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EL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO EN EL AÑO 1998* * NOTA: Este informe ha sido aprobado por el Consejo de Administración en su sesión del día 18 de enero de 2000, con cinco votos a favor y cuatro en contra, entre estos últimos el del Presidente de la Comisión.
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EL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO
ELÉCTRICO EN EL AÑO 1998*
* NOTA: Este informe ha sido aprobado por el Consejo de Administración en susesión del día 18 de enero de 2000, con cinco votos a favor y cuatro en contra,entre estos últimos el del Presidente de la Comisión.
1. INTRODUCCIÓN............................................................................................................................2
2. ORGANIZACIÓN DEL DOCUMENTO. .......................................................................................6
3. EL MERCADO MAYORISTA...................................................................................................... 10
3.1. EL MERCADO ESPAÑOL EN EL MERCADO EUROPEO Y EL COMERCIOINTERNACIONAL......................................................................................................................... 113.2. DESCRIPCIÓN DE LOS MERCADOS Y PROCESOS ............................................................ 21
3.2.1. Los Mercados de Energía. ................................................................................................. 223.2.2. Las Restricciones Técnicas. ............................................................................................... 233.2.3. Los Servicios Complementarios. ........................................................................................ 24
3.3. LOS INGRESOS DE LA GENERACIÓN................................................................................. 263.3.1. Los Ingresos Procedentes del Mercado. ............................................................................. 30
3.3.1.1. Los ingresos derivados de la participación en el Mercado organizado. .........................................313.3.1.2. Los ingresos por Garantía de Potencia ........................................................................................35
3.3.2. La Retribución Fija. .......................................................................................................... 443.3.2.1. Los desvíos pendientes de tarifas de 1996 y 1997........................................................................473.3.2.2. Los incentivos al Carbón autóctono. ...........................................................................................483.3.2.3. Los Costes de Transición a la Competencia. ...............................................................................49
3.3.3. La relación entre los Costes de Transición a la Competencia y el Mercado. ....................... 513.4. RESUMEN DEL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN........................ 56
3.4.1. Estructura de Oferta y Demanda........................................................................................ 583.4.2. Resultados......................................................................................................................... 633.4.3. Análisis ............................................................................................................................. 67
3.5. EL FUNCIONAMIENTO DE LOS MERCADOS DIARIO E INTRADIARIO......................... 703.5.1. El Mercado Diario............................................................................................................. 70
3.5.1.1. Funcionamiento del mercado diario en 1998 ..............................................................................773.5.1.2. Comentarios a la evolución del mercado diario en 1998 ..............................................................92
3.5.2. El Mercado Intradiario...................................................................................................... 943.5.2.1. Organización del Mercado .........................................................................................................953.5.2.2. Funcionamiento del Mercado en 1998 ........................................................................................973.5.2.3. Comentarios a la Evolución del Mercado Intradiario en 1998. ...................................................111
3.6. EL FUNCIONAMIENTO DE LA GESTIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICAS Y LOSSERVICIOS COMPLEMENTARIOS............................................................................................ 114
3.6.1. Gestión de Restricciones Técnicas ................................................................................... 1143.6.2. Servicio Complementario de Regulación Secundaria........................................................ 1223.6.3. Servicio Complementario de Regulación Terciaria........................................................... 1283.6.4. Procedimiento de Gestión de Desvíos............................................................................... 133
3.7 AVANCE DEL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN EN 1999 .......... 1403.7.1 Cambios normativos ......................................................................................................... 1403.7.2 Actuaciones de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico .............................................. 1423.7.3. Evolución del mercado mayorista hasta septiembre de 1999............................................. 146
4. EL MERCADO MINORISTA Y LA COMERCIALIZACIÓN. ........................................... 152
4.1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................ 1524.2. EL MERCADO POTENCIAL.............................................................................................. 1544.3. OPCIONES DISPONIBLES PARA LOS CLIENTES CUALIFICADOS. ............................. 1564.4. COSTE DEL SUMINISTRO LIBERALIZADO.................................................................... 158
4.4.1. Conceptos de coste incluidos en el precio liberalizado ................................................. 1584.4.2. Cuantificación de los Componentes del Coste .............................................................. 1664.4.3. Comparación tarifa-mercado....................................................................................... 168
4.5. DESCRIPCIÓN DE LA EVOLUCIÓN DEL MERCADO EN 1998...................................... 1754.6 ANÁLISIS DEL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO MINORISTA EN 1998................... 178
4.6.1 Capítulos específicos de coste........................................................................................... 1784.6.2 Otros aspectos con incidencia en el desarrollo del mercado minorista............................... 181
4.7 AVANCE DEL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO MINORISTA EN 1999.................... 1854.7.1 Medidas adoptadas a finales de 1998........................................................................... 1854.7.2 Evolución del mercado hasta septiembre de 1999.............................................................. 1874.7.3 Desarrollo normativo en curso ......................................................................................... 190
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1. INTRODUCCIÓN
La Liberalización de las actividades de producción y comercialización de
energía eléctrica, prevista en la Ley del Sector Eléctrico, ha significado la
puesta en marcha el 1 de enero de 1998 de un mercado de electricidad donde
los agentes negocian precios y cantidades.
El desarrollo normativo y la implantación física del mercado eléctrico requirieron
un gran esfuerzo por parte de las instituciones regulatorias, de las empresas
gestoras y de los futuros agentes del mercado, para que éste comenzase a
funcionar satisfactoriamente en la fecha prevista. Al comienzo del mercado
solamente la normativa imprescindible para su puesta en marcha estaba
disponible. A lo largo de 1998 ha tenido que irse completando el desarrollo
reglamentario de la Ley del Sector Eléctrico en los aspectos referentes al
mercado de electricidad, actividad que todavía no puede darse por concluida.
También, a la luz de la experiencia adquirida con el funcionamiento del
mercado, se ha ido realizando modificaciones puntuales, que en el momento
presente ya requieren una revisión de conjunto, tarea que recientemente ha
acometido la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico.
El año 1998 puede así considerarse como un periodo de aprendizaje y puesta
a punto del mercado español de electricidad. Bajo este punto de vista el
funcionamiento del mercado en 1998 puede ser considerado como un éxito.
Pero el mercado en 1998 no fue un experimento intrascendente, sino un
mercado con transacciones comerciales reales que han tenido importantes
implicaciones económicas para el agente que en él han participado. Como en
todo los países del mundo donde se ha puesto en marcha un proceso de
reestructuración liberalización del sector eléctrico, el mercado eléctrico español
comenzó con determinados condicionantes y limitaciones regulatorios y
estructurales. Algunos de ellos se han ido corrigiendo y otros persisten en
buena medida en la actualidad.
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La CNSE considera que el presente informe, que describe y analiza en detalle
el funcionamiento del mercado en 1998, puede ser de utilidad para que todos
aquellos interesados en el sector eléctrico español puedan comprender mejor
el proceso de puesta en marcha del mercado de electricidad y la trayectoria de
desarrollo normativo que ha ido configurando lo que es actualmente.
Las perspectivas que se abren al mercado español para el año 2000
ciertamente no son comparables a las que existieron durante 1998. Por citar
solamente un motivo, la apertura del umbral de elegibilidad de los
consumidores ha creado una nueva dinámica en el mercado, que apenas
existió en 1998. Lo cual no resta interés al estudio del primer año de
funcionamiento, que en muchos sentidos ha marcado lo que es el mercado en
la actualidad. Aunque el informe centra su atención en 1998, también incluye
información sobre los desarrollos normativos y de otro tipo que han tenido lugar
en los nueve primeros meses de 1999, para facilitar la conexión de lo expuesto
con la situación actual.
El mercado eléctrico español admite una diversidad de posibilidades de
realización de transacciones comerciales, unas a través de procedimientos
gestionados por instituciones establecidas para desempeñar esta función, -
como son la Compañía Operadora del Mercado y el Operador del Sistema-, y
otras realizadas por libre acuerdo entre las partes.
