, aunque mediante esta medida, introduce
distorsiones significativas en el mercado.
Al recuperar el coste de la garantía de potencia como un añadido a los precios del mercado, independientemente de que haya escasez o no de energía, los mecanismos de pagos por capacidad pueden en cierto modo distorsionar las señales de precios a los consumidores. Algunos ejemplos de este tipo de mercado son: Chile, Colombia, Corea del Sur, España y Perú.
3. Mercado de Energía con Reservas
Este diseño de mercado impone un nivel de capacidad de reservas administrativamente determinado, idealmente en áreas bien localizadas acorde con el mercado, que deben mantener los agentes participantes en el mercado tradicionalmente a través de contratación bilateral con el operador del sistema (otra opción sería asignar esa capacidad de reserva a través de subastas).
Las reservas obligatorias impuestas a los agentes son revisadas durante o inmediatamente antes del período de entrega y crean un mercado de capacidad bilateral en el que tanto los proveedores como consumidores valoran la capacidad de los recursos existentes.
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Pagos por Capacidad Una versión de este diseño es predominante en mercados no re-estructurados de energía en Estados Unidos donde el cumplimiento de empresas de servicios públicos con los requisitos de reserva y confiabilidad son supervisados y ejecutados a través del proceso de regulación estatal. Algunos ejemplos de este mercado son: Power Pool del Suroeste ("SPP"), el antiguo Power Pool del Este de Estados Unidos (NYPP, PJM, NEPOOL), y algunos mercados canadienses.
4. Mercado de Energía con Reservas y Mercado de Capacidad Centralizado
La adición de un mercado de capacidad al sistema de reservas centralizado proporciona un mecanismo de respaldo de adquisiciones transparente para el operador del sistema y ofrece a los agentes del sector una tercera opción para satisfacer o ajustar sus necesidades de reservas obligatorias.
El mercado de capacidad también estandariza el producto de la capacidad, facilita la supervisión del mercado, y ofrece una mayor liquidez y transparencia propia de un mercado bilateral. Mientras que agrega complejidad en el diseño del mercado, estas características son particularmente beneficiosas en entornos de mercado con muchas pequeñas empresas, competencia minorista, y migración de cargas de los clientes. Ejemplos de este tipo de mercado son: Nueva York Independent System Operator ("NYISO") y Midwest Independent Transmission System Operator ("MISO").
5. Mercados Energéticos con Exigencia de Reservas a Largo Plazo
En los mercados con una alta necesidad de recursos por adelantado, las empresas generadoras tienen que demostrar que están en disposición de suficientes reservas de uno o varios años anteriores. Este requisito, que debe imponerse a su vez en
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Pagos por Capacidad una localización restringida por el mercado para su correcta transmisión, crea un mercado de capacidad bilateral (esta capacidad también puede contratarse directamente a través de contratos a largo plazo con el TSO de la zona).
Esto aumenta la competencia, reduce el riesgo de abusos de poder de mercado, reduce la volatilidad de los precios, y proporciona al operador del sistema el tiempo suficiente para contratar bilateralmente la capacidad de respaldo necesaria en caso de deficiencia imprevista por las empresas del sector. Un ejemplo de este mecanismo adquirido es el California ISO.
6. Mercados Energéticos con Exigencia de Reservas a Largo Plazo y Mercado de Capacidad Centralizado
Este diseño combina las ventajas de los requisitos de reserva a futuro (incluyendo el aumento de la competencia y una menor volatilidad de precios) con los de los mercados de capacidad centralizada (precios de mercado transparentes, reducción de costes de transacción y monitorización de los mercados).
La complejidad considerable del diseño del mercado aumenta el riesgo de defectos en él, pero ofrece características que son particularmente valiosas en entornos de mercado con muchas empresas intervinientes, competencia minorista, y migración de cargas de los clientes. Ejemplos de este mecanismo pueden ser: PJM, ISO New England (ISO-NE) y Brasil.
