EL TRAMO “LIBERALIZADO” DEL RECIBO ELÉCTRICO

Jorge Morales de LabraCurso de Economía, Ecología y Cambio de Modelo EnergéticoECOOO - ATTAC26 de noviembre de 2013

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Desde el punto de vista regulatorio, el recibo eléctrico tiene dos partes: El tramo regulado (peajes). Algo más de 20.000 M€

en 2012 El tramo liberalizado (mercado). Cerca de 17.000

M€ en 2012

Sin embargo, conceptualmente no hay diferencias entre ambos tramos

El ministro suele argumentar que él no interviene sobre el segundo tramo, dado que es fijado por el mercado. Veamos de qué se compone

LO QUE HAY DETRÁS DEL RECIBO ELÉCTRICO

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Todas las centrales (pool) ofertan la energía que tienen previsto producir para cada hora del año

Todos los compradores hacen lo mismo

El operador del mercado las acumula y calcula el punto de corte para cada hora (casación)

Mínimo: 0 €/MWh

Máximo: 180 €/MWh

También es posible contratación bilateral productor-consumidor (no pasa por el mercado)

LA PIEDRA ANGULAR: SISTEMA MARGINALISTA

Precio Marginal

Energía negociada

Vender a 0 o comprar a 180 €/MWh implica ser precio-aceptante

LOS RESULTADOS

4

5

Día Día D-1 Día DHora 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Mercado Diario Intradiario 1 Intradiario 2 Intradiario 3 Intradiario 4 Intradiario 5 Intradiario 6

Período de recepción de ofertas Período sometido a negociación

EL MERCADO MAYORISTA

El proceso de casación se repite hasta 7 veces al día

El mercado diario negocia toda la energía del día siguiente

Los mercados intradiarios permiten “ajustar” el resultado del mercado

diario (que cierra a las 12:00 de cada día y permite negociar la energía de

todas las horas del día siguiente)

La energía de cada hora puede negociarse un mínimo de 3 (horas 1 a 4) y un máximo de 8 veces (horas 22 a 24)

Se pueden introducir algunas condiciones transversales (entre horas). La más común: ingresos mínimos de toda la oferta

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A diferencia de las fósiles, las renovables tienen costes variables muy bajos comparados con sus costes fijos debido a:

1. Su combustible es gratis

2. Sus costes de operación y mantenimiento son esencialmente fijos

Por esta razón:1. La estabilidad regulatoria es crucial para su desarrollo (una vez realizada la

inversión quedan prácticamente determinados todos los costes)

2. En mercados marginalistas, ofertan a precio cero (no tiene sentido dejar de producir si hay recurso, son precio-aceptantes) y posteriormente cobran un complemento en función de sus sistema retributivo

El efecto de las renovables en el mercado es equivalente a una reducción de la demanda

Al desplazar centrales marginales hay que comparar su coste con el abaratamiento sobre el volumen total del mercado, no solo sobre el de las centrales desplazadas

Según varios estudios de reconocido prestigio el importe de este abaratamiento en el mercado español es al menos del mismo orden de magnitud de las primas recibidas

INTEGRACIÓN DE RENOVABLES EN SISTEMAS MARGINALISTAS

MIÉRCOLES 12/12/12, 12:00 A 13:00

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Ofertas retiradas debido a condiciones

transversales

DOMINGO 16/12/12, 8:00 A 9:00

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Una inversión en las aportaciones eólica/gas

hace que el precio baje de 80 a 0

¿Es esto viable de forma sostenida en un

entorno de alta penetración de

renovables?

BENEFICIOS CAÍDOS DEL CIELO (WIND FALL PROFITS)

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Cerca del 40% de nuestra potencia instalada en generación fue construida bajo un marco regulado que garantizaba la recuperación de las inversiones

Foro de la Industria Nuclear Española, año 2008: “en España el coste operativo de generación del kWh nuclear se ha mantenido estable, alcanzando un valor de 12,9 euros por MWh neto, de los que 9,5 euros corresponden a los costes de operación y mantenimiento, y 3,4 euros por MWh al coste del combustible”.

El precio marginal en España en los últimos años ha estado en torno a 45 €/MWh + pago por capacidad (unos 3 €/MWh adicionales) Margen con destino a la financiación de la inversión = 48-13 = 35 €/MWh

Las nucleares (7.800 MW) en España producen unos 60.000.000 MWh/año Margen = 2.100 M€ = 0,27 M€ por MW instalado

Según datos del Foro de la Industria Nuclear Española, el coste de inversión de una central nuclear de nueva generación es de unos 3 M€/MW, luego al ritmo actual las centrales estarían amortizadas en un plazo de unos 11 años ¡y llevan más de 25 años funcionando, 15 de ellos bajo sistema liberalizado!