A efectos de presentación y organización del documento, y siguiendo la
terminología al uso, el informe ha separado la descripción de mercado eléctrico
en dos partes, básicamente diferenciadas pero muy relacionadas entre sí. Por
un lado se presenta el mercado minorista, en el que los consumidores
cualificados, -esto es, aquellos con capacidad de elección de suministrador-,
negocian libremente con los comercializadores u otros posibles suministradores
las condiciones de adquisición de la energía eléctrica. Por otro lado se analiza
el mercado mayorista, -llamado mercado de producción de energía eléctrica-,
las producciones de las centrales y las compras mayoristas de energía. Los
consumidores cualificados, -que pueden comprar directamente en el mercado
mayorista si acuden al mercado organizado que gestiona la Compañía
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Operadora del Mercado-, y los contratos bilaterales físicos, -que forman parte
de los dos mercados-, relacionan un mercado con el otro, de forma que los
precios de las distintas transacciones tiendan a mantener una correcta relación
entre sí.
El presente informe describe en detalla y analiza la normativa que regula las
distintas posibles transacciones comerciales en el mercado de electricidad y
presenta los resultados de su utilización durante el primer año de
funcionamiento.
MERCADO
ORGANIZADO
GENERADORGENERADOR GENERADOR
CONSUMIDORELEGIBLE
CONSUMIDORELEGIBLE
CONSUMIDORELEGIBLE
COMERCIALIZADORDISTRIBUIDOR/
COMERCIALIZADOR
CONSUMIDORNO ELEGIBLE
CONTRATOBILATERALFISICO
MERCADOMAYORISTA
MERCADOMINORISTA
Adicionalmente pueden establecerse contratos bilaterales exclusivamente financieros
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2. ORGANIZACIÓN DEL DOCUMENTO.
Este documento describe y analiza el funcionamiento del mercado eléctrico en
el año 1998, presenta los cambios normativos introducidos en el año 1999 y
proporciona una información preliminar de la evolución del mercado en 1999. El
mercado eléctrico tiene dos partes claramente diferenciadas: el mercado
mayorista, llamado mercado de producción de energía eléctrica, en el que se
fija el precio de la generación y se establece la producción de las centrales y
las compras mayoristas de energía; y el mercado minorista, donde los
consumidores negocian libremente con los comercializadores u otros posibles
suministradores el precio de energía eléctrica. Ambos mercados tienen fuentes
de datos, normativa y problemas diferentes, y debido a ello se ha optado por
dedicarles dos capítulos independientes. No obstante, en cada uno de ellos se
hacen las referencias mínimas al otro capítulo, que vienen impuestas por la
imprescindible relación existente entre ambos mercados.
El capítulo 3 se ocupa del mercado mayorista y se divide en siete apartados
independientes y autocontenidos. Los cuatro primeros apartados resumen el
funcionamiento del mercado en su conjunto, los dos siguientes analizan en más
detalle los mercados de energía y los procesos de operación técnica y en el
último apartado se facilita una información resumida del año 1999. Siempre que
ha sido posible se ha utilizado la misma estructura: descripción, valores en el
año 1998, evolución de la normativa y análisis y propuestas de modificación.
En el apartado 3.1 se describen brevemente los distintos mercados y procesos
que forman el mercado de producción, con el objetivo de facilitar una
explicación resumida que permita seguir las relaciones de este mercado.
En el apartado 3.2 se discuten las fuentes de ingresos de las empresas
generadoras: ingresos procedentes del mercado e ingresos por retribución fija,
analizando por último la relación entre los costes de transición a la competencia
y el mercado. En la descripción de los ingresos del mercado se explica la forma
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en que se liquidan y se dedica un punto específico a la retribución por garantía
de potencia.
En el apartado 3.3 se enmarca el mercado español dentro del mercado
europeo, describiendo las opciones normativas contempladas en la directiva
europea y las limitaciones que la debilidad de las interconexiones de España
con Europa a través de Francia imponen al comercio internacional.
En el apartado 3.4 se presenta un resumen del funcionamiento en el año 1998
del mercado mayorista, aportando los valores numéricos - precios y
negociaciones - más significativos.
El apartado 3.5 se dedica a los mercados diario e intradiario, siendo en ambos
casos la estructura idéntica: se describe la organización del mercado, se
proporcionan los valores más significativos del mercado correspondiente y por
último se comenta su funcionamiento durante 1998.
El apartado 3.6 cubre el funcionamiento de la gestión de restricciones técnicas
y de los servicios complementarios. Se ha dedicado un punto específico a cada
uno de los servicios negociados en el mercado de producción: gestión de
restricciones técnicas, regulación secundaria, regulación terciaria y gestión de
desvíos. La estructura de estos cuatro puntos es la misma: descripción del
servicio y del proceso de resolución, o asignación de ofertas, presentación de
las características estructurales de la oferta, comentarios sobre la evolución de
la normativa y el funcionamiento en 1998 y, por último, un análisis del
comportamiento y propuestas de modificación de la normativa.
En el apartado 3.7, último del capítulo dedicado al mercado mayorista, se
proporciona un resumen preliminar del funcionamiento del mercado de
producción en 1999. Se comienza describiendo los cambios de normativa y las
actuaciones llevadas a cabo por la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico y
se finaliza presentando un resumen de la evolución del mercado desde enero
hasta septiembre de 1999.
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En cuanto al mercado minorista, su análisis y evolución se abordan en el
capítulo 4. Aparte de una breve introducción, el capítulo comienza con la
exposición de tres aspectos previos, necesarios para comprender los
problemas de este mercado en 1998: una estimación del mercado potencial
liberalizado durante el año; la exposición de las diferentes opciones de que
dispone el consumidor cualificado; y un análisis del coste del suministro
liberalizado, que incluye una comparación tarifa/mercado. A continuación se
entra ya en la descripción de la evolución del mercado durante el año, y en el
análisis de los problemas surgidos de cara a su desarrollo futuro. Para
terminar, se exponen las medidas adoptadas a fines de 1998, y la respuesta
del mercado a las mismas en 1999, así como el desarrollo normativo en curso
de cara a solucionar los problemas pendientes.
En el apartado 4.2 se describe el mercado potencial, que incluía aquellos
suministros con más de 15 GWh de consumo al año. Se indican, por
agrupaciones tarifarias, tanto el número de suministros como su consumo,
facturación y precio medio obtenidos con la aplicación de las tarifas integrales,
y se señala la parte que supone este mercado potencial con respecto al total
del sistema.
En el siguiente apartado 4.3 se explican brevemente cuáles son las diferentes
opciones que la normativa vigente ofrece a los consumidores cualificados:
Tarifa integral, mercado liberalizado, contratos bilaterales y contratos
adicionales.
A continuación, en el punto 4.4, se realiza un análisis del coste del suministro
liberalizado, dividido en tres partes: una exposición de los costes que incluye el
precio final; una cuantificación aproximada de dichos costes; y una
comparación de los precios finales obtenidos con la tarifa integral frente a los
que se podrían obtener en el mercado.
Una vez expuestos estos tres aspectos previos, que nos proporcionan una idea
de la potencialidad del mercado en 1998, en el apartado 4.5 se analiza ya la
evolución real del mercado a lo largo del año.
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En el punto 4.6, y a la vista de lo expuesto hasta aquí, se indican los principales
problemas detectados para lograr un desarrollo eficaz de este mercado
minorista. Para terminar, en el punto 4.7 se indican las medidas adoptadas a
finales del año 1998 para atajar dichos problemas, y la respuesta del mercado
a estas medidas durante el año 1999, así como los desarrollos normativos en
curso que tratarán de abordar los problemas que aún continúan existiendo.
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3. EL MERCADO MAYORISTA
La liberalización de las actividades de producción y comercialización de
energía eléctrica ha significado la creación de un mercado eléctrico donde los
agentes negocian el precio de la electricidad. El mercado consta de dos partes
claramente diferenciadas: el mayorista, llamado mercado de producción de
energía eléctrica, y el minorista.