Cada uno de estos diseños de mercado tiene ventajas en sus respectivos entornos regulatorios locales, lo que explica su aplicación en los diferentes mercados de energía de manera particular. En general, puede decirse que cada sector eléctrico nacional diseña su estrategia de pagos por capacidad, siguiendo elementos históricos y estructurales. En algunos casos, estos tipos de diseños de mercado no han existido tiempo suficiente para que se puedan evaluar algunos de sus éxitos y 60
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Pagos por Capacidad fracasos. Con mayor frecuencia, los diseños del mercado son todavía relativamente nuevos y están en rápida evolución, por lo que aún no han sido probados durante el ciclo de inversión completo en los recursos de capacidad. Si bien es cierto que cualquier asignación en base a criterios de subastas o de indicadores efectivos de las necesidades del sistema parece preferible a la fijación administrativa de un precio que permanezca inalterado y sea común para todos los agentes que participan del mercado.
3.4 CONTEXTO REGULATORIO EN OTROS PAÍSES
Existen en la actualidad, múltiples debates, tanto a nivel español como en el seno de la Unión Europea y sus diferentes asociaciones sectoriales (ENTSO E, Eurelectric, ACER, etc. ) sobre cuales son los criterios fundamentales a la hora de proponer e implementar un mecanismo de pagos por capacidad. Por un lado, el Grupo de Coordinación de Electricidad de la Comisión Europea (Electricity Coordination Group) ha lanzado en septiembre de 2012 proyecto de discusión sobre el diseño de los pagos por capacidad a nivel europeo. Asimismo, en las conclusiones del Foro de Florencia del mes de mayo de 2012 se recogía que los mecanismos para proveer capacidad de generación deberían existir a nivel local, pero al mismo tiempo ser coordinados e interferir lo menos posible con el mercado de manera que se garantice que no distorsionan los precios y que fomentan la libre competencia.
En este marco, la Comisión Europea ha indicado que la falta de una mayor coordinación en el desarrollo de las políticas nacionales en materia de seguridad de suministro podría favorecer la aparición de distorsiones en el mercado interior de la electricidad y proporcionar señales de inversión en aquellas donde no se necesitan. También, ha recordado que cualquier diseño que se lleve a cabo a nivel nacional de obligación de servicio público relacionada con la seguridad de 61
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Pagos por Capacidad suministro debería ser claro, transparente, no discriminatorio, verificable, que garantice el acceso a cualquier empresa europea a consumidores nacionales, y que cumpla con el principio de proporcionalidad. En definitiva, el pago por capacidad no puede ser en ningún caso una ayuda de Estado.
A este respecto, cabe citar la Comunicación de la Comisión Europea “Hacer funcionar el mercado interior”, de 15 de noviembre de 2012 en la que se recoge el desarrollo en la actualidad de diferentes mecanismos de pagos por capacidad por parte de algunos Estados Miembros, ante su preocupación de que sólo el mercado no sirva para atraer las inversiones que resulten precisas en el largo plazo. Ante esta situación, la Comunicación indica que la introducción de mecanismos pobremente diseñados o desarrollados de una manera descoordinada a nivel europeo, podrían conseguir, no la garantía de suministro deseada, sino una distorsión de los precios del mercado, con el correspondiente impacto en el mercado único Europeo. Es decir, la Unión Europea no está en contra de los mecanismos de pagos por capacidad pero si apuesta de un modo decidido por aplicar a los mismos principios de buena regulación.
Junto con la publicación de la mencionada Comunicación, existe todo un cuerpo de documentos entre los que se encuentra, una consulta pública sobre la garantía de suministro, mecanismos de capacidad y el mercado interior de la energía, en la que se indica que los mecanismos de capacidad o cualquier mecanismo que pretenda garantizar la seguridad de suministro debe cumplir los criterios de necesidad y proporcionalidad. Sobre este particular, se pide en la consulta valoraciones sobre diferentes tipos de mecanismos de capacidad, así como los criterios que deberían cumplir estos mecanismos fundamentados en los principios de necesidad y proporcionalidad.
En este marco, ACER (Agencia europea para la coordinación de reguladores energéticos) ha lanzado en octubre de 2012 un nuevo estudio enfocado a analizar
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Pagos por Capacidad los impactos de los mecanismos de capacidad en la integración de los mercados europeos. De acuerdo con la propuesta preliminar de ACER, el estudio debería llevar a cabo una valoración sobre si estos mecanismos podrían suponer una barrera a la consecución de un Mercado Interior de la Energía en Europa. Está prevista su finalización para finales de 2013.