Las eléctricas argumentan que las nucleares no están contablemente amortizadas

El caso de las grandes centrales hidráulicas (18.000 MW, entre 20 y 40 TWh/año) es aún más sangrante: coste nulo de combustible, inversión pública, prórroga gratuita de concesiones…

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Cerca de un 10% de la energía producida por las centrales se pierde en las redes

A diferencia de otros mercados, en el eléctrico la energía se paga “en barras de central”. Esto es, a la salida de la misma y se socializan las pérdidas

Símil: agricultor que vendiera su cosecha en la puerta de su finca. El Gobierno se encargara del transporte y lo repercutiera en el precio final con independencia de la distancia hasta cada consumidor

En la práctica, el BOE publica un coeficiente de pérdidas que depende de la tarifa de acceso y del período de consumo. La diferencia entre las pérdidas reales y las calculadas a partir del BOE se repercute a toda la demanda en proporción a la medida definitiva

El sistema no favorece que las centrales se sitúen cerca de la demanda (no reconoce ninguna ventaja, por ejemplo, al autoconsumo)

LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LA RED

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Proceso denominado técnicamente “restricciones técnicas por garantía de suministro”

Justificación: Art. 25 de la Ley del Sector Eléctrico:El Gobierno podrá establecer los procedimientos, compatibles con el mercado de libre competencia en producción, para conseguir el funcionamiento de aquellas unidades de producción de energía eléctrica que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas, hasta un límite del 15 por 100 de la cantidad total de energía primaria necesaria para producir la electricidad demandada por el mercado nacional, considerada en períodos anuales, adoptando las medidas necesarias dirigidas a evitar la alteración del precio de mercado.

Red Eléctrica tiene obligación de programar un cierto volumen anual de energía de 10 centrales que queman carbón nacional

Cada central oferta a un precio fijado en el BOE

Si el precio del mercado diario es inferior al de la central, REE la fuerza a entrar al precio del BOE retirando a una de las casadas:

1. Orden de mérito descendente de los niveles de emisión de CO2 de carbón y fuel

2. Gas de forma proporcional al programa

DESPUÉS DEL DIARIO. CARBÓN NACIONAL

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Salvando la justificación (renovables a partir de externalidades no incorporadas en el precio y carbón por garantía de suministro)

¿Alguien encuentra alguna diferencia entre la metodología de retribución de renovables y carbón nacional?

Pues bien: los complementos (primas) a las primeras están en el tramo “regulado” y los del segundo están en el tramo “liberalizado”

¿TRAMO LIBERALIZADO?

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Es posible que el programa resultante de mercado diario+carbón no sea técnicamente viable (por restricciones de red o de seguridad)

Para que lo sea, REE necesita que salgan algunas centrales o que entren otras

Para ello, se abre un mercado especial donde cada central oferta de nuevo

El mecanismo no es marginalista cada central cobra el precio de su oferta

Se han llegado a pagar más de ¡¡15.000 €/MWh!! a centrales en situación de monopolio zonal

El proceso ha sido objeto de varios expedientes y sanciones por parte de las autoridades de competencia

DESPUÉS DEL DIARIO. RESTRICCIONES TÉCNICAS

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Creada en mayo de 2012

Es un tipo especial de restricción técnica que se ha decidido desagregar del resto

Aparece principalmente cuando es necesario disponer de una potencia adicional que pueda incrementar producción en caso de pérdida súbita de producción renovable no gestionable. “Back-up” de las renovables

Lo paga la demanda (en proporción al consumo) y la oferta (en proporción al desvío)

DESPUÉS DEL POOL. RESERVA ADICIONAL A SUBIR

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Potencia disponible para que REE pueda ajustar en tiempo real el desequilibrio generación-demanda

Se paga por disponibilidad: a subir (aumento de producción) o a bajar (disminución) mediante sistema marginalista asignado a un volumen de seguridad establecido por REE en cada hora

Se oferta por zonas de regulación. Esto permite a las eléctricas incluir centrales que no regulan (por ejemplo, nucleares) en las mismas

AJUSTES. BANDA DE REGULACIÓN SECUNDARIA

[16]

Sirve para reponer la secundaria utilizada

Cuando REE utiliza parte de la banda secundaria casada, retribuye a la zona, además, por el precio de la terciaria que hubiera sido necesario casar para reponerla

Todas las centrales (y el bombeo) tienen que enviar sus ofertas de terciaria para la energía no casada anteriormente

Nuevamente se trata de un sistema marginalista

AJUSTES. REGULACIÓN TERCIARIA

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Lo convoca Red Eléctrica solo cuando tiene constancia de que se va a producir una fuerte diferencia (mayor de 300 MW por hora) entre generación y consumo y ya no hay intradiarios para gestionarla

La generación puede presentar nuevas ofertas que son casadas con el requerimiento fijado por REE (nuevo precio marginal)