En el mercado de producción de energía eléctrica se establece el precio de la
generación y la explotación de las centrales eléctricas. En él participan como
vendedores las empresas generadoras nacionales y los agentes externos
(importaciones de electricidad) y como compradores las empresas
distribuidoras, los comercializadores, los consumidores cualificados que opten
por esta opción y los agentes externos (exportaciones de electricidad), siendo
gestionado por dos operadores: el operador del mercado y el operador del
sistema.
En el mercado minorista los consumidores negocian directamente con los
comercializadores los precios de la generación, teniendo garantizado el acceso
a la red de distribución y transporte a través del pago de peajes regulados. Este
mercado se basa en contrataciones bilaterales, y por tanto no es operado ni
gestionado por ningún operador, los términos de los contratos son negociados
por las partes, no existiendo información pública sobre los contratos, que
pueden ser muy diferentes: incluir o no los peajes, precios relacionados con los
del mercado mayorista o con los de tarifa, equipos de medida, etc.
Formando parte de los dos mercados están los contratos físicos que los
consumidores cualificados pueden celebrar con los generadores nacionales o
con los agentes externos (importaciones de electricidad). En esta forma de
contratación la empresa generadora dedica una instalación o un conjunto de
instalaciones de generación a satisfacer la demanda del consumidor. Los
contratos físicos forman también parte del mercado minorista, puesto que son
otra forma de contratación abierta a los consumidores cualificados y cuyos
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términos son acordados por las partes sin que exista información pública de los
acuerdos económicos, pero al implicar a la producción de electricidad forman
también parte del mercado mayorista en el que se negocia toda la generación
eléctrica y deben ser conocidos y comunicados al operador de mercado. Los
contratos físicos deben tener una duración mínima de un año y han de ser
autorizados por el Ministerio de Industria y Energía.
Para obtener la condición de agente del mercado, y poder participar en el
mercado mayorista, los generadores, distribuidores, comercializadores, clientes
cualificados y agentes externos deben: estar inscritos en el registro
administrativo correspondiente; aceptar las condiciones de participación en el
mercado, a través de la firma de un contrato de adhesión; y poner a disposición
del operador del mercado garantías que cubran las obligaciones económicas
que puedan derivarse de su participación en el mercado.
3.1. EL MERCADO ESPAÑOL EN EL MERCADO EUROPEO Y
EL COMERCIO INTERNACIONAL
La voluntad de los países de la Unión Europea de constituir un mercado interior
para la energía eléctrica presidido por los principios de la competencia se
plasmó en la promulgación, el 19 de diciembre de 1996, de la Directiva sobre
normas comunes del mercado interior de la electricidad. El 19 de febrero de
1999, fecha de entrada en vigor de dicha Directiva, todos los países de la
Unión habían finalizado la transposición de las normas comunes, excepto
Bélgica, Grecia e Irlanda, que disponen de un plazo suplementario de hasta
dos años, y Francia que todavía no ha aprobado la nueva ordenación. La
Directiva no establece un modelo único para la organización de la industria sino
que está abierta a opciones muy diversas sobre cuestiones fundamentales y
que en este epígrafe se esbozan: nuevas instalaciones, orden de entrada en
funcionamiento de la generación, separación y transparencia de cuentas,
explotación de las redes de transporte y distribución, organización del acceso a
la Red y apertura de los mercados. La transposición de la mencionada
Directiva se produjo en España con la promulgación de la Ley del Sector
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Eléctrico. El cuadro sintetiza las opciones tomadas por cada estado en cada
una de las cuestiones mencionadas.
• Nuevas instalaciones: Esta opción se refiere a los mecanismos posibles
para la inversión y puesta en marcha de nuevas instalaciones, tanto de
generación como de transporte, de forma que se facilite el acceso al
mercado a nuevos competidores en condiciones transparentes y no
discriminatorias. La Directiva prevé que los estados miembros podrán
emplear, bien un procedimiento de autorización, bien un procedimiento de
licitación. La legislación española establece un régimen de libre instalación
sujeto a autorización, condicionado al cumplimiento de condiciones de
eficiencia energética, requisitos técnicos y de seguridad para las
instalaciones de generación. En el caso del transporte, la planificación de
las nuevas instalaciones debe someterse al Congreso de los Diputados y su
construcción podrá estar basada en procedimientos de licitación pública.
• Orden de entrada en funcionamiento: Para que el mercado se desenvuelva
en condiciones de competencia no sólo es necesario atender a los criterios
de la instalación de nueva capacidad sino que debe fijarse un marco que
permita que el equipo instalado funcione de acuerdo a su mérito económico.
En este sentido, la Directiva establece que el orden de funcionamiento se
base en un orden de precedencia económica, establecido con criterios
transparentes y no discriminatorios. En dicho orden deben incorporarse
tanto las instalaciones internas como las externas a través de las
interconexiones. Al margen del principio de competencia, podrá darse
preferencia a instalaciones basadas en fuentes renovables, en tecnologías
de cogeneración, residuos o fuentes primarias autóctonas. Para el caso
específico español, la Ley del Sector Eléctrico, como ya se señala con
mayor detalle en otros apartados de este informe, sienta el diseño de un
mercado en que el orden de mérito se establece de acuerdo con las ofertas
presentadas por los generadores. Por último, la Ley también establece las
excepciones al sistema de ofertas para el régimen especial de producción
que agrupa a las energías renovables y a las instalaciones de cogeneración
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• Separación y transparencia de las cuentas: el marco jurídico de la Unión
propone un esquema de transparencia y de separación contable entre las
distintas actividades implicadas en la industria, que se concreta algo más en
los casos en que se adopte la figura del comprador único (definido como
aquella entidad que asume la responsabilidad de la gestión unificada de las
redes de transporte y/o de la compra y venta centralizadas de energía). La
Ley española establece una división entre actividades liberalizadas, por una
parte (la generación y la comercialización) cuyos precios se establecen bajo
criterios de mercado y actividades reguladas, por otra, para las que existen
precios públicos establecidos administrativamente (la distribución y el
transporte). Se requiere, en España, que la separación entre ambas
actividades sea no sólo contable sino también jurídica antes del 31 de
diciembre de 2000, sin perjuicio de que un mismo grupo empresarial pueda
tener participaciones en filiales cuyos objetos sociales se enmarquen,
indistintamente, en el ámbito regulado o liberalizado.
• Explotación de las redes de transporte y distribución: La Directiva establece
que en cada estado miembro se establezca un gestor de la red de
transporte, responsable de su explotación, mantenimiento y, en su caso,
expansión. El gestor será asimismo gestor de las interconexiones con los
sistemas vecinos. El gestor de la red garantizará la seguridad de suministro
permitiendo el acceso a la red en condiciones no discriminatorias. De modo
análogo, los propietarios de las redes de distribución deberán designar
gestores para la explotación, mantenimiento, ampliación, en su caso, e
interconexión con otras redes. Asimismo los estados miembros podrán
establecer a las compañías de distribución la obligación de suministrar
electricidad a clientes situados en zonas concretas de acuerdo a tarifas no
discriminatorias. La normativa española establece que el operador del
sistema, REE, asume también la gestión de la red de transporte. Por otro
lado, se establece en España el derecho al suministro a tarifas no
discriminatorias siendo la distribución una actividad sujeta a autorización
administrativa y sometida a requisitos mínimos de calidad.
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• Organización del acceso a la Red: al margen de las salvaguardas que la
Directiva establece en los sistemas que adopten la figura del comprador
único, tienen cabida esquemas basados o bien en el acceso negociado a la
Red (mediando acuerdos comerciales voluntarios entre los gestores de la
red y los clientes cualificados, siendo pública una gama indicativa de
precios) o basados en el acceso regulado (el derecho de acceso se
establece a partir de condiciones y precios establecidos
administrativamente). La regulación española se inclina por este último.