En este mismo contexto, las principales compañías eléctricas europeas han presentado durante la primavera de 2013 distintos documentos y posicionamientos públicos en los que insisten en la necesidad de los pagos por capacidad como pilar fundamental para el desarrollo de la I+D+i, las energías renovables y las tecnologías smart. En resumen, existe un consenso generalizado en cuanto a la no suficiencia de los mercados de solo energía y en cuanto a la necesidad del mecanismo de pago por capacidad estudiado en este PFC.
3.4.1 COMPARATIVA EUROPEA Para poder atender al caso español se debe hacer una revisión de los países vecinos en materia de pagos por capacidad.
En Europa se encuentran todo tipo de situaciones respecto al estado su sistema eléctrico actual. Como se ha visto anteriormente, los mercados eléctricos están sufriendo algunos desequilibrios que conllevan generalmente a factores de precios de venta bajos: alta capacidad de generación en algunos países, fuerte crecimiento de tecnologías de elevado coste fijo (renovables, “take-or-pay” CCGTs, etc.), elevada penetración de energías renovables y caídas de la demanda. Todos estos elementos plantean la necesidad de preguntarse si son todavía válidos los mecanismos actuales de remuneración de la capacidad y aumento de generación para cada uno ellos.
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Pagos por Capacidad
Las compañías generadoras de electricidad justifican sus decisiones de inversión en base a los precios esperados del mercado eléctrico que sirva de referencia en la zona. Estos niveles de precios pueden crear
problemas en la seguridad de
suministro, de importancia capital en este mercado, en los países que haya baja capacidad, y curiosamente también en los países que exista un exceso de capacidad:
!
Los mercados/países con aparente exceso de capacidad no puede permitirse el cierre de plantas en un contexto de aumento de la penetración de las energías renovables. Estas plantas pueden ser necesarias como respaldo para cubrir la variabilidad de las energías renovables, pero ¿son suficientes los incentivos que tienen para permanecer en el sistema?
!
Los mercados/países con necesidades potenciales de añadir nueva capacidad - como el Reino Unido - pueden tener dificultades debido a la falta de incentivos financieros en cuanto a la realización de inversiones en generación
El desequilibrio entre la oferta y la demanda puede generar tensiones en los sistemas energéticos, provocando así diferentes situaciones entre los estados. En general, se instalará mas generación donde haya más necesidades de demanda (o donde mejor retribuida esté esa generación):
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Figura 6: Incremento en la capacidad de generación entre el año 2000 y el año 2010. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia).
Seguidamente se muestra una tabla en la que se ve reflejada el incremento de las tecnologías de altos costes fijos como pueden ser las renovables, las CCGTs en modalidad “take-or-pay”, nuclear, etc.) entre los años 2008 y 2009 en los países que se muestran.
Figura 7: Crecimiento de las tecnologías de altos costes entre el año 2008 y el 2009. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia).
Analizando estos dos gráficos, se puede concluir que la principal relación que se puede establecer entre la situación de cada uno de los países es que a mayor capacidad de generación y mayor porcentaje de tecnologías de costes fijos en su mix energético, mayores serán las tensiones en los precios (siempre que estas tecnologías formen parte de la tecnología marginal). 65
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Pagos por Capacidad
Por otra parte, en el lado de la demanda se puede destacar que la evolución en el incremento de la demanda a largo plazo en los distintos países durante los años 2000 y 2010.
Figura 8: Evolución de la demanda en la primera década del 2000. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia).
A su vez se compara con la evolución de la demanda a corto plazo estableciendo la media entre los años 2008 y 2009.
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"($! "'$! "&$! "%$! "#$! Figura 9: Respuesta de la demanda del 2009 frente al 2008. (Fuente: Compañías del sector y elaboración propia).
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A la vista de amos gráficos se puede deducir que las recientes caídas de la demanda y la menor capacidad adicional que permitiría aumentar la demanda de largo plazo afectan negativamente a los precios mayoristas de electricidad.
Como consecuencia de estas afirmaciones y análisis se observa en general una relación de bajada de los precios en estos países de estudio en los últimos años:
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