AJUSTES. GESTIÓN DE DESVÍOS

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Naturalmente, las ofertas casadas en el mercado nunca coinciden exactamente con la medida del contador Desvío = Medida - Programa

Los costes de energía secundaria, terciaria y gestión de desvíos se repercuten en función del desvío de cada agente:

Productores: por zona de regulación Consumidores: por agente (barrera de entrada a

nuevos agentes por efecto estadístico)

El resto de servicios de ajuste se repercuten a la demanda (salvo bombeo, auxiliares e internacionales) en función de la medida final

DESVÍOS

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Justificación: “la demanda de energía eléctrica es inelástica y de que el mallado de la red no es perfecto; en consecuencia, el precio de la energía puede ser una señal insuficiente para garantizar la cobertura del suministro de electricidad”

Se retribuyen dos conceptos:

Servicio de disponibilidad: promover la capacidad a medio plazo (no superior a un año) de instalaciones de producción. Se paga siempre que no haya indisponibilidades fortuitas en más del 10% de las horas de mayor demanda

Incentivo a la inversión: promover la construcción y puesta en servicio efectiva de nuevas instalaciones de generación. Se paga a todas las centrales del régimen ordinario construidas ¡¡desde 1998!!. Incluye incentivo de inversión medioambiental a las centrales de carbón

Recaudación mediante un precio fijado en el BOE que depende de tarifa de acceso y período

El excedente/déficit se integra en las liquidaciones de las actividades reguladas (atención: by-pass entre el tramo liberalizado y el regulado)

PAGOS POR CAPACIDAD

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IMPORTE DE LOS PAGOS POR CAPACIDAD

FuenteREE. Informe Sist.

EléctricoREE. Informe Sist. Eléctrico

REE. Web e-sios CNE. Liquidación 14

AñoDemanda peninsular

(GWh)

Ingresos por pagos por capacidad (€/MWh)

Detracción por restricciones técnicas por garantía de suministro (€)

Superavit (-), déficit (+) traspasado a los pagos

regulados (k€)

Pagos por capacidad cobrados por las

centrales (€)

2008 265.206 1,10 0 189.540 481.266.6002009 252.660 1,91 0 37.892 520.472.6002010 260.530 3,24 0 -484.874 359.243.2002011 254.786 6,09 426.314.230 -677.767 447.565.5102012 249.403 6,05 506.914.368 -262.369 739.604.782

2008 2009 2010 2011 20120

100,000,000

200,000,000

300,000,000

400,000,000

500,000,000

600,000,000

700,000,000

800,000,000

Pagos por capacidad cobrados por las centrales (€)

¿El Gobierno tampoco

interviene?

[21]

El operador del mercado (OMIE) y el del sistema (REE) cobran una tarifa fijada en el BOE:

Consumidores: por MWh consumido (0,1 €/MWh) Productores: por MW instalado (34 €/MW

disponible)

El excedente/déficit se integra en las liquidaciones de las actividades reguladas

Además, cada comercializador incorpora su margen que es del orden del 3% de la facturación.

En la TUR el margen está fijado en el BOE y se incorpora en el término de potencia (4 €/kW y año) en lugar de en el de energía

OTROS CONCEPTOS

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IMPORTES EN 2012

Concepto Total 2012 (miles €) %

Mercados diario e intradiarios 11.892.617 70,4%Carbón Nacional (RR.TT. garantía suministro) 493.540 2,9%Restricciones técnicas tras el mercado diario 509.858 3,0%Reserva de potencia adicional a subir 60.988 0,4%Banda de regulación secundaria 329.334 2,0%Desvíos (secundaria, terciaria y gestión de desvíos) 107.338 0,6%Restricciones técnicas en tiempo real 117.097 0,7%Coste en el mercado de pérdidas 1.243.660 7,4%Desajuste de pérdidas -2.440 0,0%Pagos por capacidad. Incentivo a la inversión 613.419 3,6%Pagos por capacidad. Servicio disponibilidad 187.059 1,1%Margen comercialización 1.280.000 7,6%Operador del Sistema 39.618 0,2%Operador del Mercado 14.500 0,1%

Total costes tramo "liberalizado" 16.886.589 100%

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Todos los conceptos anteriores no se conocen a priori hay que estimarlos para

1. Fijar la Tarifa de Último Recurso (Gobierno)

2. Establecer el precio fijo en contratos a los consumidores (comercializadores)

Para fijar la TUR, el Gobierno utiliza:

Una subasta trimestral (CESUR) para estimar el precio del mercado. Se fija de antemano el día y el volumen de energía a comprar

Los precios del mismo trimestre del año anterior para los servicios de ajuste (subidas/bajadas latentes)

Los precios del BOE para pérdidas, pagos por capacidad y tarifas de los operadores

FIJACIÓN DE PRECIOS

LA SUBASTA CESUR ES MUY INFLACIONISTA

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