• Apertura de los mercados: la Directiva establece que, a partir de la fecha de
entrada en vigor, debe acceder a suministro liberalizado en cada estado
miembro, como mínimo, una cuota de consumidores (llamados cualificados)
equivalente a la cuota que representen, en el territorio de la Unión los
consumos anuales superiores a 40 GWh/año. A los tres años, el porcentaje
a trasladar a consumos nacionales sería el de los suministros superiores a
20 GWh y a los seis, el de los suministros superiores a 9 GWh. En el caso
de España, la Directiva estaría cumplida con una apertura del mercado en
febrero de 1999 del 20% del consumo de energía. La Ley del Sector
Eléctrico estableció un calendario más ambicioso por cuanto abrió el
mercado a los suministros superiores a 15 GWh/año y a los ferrocarriles y
metropolitanos, lo que ya suponía cerca del 30% y desembocaba, en 2007,
tras varios escalones intermedios, en la liberalización completa de todo el
suministro. Sin embargo, en diciembre de 1998, en la norma de
establecimiento de tarifas de acceso a redes, el Gobierno aceleró el
calendario de liberalización de forma que desde enero de 1999 son
cualificados los suministros anuales superiores a 5 GWh, desde abril los
suministros superiores a 3 GWh, desde julio los suministros superiores a 2
GWh y desde octubre los superiores a 1 GWh. Por otro lado el Gobierno, en
abril de 1999, en el contexto de adopción de Medidas Urgentes de
Liberalización e Incremento de la Competencia declaró cualificados los
suministros conectados a tensión superior a 1 kV a partir de julio de 2000.
El resto de los consumidores podrá acceder al régimen liberalizado, como
estaba previsto desde la Ley del Sector Eléctrico, no más tarde de 2007.
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Se ilustra, a partir de lo expuesto, que la Ley y sus desarrollos han configurado
un mercado con un grado de liberalización y apertura muy superior al
establecido por la Directiva y, al tiempo, al de la mayor parte de los países de la
Unión.
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IMPLANTACIÓN DEL MERCADO INTERIOR EUROPEO DE LA ELECTRICIDAD
Modelo de Competencia Adjudicaciones de lasNuevas Inversiones
Acceso de terceros
Apertura delmercado de
suministro finalComprador
Único Negociado Regulado Concurso Autorización
Gestor deRed
Transporte
Posibles causasrechazo accesoterceros a la red
% Umbral
Alemania Opcionalm.(hasta2005)
Sí Sí8 empresasgeneralmentemediantefiliales
• Faltacapacidad
• Cláusulareciprocidad
100 Ninguno
Austria Sí SíLas actualesempresasSeparaciónfuncional
• Faltacapacidad
• Cláusulareciprocidad
27 40 GWh.
Bélgica Eventualm.En funciónVolumen
SíAcordeplanificaciónindicativa
Filial de lasEmpresaseléctricas
• Faltacapacidad
• Cláusulareciprocidad
33 40 GWh.
Dinamarca TránsitosInternacional
ParatránsitoInterior
Sí ELTRAELKRAFT
• Faltacapacidad 90 10 GWh.
España SíSólo
Transporte Sí REE• Falta
capacidad• Cláusula
reciprocidad
42 1 GWh.
Finlandia Sí Sí FINGRID • Faltacapacidad
100 Ninguno
FranciaSí
SóloproducciónEnergíasrenovables
SíEDF
SeparaciónGestióncontable
• Faltacapacidad
• Cláusulareciprocidad
• ServicioPúblico
25 40 GWh.
Grecia Sí Sí Sí GETSO • Faltacapacidad
23 < 40 GWh.
Holanda Sí SóloTransporte
Tennet bv. • Cláusulareciprocidad 32 2MW
Inglaterra Sí Sí NationalGrid Co.
• Criteriostécnicos 100 Ninguno
Irlanda Sí Sí EmpresaPública 28 >4 GWh.
Italia SólomercadoRegulado
Sí SíOperadordel SistemaIndependien
• Faltacapacidad
• Cláusulareciprocidad
30 30 GWh.
Luxemburgo Sí Sí • Faltacapacidad
• Cláusulareciprocidad
40 40 GWh.
Portugal Sólomercadoregulado
Solo si esNecesarioreforzar red
Sí Sí Sí REN • Criteriostécnicos
27 30 GWh.
Suecia Sí Sí SvenskaKraftnat Ninguna 100 No
Fuente: “State of implementation of the IEM Directive in the different states. UNIPEDE, marzo 1999”; tomado del Boletín Estadístico de Energía Eléctrica , marzo 1999 , MIE y RED.
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La capacidad comercial de interconexión en España se sitúa en el verano de
1999 en unos 1.700 - 1.800 MW, lo que supone menos del 6% de la demanda
de punta del sistema. Por ello parece que la capacidad de la interconexión, en
su estado actual, debe observarse más desde su contribución cualitativa, a la
seguridad del sistema sobre todo, que desde su potencial para permitir una
auténtica integración del mercado español en el mercado europeo.
En efecto, la capacidad comercial de interconexión con Francia, una vez
excluidas las reservas por motivos de seguridad, se limita en los períodos
analizados a un máximo de 700 – 900 MW dependiendo de las condiciones de
explotación de los sistemas español y francés. La interconexión con Portugal,
permitiendo, en determinados momentos, unas transacciones de mayor
volumen que la interconexión con Francia está también muy afectada por las
condiciones de explotación de ambos países, así como por el hecho de que
Portugal constituye un sistema de tamaño muy inferior. La interconexión con
Marruecos funciona, en la práctica y en el corto y medio plazo, en un solo
sentido, al ser este país un importador de energía. Por último la interconexión
con Andorra es de muy escasa capacidad, comparada con las otras
analizadas, dado el propio tamaño de su sistema.
Se autoriza a participar en el mercado español a agentes externos (sujetos que
toman energía de la red española o que incorporan a ésta energía procedente
de otros sistemas). En caso de intercambios con países comunitarios, las
autorizaciones para las importaciones sólo podrán denegarse en caso de que
no exista reciprocidad para actuar por agentes nacionales en el país origen de
Capacidad comercial prevista de interconexiónOctubre 1999MW
Importación Exportación
Franciaa
900 700 Portugal 550 600Marruecos 300 350
Fuente: REE
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la solicitud y las autorizaciones para las exportaciones sólo podrían denegarse
en caso de riesgo para el suministro nacional.
La evolución actual indica un relativamente importante crecimiento de las
transacciones aunque su peso sobre el total se mantiene en un nivel
relativamente reducido debido a la limitada capacidad de las interconexiones.
Las importaciones representan el 3% de toda la energía negociada en el
mercado mayorista en 1998 mientras que las exportaciones representan el
0.7%. En los nueve primeros meses de 1999, las importaciones representan el
4,5% de todas las transacciones y las importaciones duplican la cuota de 1998
situándose en el 1,5%.
Las transacciones internacionales de mercado se materializan de diversasmaneras:
• Participación de agentes externos como compradores o vendedores en el
mercado español. Los agentes externos pueden ser empresas radicadas en
otros países o empresas españolas que actúan como tales al tomar energía
de la red española para incorporarla a otros sistemas o que incorporan
energía procedente de otros sistemas a la red española.
• Adquisiciones a través de comercializadores que formulan sus compras al
pool español.
• Contratos bilaterales físicos
En la práctica, entre 1998 y 1999 han sido autorizados a participar en el
mercado español diversos agentes, a pesar de que, dada la configuración de
los mercados eléctricos en los países de nuestro entorno, los operadores
españoles no pueden tomar parte en ellos de la misma manera. El primer
agente externo en participar en el mercado ha sido la compañía belga
Electrabel desde diciembre de 1998, incorporando energía desde la frontera
con Francia.
19
REN, el operador del sistema portugués comenzó a ofertar en la primavera de
1999, realizando tanto incorporaciones de energía al sistema español (que en
periodos de valle durante determinadas semanas se situaron en 1 GWh en
muchas de las horas implicadas) como compras de energía procedente de
España, con el fin de gestionar excedentes o déficits en el país vecino.
A partir del verano de 1999 participa EDF, el operador del mercado francés, en
el mercado español como agente externo. Esta compañía mantiene, por otra
parte el contrato a largo plazo que REE gestiona en el pool y también establece
los permisos de tránsito de la energía procedente de la interconexión con
Francia y que se incorpora desde allí al sistema español.
Existen otras entidades extranjeras autorizadas a operar como agentes
externos (ONE, el operador del sistema marroquí, ENRON Energie GMBH,
importaciones y exportaciones desde Alemania, Eastern Group, operaciones
desde el Reino Unido y Aare Tessin Ltd, desde Suiza) pero que por el
momento no han llegado a concretar ningún intercambio por su participación en
el mercado mayorista.
Las empresas españolas también han contribuido al desarrollo de los
intercambios internacionales a partir del último trimestre de 1998. La mayor
parte de las transacciones se han centrado en exportaciones de
comercializadores españoles (a Portugal, Andorra y Marruecos) y en
operaciones realizadas por empresas españolas actuando como agentes
Intercambios internacionales de mercadoGWh
Enero -Septiembre Enero -SeptiembreExportaciones 1998 1998 1999 Importaciones 1998 1998 1999
Contratos a largo plazo Contratos a largo plazoFEDA (Andorra) 151 107 8 EDF (Francia) 4504 3333 3456
ONE (Marruecos) 480 286 584 Agentes externosAgentes externos y comercializadores Interconexión con Francia 85 0 1467
Interconeción con Portugal 277 155 437 Interconexión con Portugal 0 0 1041Interconexión con Andorra 0 0 117
Interconexión con Marruecos 221 107 654Contrato bilateral físico
Interconexión con Francia 71 8 0
Total 1201 663 1800 Total 4589 3333 5964
Saldo Importaciones - Exportaciones 3388 2670 4164
Fuente: datos REE; análisis CNE
20
externos (desde el verano de 1999). Diversos grupos empresariales españoles
han realizado la incorporación a la red española de energía a través de la
frontera francesa y han tomado energía española para incorporarla a los
sistemas portugués y marroquí. En cuanto a los contratos bilaterales físicos,
sólo se ha celebrado uno, entre una empresa española y EDF, que se ejecutó
por un volumen poco importante en unos pocos días de 1998.
Por otra parte, se siguen manteniendo contratos a largo plazo entre el sistema
español y otros sistemas, gestionados por REE. Son precisamente estos
intercambios los que, en la actualidad, suponen un mayor volumen de energía.
Se trata de acuerdos suscritos anteriores a la puesta en marcha del mercado
de producción. En dichos contratos se establecen los pagos fijos anuales y los
pagos por utilización de la energía asociada a los mismos. La normativa actual
los incorpora a las operaciones del mercado mayorista de modo que el
operador del sistema se encarga de su gestión instrumental en los mercados
diario e intradiario.
Los intercambios de mayor volumen se corresponden con la ejecución de los
contratos a largo plazo cerrados entre los sistemas español y francés
(importaciones, 550 MWh cada hora). Los demás acuerdos ponen en juego
volúmenes muy inferiores: el acuerdo entre los sistemas español y marroquí
supone la exportación de 90 MWh cada hora y el acuerdo entre los sistemas
español y andorrano supuso hasta enero de 1999 exportaciones por una
cantidad relativamente pequeña.
Los contratos a largo plazo suponen el 98% de las importaciones en 1998 y el
53% de las exportaciones. Entre enero y septiembre de 1999, los contratos a
largo plazo significan el 58% de las importaciones y el 33% de las
exportaciones.
En definitiva, el marco regulatorio español es uno de los más liberalizados y
abiertos dentro del contexto europeo. No obstante, la limitación impuesta por la
capacidad física de las interconexiones frena la participación de los
intercambios internacionales en el mercado de producción. A pesar de ello,
entre 1998 y 1999 se han incrementado notablemente tanto las transacciones
21
realizadas como el número de participantes. Sin embargo, la escasa capacidad
comercial de las interconexiones eléctricas de la Península Ibérica con Francia,
-relativa al volumen de los sistemas portugués y español-, implica que, en la
actualidad y en términos prácticos, el mercado relevante para los agentes
españoles se reduce al ámbito ibérico. Ante una reflexión a futuro sobre la
contribución de la ampliación de la capacidad de interconexión a aumentar la
competencia en el mercado eléctrico español es imprescindible tener en cuenta
dos cuestiones críticas:
1. El entorno regulatorio de los países lindantes con nuestro sistema.
2. El tratamiento (económico legal y técnico) otorgado a las transacciones
internacionales de electricidad.
Dichas cuestiones, que enlazan con la armonización normativa de la que la
Directiva de normas comunes para el mercado interior de la electricidad es un
primer y muy importante esfuerzo, deben resolverse si se pretende la
configuración de un mercado europeo de energía eléctrica.
3.2. DESCRIPCIÓN DE LOS MERCADOS Y PROCESOS
El mercado de producción de energía eléctrica consta de una parte organizada
y de una parte no organizada. La parte no organizada la forman los contratos
físicos, ya comentados, cuyos términos económicos son acordados por las
partes, pero cuya ejecución debe ser comunicada al operador de mercado,
identificándose claramente al comprador y al vendedor.
El mercado organizado puede dividirse, a su vez, en dos partes: los mercados
de energía, que son gestionados por el operador del mercado y donde se
negocia cerca del 99 por ciento de la energía total y aproximadamente el 95 por
ciento del precio final; y los mercados de procesos de operación técnica, que
son gestionados, casi en su totalidad, por el operador del sistema y cuyo
objetivo es garantizar la seguridad y la fiabilidad del sistema de generación y
transporte de electricidad.
22
3.2.1. Los Mercados de Energía.
Los mercados de energía, gestionados por el operador de mercado, son el
mercado diario y el mercado intradiario.
En el mercado diario se llevan a cabo las transacciones de compra y venta de
energía para el día siguiente. En él pueden actuar como vendedores las
unidades de generación nacionales y los agentes externos (importaciones del
sistema español) y como compradores los distribuidores, los comercializadores,
los consumidores cualificados, las centrales de bombeo y los agentes externos
(exportaciones del sistema español). Están obligadas a participar, esto es, a
presentar ofertas de venta, todas las unidades generadoras cuya retribución se
calculaba por el Marco Legal Estable o las unidades cuyo tamaño sea superior
a 50 MW y que no pertenezcan al régimen especial, o no estén adscritas a un
contrato físico o se encuentren indisponibles. De la misma manera las
empresas distribuidoras están obligadas a acudir al mercado, esto es,
presentar ofertas de compra con la mejor previsión de su demanda para el día
siguiente, una vez descontadas las adquisiciones al régimen especial.
El mercado intradiario es un mercado de ajustes donde los agentes acuden con
información que no está disponible en la convocatoria del mercado diario, por
ejemplo la avería de un grupo generador. Al ser el intradiario un mercado de
ajustes, cualquier agente puede actuar de comprador y de vendedor. Por
ejemplo, una empresa distribuidora cuya previsión de demanda haya
disminuido desde el cierre del mercado diario necesita vender en el intradiario
parte de la energía que compró en el diario; esa energía puede ser adquirida
por otras distribuidoras, que precisen más energía de la adquirida en el
mercado diario, o por un grupo generador que recompra parte de la energía
que vendió en el mercado diario. A diferencia del mercado diario, los
generadores y los distribuidores no están obligados a participar en el
intradiario. Su operación comenzó el 1 de abril de 1998 con sólo dos sesiones
por día, pero a finales de 1998 se convocaban ya cinco sesiones diarias. El
número de convocatorias diarias de este mercado, en su implantación total,
23
debe depender de las necesidades reales de negociación, permitiendo a los
agentes no incurrir en desviaciones sin incrementar por ello los costes de
transacción.
3.2.2. Las Restricciones Técnicas.
La casación del mercado diario, esto es, la determinación de los precios y de
los programas de producción y consumo para todas las horas del día siguiente,
no tiene en cuenta las limitaciones que la red de transporte puede imponer a la
generación. Así, se considera que cualquier programa de producción es válido,
o viable, para cualquier plan de consumo.
En la realidad, tanto los consumos como la generación están localizados
geográficamente y la capacidad de la red de transporte no es infinita. Como
consecuencia, cualquier programa de generación no garantiza un suministro
fiable para cualquier programa de consumo. Las limitaciones más típicas que
puede imponer la red de transporte son: la obligación de reducir la generación
en un área geográfica exportadora, por no existir suficiente capacidad de
transporte para evacuar toda la energía (situación muy poco frecuente en el
sistema español en el año 1998); y la necesidad de incrementar la generación
en un área geográfica para garantizar el suministro fiable en esa área (situación
frecuente en los meses de verano en el sur de España en el año 1998).
La posibilidad de que existan limitaciones en el sistema de transporte y
generación da lugar a la denominada “gestión de restricciones técnicas”.
Este proceso comienza con el análisis de viabilidad del programa: el operador
del sistema estudia si, tal y como se ha programado la generación y el
consumo en el mercado diario, es posible garantizar el suministro, a nivel de
transporte, con la fiabilidad requerida. En el caso de que el programa de
generación sea viable, la gestión de restricciones técnicas ha finalizado.
En el caso de que el programa resultante del mercado diario no sea viable, el
operador del sistema modifica las producciones asignadas a los grupos
24
generadores, incrementando o reduciendo la producción de aquellos grupos
que resuelven las restricciones existentes. Para determinar los grupos
concretos, cuya generación se modifica, del conjunto de grupos que resuelve
las restricciones (en ocasiones el conjunto de grupos se reduce a un único
grupo) el operador del sistema utiliza las ofertas que los generadores
presentaron en el mercado diario, con el objetivo de minimizar el coste horario
de la resolución de las restricciones.
El plan de generación resultante de la resolución de las restricciones técnicas
no respeta el balance producción igual a demanda en todas y cada una de las
horas, puesto que el operador del sistema sólo modifica el programa de las
unidades que resuelven el problema. Por tanto, es preciso que el operador del
mercado ajuste el programa del resto de las unidades para restablecer el
equilibrio generación/demanda. En este proceso de ajuste se utilizan de nuevo
las ofertas al mercado diario. Si es preciso reducir producción (el operador del
sistema ha incrementado la generación) se reduce en el grupo o grupos que
han presentado las ofertas más caras, que hayan sido asignadas en el
mercado diario; si es preciso incrementar producción (el operador del sistema
ha reducido la generación) se incrementa la generación de los grupos con
ofertas más baratas, que no hayan sido asignadas en el mercado diario.
3.2.3. Los Servicios Complementarios.
Los mercados o subastas de servicios complementarios tienen por objetivo
dotar al operador del sistema de los medios necesarios para garantizar el
equilibrio generación/demanda con la fiabilidad requerida. En estas subastas
sólo puede participar la generación, fijando el operador del sistema las
necesidades.
El primero de los servicios complementarios lo constituye la reserva de
regulación secundaria. Para cada hora del día siguiente el operador del sistema
establece las necesidades de reserva secundaria, esto es, la potencia (MW)
que de forma automática, y casi instantánea, ha de poderse incrementar o
reducir. El objetivo de esta reserva es hacer frente a los cambios bruscos de la
25
generación o la demanda respecto de los valores programados. No existe
obligación de ofertar a este mercado y no todas las unidades generadoras son
capaces de prestar este servicio. La asignación de las necesidades se hace
utilizando las ofertas presentadas por los grupos generadores,
retribuyéndoseles a todos el mismo precio, que corresponde al de la última
oferta aceptada. Aunque la asignación se hace a nivel de grupo, todas las
zonas de regulación (áreas geográficas coincidentes con las zonas de
influencia de las empresas eléctricas) deben mantener la misma relación entre
reserva a subir -incrementar producción- y reserva a bajar -disminuir
producción-.
El segundo de los servicios complementarios es la regulación terciaria, que es
una reserva – capacidad de aumentar o disminuir producción – de tiempo de
respuesta mayor que la regulación secundaria. Para poder prestar este
servicio, los grupos generadores han de poder modificar su nivel de producción
en como máximo quince minutos y han de poder mantener el nuevo nivel de
producción al menos durante dos horas. Todas las unidades generadoras
capaces de prestar este servicio están obligadas a presentar ofertas. De esta
forma, el operador del sistema conoce en todo instante la reserva de este tipo
disponible en el sistema. Cuando se produce una desviación de carácter
permanente entre generación y demanda, el operador del sistema hace uso de
esta reserva, dando instrucciones de modificar los niveles de producción a los
grupos con ofertas más económicas hasta satisfacer las necesidades,
percibiendo todas las unidades que han prestado el servicio, y solamente
éstas, el precio de la última oferta de regulación terciaria utilizada en la hora.
El último de los servicios complementarios o procesos de operación técnica lo
constituye la denominada gestión de desvíos. Este procedimiento se utiliza
cuando las desviaciones entre la demanda estimada y la generación
programada superan ciertos niveles, que disminuyen significativamente la
reserva de regulación terciaria disponible. Típicamente, el operador del sistema
precisará convocar una gestión de desvíos cuando entre dos sesiones del
mercado intradiario se produzca la avería o fallo de un gran grupo generador, o
la demanda que observa y prevé para las próximas horas es muy diferente de
26
la que los agentes han adquirido en el mercado. Las convocatorias de gestión
de desvíos abarcan más de una hora, pero nunca incluyen horas en las que es
posible negociar en sesiones posteriores del mercado intradiario. En las
convocatorias el operador del sistema indica las necesidades de energía para
cada hora incluida en la convocatoria y su signo, esto es, si se precisa más
energía – gestión de desvíos a subir – o si, por el contrario, se necesita
disminuir generación – gestión de desvíos a bajar-. No existe obligación de
ofertar a este proceso para las unidades generadoras y se espera que la
experiencia de los agentes en el funcionamiento del mercado y en la previsión
de la demanda reduzca considerablemente la necesidad de convocarlo.
Excepcionalmente el operador del sistema podrá tomar otras medidas, cuando
los servicios complementarios definidos no le permitan garantizar el suministro
con la fiabilidad adecuada. Por ejemplo, la aparición de restricciones en tiempo
real, debidas al fallo de una instalación de generación o de transporte, puede
requerir la intervención del operador del sistema solicitando un cambio en los
niveles de producción de los grupos generadores que pueden resolver el
problema. En estas ocasiones el operador del sistema no solicita ofertas sino
que aplica directamente criterios de seguridad.
3.3. LOS INGRESOS DE LA GENERACIÓN
Los ingresos de las empresas generadoras tienen dos orígenes claramente
diferentes. Una parte de los ingresos se deriva de su participación en el
mercado de producción, de sus ventas en cada mercado o proceso y del precio
al que hayan vendido. Dentro de estos ingresos provenientes del mercado se
incluye la retribución por garantía de potencia, que tiene un gran componente
regulatorio y depende más de la estructura de generación de cada empresa –
esto es, del tipo de tecnología de sus grupos generadores – que de su
participación en el mercado. La otra parte de los ingresos de los generadores
proviene de la retribución fija, que incluye los costes de transición a la
competencia y las primas al consumo de carbón autóctono y a la financiación
del stock de carbón a 31 de diciembre de 1997.
27
La normativa vigente en el año 1998 establecía que el período transitorio, en el
que las empresas percibirían costes de transición a la competencia, sería como
máximo de diez años – desde el 1 de enero de 1998 hasta el 31 de diciembre
del 2007. Asimismo, el importe máximo a recuperar por este concepto de
costes de transición a la competencia sería de 1.988.561 millones de pesetas,
en los que se incluyen 295.276 millones correspondientes a la asignación por
consumo de carbón autóctono.
Los 1.693.258 millones de pesetas máximos a recuperar por costes de
transición a la competencia (el importe total menos la asignación por consumo
de carbón autóctono) se repartirían de acuerdo con los porcentajes de la tabla
I.
TABLA I
PORCENTAJES DE REPARTO DE LOS COSTES DE TRANSICIÓN A LA
COMPETENCIA.
Porcentaje
ENDESA… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … ..… 31.03
Compañía Sevillana de Electricidad, S.A… … … … … … … … … … … … … … ...… 5,40
Fuerzas Eléctricas de Cataluña, S.A. … … … … … … … … … … … … … … … … … 10,00
E.N. Hidroeléctrica del Ribagorzana, S.A… … … … … … … … … … … … ...… … … 1,68
Electra de Viesgo, S.A… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … ...… … … 1,66
Hidroeléctrica de Cataluña, S.A… … … … … … … … … … … … … … … … … ...… … 0,77
Eléctricas Reunidas de Zaragoza, S.A… … … … … … … … … … … … .… … … … … 0,66
Grupo ENDESA… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … . 51,2
Iberdrola, S.A… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … ..… .… ... 27,10
Unión Eléctrica Fenosa, S.A… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … ..... 12,90
Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … 5,70
Elcogas, S.A… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … .... 3,10
Los importes pendientes de recuperación al final de cada año, para cada una
de las empresas generadoras, se obtendrían restando de la cantidad máxima
correspondiente, los costes de transición a la competencia efectivamente
percibidos y los ingresos obtenidos en el mercado que excediesen a los que la
28
empresa hubiese obtenido a un precio medio de venta de 6 PTA/kWh. Se
considera, por tanto, que un precio medio de venta superior a las 6 PTA/kWh
implica recuperación de costes de transición a la competencia, al suponer que
el precio competitivo del mercado no debería superar este valor. El límite de 6
PTA/kWh puede ser una buena aproximación al coste marginal de generación
a largo plazo del sistema peninsular, al estar en el entorno del coste medio,
para un número de horas de funcionamiento correspondientes a una operación
en base, de la tecnología que actualmente constituye la alternativa más
competitiva, que es el ciclo combinado de gas.
En 1998, la retribución fija a repartir entre las empresas generadoras se
determinó utilizando el método denominado de liquidación por diferencias. En
este procedimiento, la retribución fija total se calcula como la diferencia entre
los ingresos por venta a tarifa de las empresas distribuidoras y los costes de
suministro (costes del sistema de transporte y distribución, compras al régimen
especial, cuotas con destinos específicos y compras de las empresas
distribuidoras en el mercado mayorista). Una vez determinado el montante total
de la retribución fija, se procede a pagar, en primer lugar, la prima al carbón
autóctono, de acuerdo con los consumos realizados y con el stock existente a
31 de diciembre de 1997 en cada instalación1. El importe restante se distribuye
entre las empresas generadoras con los mismos porcentajes de reparto del
importe máximo de los costes de transición a la competencia correspondientes
a todo el período transitorio (véase tabla I).
Puesto que la retribución fija se obtiene restando de los ingresos a tarifa los
costes de suministro, que incluyen las compras en el mercado de las empresas
distribuidoras, la relación entre retribución fija percibida y precio del mercado
es directa: un precio mayor en el mercado de producción lleva a un coste
mayor para las compras de energía en el mercado de las empresas
1 En la retribución fija del año 1998 se incluyeron 65.777 millones de pesetas destinados acubrir desviaciones de tarifa pendientes de 1996 y 1997 con el anterior marco regulatorio, quese pagan antes que los incentivos al carbón nacional. El concepto de desviación de tarifadesaparece con el nuevo marco regulador y el año 1998 es el último en que se aplica. Losporcentajes de reparto entre las empresas de los desvíos pendientes son muy diferentes de loscorrespondientes a los costes de transición a la competencia, puesto que en ellos se incluyendesviaciones de la demanda y compensaciones pendientes a los sistemas extrapeninsulares.
29
distribuidoras y, por tanto, a una menor retribución fija para el conjunto de las
empresas eléctricas.
Los costes de transición a la competencia se obtienen, como se ha comentado,
restando de la retribución fija los incentivos al consumo de carbón autóctono
que, para cada central de las que utilizan este combustible, son función de su
stock a 31 de diciembre de 1997 y de su producción en el año con carbón
autóctono.
Puesto que los incentivos al carbón autóctono no dependen del precio del
mercado, aunque influyen en su funcionamiento al modificar la relación entre
los costes de los combustibles, se llega a la relación directa entre costes de
transición a la competencia y los precios de mercado: cuanto mayor sea el
precio del mercado, menores serán los ingresos de las empresas eléctricas en
concepto de costes de transición a la competencia. Para el conjunto de
empresas eléctricas, un mayor precio en el mercado no implica unos mayores
ingresos de la generación, puesto que casi en el mismo valor en que se
incrementen los ingresos de mercado, disminuirán los ingresos en concepto de
costes de transición a la competencia.
La conclusión de que los ingresos de la generación del conjunto de las
empresas eléctricas no se modifican al cambiar el precio del mercado es
correcta, mientras las compras de energía a precios no regulados sean mucho
menores que las compras de energía a precios regulados2. Esta fue la
situación en el año 1998 en que las compras en el mercado de
comercializadores y clientes cualificados no llegaron a alcanzar los 1.000 GWh,
cuando las compras netas en el mercado, sin incluir las del bombeo, fueron
aproximadamente de 154.000 GWh.
2 Si las compras a precios no regulados son significativas, los ingresos de la generación porsus ventas en el mercado a clientes cualificados y comercializadores varían, al variarsignificativamente el precio de mercado. Mientras que la retribución fija que reciben por estasventas permanece constante, puesto que el peaje satisfecho por los consumidores cualificadosno varía.
30
Sin embargo los ingresos de la generación de cada una de las empresas
eléctricas varían al variar los precios de mercado y, por tanto, modificarse la
distribución de ingresos entre mercado y costes de transición a la competencia.
Una empresa eléctrica con una cuota de venta en el mercado menor que su
porcentaje de participación en los costes de transición a la competencia
hubiera obtenido, en el año 1998, mayores ingresos si el precio del mercado
hubiera resultado bajo. A la inversa, una empresa eléctrica, cuya cuota de
participación en el mercado sea mayor que su porcentaje de participación en
los costes de transición a la competencia hubiera obtenido mayores ingresos si
el precio del mercado hubiera resultado alto.
En un escenario de producción hidráulica media, los porcentajes de
participación en los costes de transición a la competencia son diferentes a los
porcentajes de participación en la producción de energía eléctrica, que se
obtendrían en una simulación del mercado en la que las empresas eléctricas
ofertasen en el mercado los costes variables de producción de sus unidades.
Por tanto, en 1998, se puede esperar observar en el mercado fricciones entre
las dos empresas eléctricas de mayor tamaño. La empresa con cuota de
participación en los costes de transición a la competencia mayor que su cuota
de participación en el mercado, podría tratar de disminuir el precio de mercado,
cuando su cuota de participación en el mercado se aleja demasiado de su
porcentaje de participación en los costes de transición a la competencia.
Análogamente, la otra empresa, donde la relación entre participación en el
mercado y participación en los costes de transición a la competencia es la
contraria, podría tratar de mantener el precio del mercado en niveles próximos
al límite fijado de 6 PTA/kWh.
3.3.1. Los Ingresos Procedentes del Mercado.
Los ingresos de mercado de la generación provienen de su participación en los
mercados y procesos que integran el mercado organizado y de la retribución
por garantía de potencia, que puede considerarse independiente de su
31
participación en el mercado, aunque en pequeña medida resulta afectada por
las decisiones que los agentes toman en el mercado.
3.3.1.1. Los ingresos derivados de la participación en el Mercado organizado.
El mercado organizado de producción de energía consta de mercados o
procesos secuenciales a los que las empresas generadoras presentan ofertas
identificadas por grupo generador o unidad física de producción3. En cada hora
del día el compromiso de producción de cada unidad será la suma de las
energías que se le hayan asignado en cada mercado o proceso, comenzando
con el mercado diario en el que la unidad sólo puede vender energía. A partir
del mercado diario las unidades de producción pueden vender más energía o
comprar parte de la energía que vendieron previamente (por ejemplo,
regulación terciaria a bajar o a disminuir producción). Puesto que cada
mercado o proceso puede tener un precio horario diferente, los ingresos de
cada unidad generadora serán la suma de los derechos de cobro en todos los
mercados en que vende, menos la suma de las obligaciones de pago en todos
los mercados en que compra energía.
Esta forma de calcular los ingresos de los generadores, como saldos
acumulados de todos los mercados o procesos en los que han participado,
garantiza que los compromisos adquiridos sean firmes en términos
económicos, pero puede llevar a interpretar incorrectamente los precios de los
procesos en que las unidades generadoras disminuyen su producción. Por
ejemplo, un precio muy bajo asignado en una subasta de regulación terciaria a
bajar -esto es, disminuir producción- implica que los generadores están
percibiendo un precio muy alto, puesto que reciben por la energía que no
producen la diferencia entre el precio del último mercado donde se les asignó
producción (el diario, el intradiario o la gestión de desvíos) y el precio de la
citada subasta.
3 La única excepción la constituyen los grupos hidráulicos que pueden presentar ofertas para un
conjunto de instalaciones agrupadas en una unidad de gestión hidráulica.
32
Hay dos situaciones en las que la unidad no podrá cumplir con el programa
comprometido: ante la avería del grupo entre dos sesiones del mercado
intradiario, que le impide producir sin posibilidad de recomprar su producción, o
cuando por razones de seguridad, el operador del sistema le ordene producir
de forma distinta a la comprometida en los mercados. En el caso de fallo de la
unidad, el compromiso de entrega se convierte en el compromiso del pago de
los costes causados al sistema: el coste de las energías de los servicios
complementarios, con los que se ha sustituido su producción. Cuando el
compromiso no puede cumplirse por las instrucciones del operador del sistema,
la unidad no está obligada a pagar la energía de los servicios complementarios,
sino que los incrementos de producción generarán derechos de cobro y las
reducciones de producción obligaciones de pago a precios relacionados con el
último precio horario disponible para un servicio similar.
La secuencia de anotaciones con las que se determina el programa de
producción y los ingresos horarios de la generación coincide con la secuencia
de los mercados. Comienza con la obtención de los resultados del mercado
diario; continúa con la gestión de restricciones técnicas, en el caso de que ésta
modifique los programas asignados en el mercado diario; prosigue con la
asignación de la regulación secundaria; y, cuando no existan desequilibrios
entre generación y demanda, termina con los resultados del último mercado
intradiario, en que se negocie la hora. En el caso de que los desequilibrios
entre la generación y demanda hagan necesaria la utilización de la regulación
terciaria, o de la gestión de desvíos o la intervención excepcional del operador
del sistema, el programa horario se modificará de acuerdo con la energía que
se le haya asignado y los ingresos con el precio resultante en el procedimiento.
El programa horario de producción de cada unidad se obtendrá como:
PROGRAMA = ENERGÍA DEL MERCADO DIARIO + ENERGÍA DE
GESTIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICAS + ENERGÍA MERCADOS
INTRADIARIOS + ENERGÍA REGULACIÓN TERCIARIA + ENERGÍA
GESTIÓN DE DESVÍOS + ENERGÍA PROCEDIMIENTOS EXCEPCIONALES
33
donde se considera que los incrementos de producción (ventas) tienen signo
positivo y las reducciones de producción (compras) tienen signo negativo.
El programa de producción en la hora no se ve afectado por los compromisos
que la unidad haya adquirido en el mercado de regulación secundaria, puesto
que, como ya se ha comentado, en este mercado se negocia la disponibilidad,
o banda, a incrementar o reducir producción de forma automática. Esta
disponibilidad será retribuida con independencia del uso que posteriormente,
en tiempo real de operación, se haga de la energía de regulación secundaria,
que también será retribuida.
Los ingresos de la unidad en la hora se obtendrán como:
INGRESOS = ENERGÍA DEL MERCADO DIARIO x PRECIO DEL
MERCADO DIARIO + ENERGÍA DEL MERCADO INTRADIARIO x PRECIO
DEL MERCADO INTRADIARIO + CORRECCIÓN GESTIÓN DE
RESTRICCIONES TÉCNICAS + BANDA REGULACIÓN SECUNDARIA x
PRECIO DE LA REGULACIÓN SECUNDARIA + ENERGÍA REGULACIÓN
TERCIARIA x PRECIO DE LA REGULACIÓN TERCIARIA + ENERGÍA
GESTIÓN DE DESVÍOS x PRECIO DE GESTIÓN DE DESVÍOS + ENERGÍA
DE REGULACIÓN SECUNDARIA x PRECIO DE LA ENERGÍA DE
REGULACIÓN SECUNDARIA + CORRECCIÓN PROCEDIMIENTOS
EXCEPCIONALES
donde se considera que los incrementos de producción (ventas) tienen signo
positivo, es decir, producen ingresos; y las reducciones de producción tienen
signo negativo, es decir, conllevan pagos.
La corrección por resolución de las restricciones técnicas es diferente para los
incrementos y para las reducciones de producción. Cuando se incrementa la
generación de un grupo, ya sea para resolver la restricción o ya sea para
restablecer el equilibrio generación/demanda, la energía se valora al precio
ofertado por el grupo. Cuando se reduce la producción del grupo, la energía se
valora al precio del mercado diario. Al valorarse la disminución de producción
34
por restricciones al mismo precio que la energía vendida en el mercado diario,
el efecto conjunto es que los grupos, cuya producción queda limitada por las
restricciones técnicas, no perciben ingresos por la energía no producida. La
normativa existente, por tanto, no concede derechos económicos a la
producción casada en el mercado diario, hasta que ésta no ha sido validada en
el proceso de gestión de restricciones técnicas.
No obstante, como se discutirá más adelante al hablar del funcionamiento del
mercado diario, la ausencia de pagos a los grupos cuya producción resulta
limitada por restricciones técnicas (ausencia de lucro cesante) ha llevado a una
estrategia de ofertas al mercado diario, en las horas en que se podía prever
con certeza la existencia de restricciones, donde casi toda la energía era
ofertada a precios muy inferiores al coste marginal de producción y sólo una
parte muy pequeña de energía, en ocasiones menor que el valor previsto de la
energía limitada por restricciones, era ofertada a precios altos. De esta manera,
las empresas generadoras tratan de garantizar un precio suficientemente alto
en el mercado diario, que afecta a todas sus unidades, y tratan de evitar que
su producción sea eliminada por la existencia de restricciones.
En las correcciones por los procedimientos excepcionales que conlleven un
incremento de producción o de banda, el precio será el ofertado o, en el caso
de no existir oferta, el producto de 1,15 por el último precio negociado en la
hora para un servicio similar. En los casos en que el procedimiento excepcional
obligue a reducir producción, el precio será el ofertado o, cuando no exista
oferta, el producto de 0,85 por el último precio negociado en la hora para el
mismo tipo de servicio.
Las unidades generadoras están exentas en 1998 tanto del pago de las
pérdidas4, como de los sobrecostes de las restricciones. El coste de la banda
de regulación secundaria se repercute entre los agentes autorizados a comprar
4 La negociación de los mercados se realiza en barras de central, debiendo los demandantes incluir en sus ofertas
las pérdidas de transporte y distribución.
35
en el mercado diario y los grupos generadores no incluidos en una zona de
regulación5.
Los ingresos de los generadores, calculados como saldos económicos de todos
los mercados, no son definitivos hasta que no se conocen las medidas horarias
de las energías producidas por todos los generadores y de las energías
consumidas por todos los demandantes. Una vez conocidas las medidas, se
conocen también los desvíos: la diferencia entre el programa comprometido y
la energía medida6. El coste de las energías de los servicios complementarios
(regulación terciaria, energía de regulación secundaria, gestión de desvíos y
procedimientos excepcionales7) se reparte entre todas las unidades de
generación y demanda que se hayan desviado - esto es, incumplido sus
compromisos de producción o consumo - en proporción al valor absoluto de
sus desvíos.
3.3.1.2. Los ingresos por Garantía de Potencia
Los ingresos de los generadores en concepto de garantía de potencia
representaron en el año 1998 del orden del 22% de sus ingresos totales
procedentes del mercado, implicando unos pagos totales de la demanda de
aproximadamente 200.000 millones de pesetas, esto es, el producto de 1,3
PTA/kWh por toda la energía comprada en el mercado organizado.
La distribución de los pagos de la garantía de potencia entre los grupos
generadores se hace proporcionalmente a la potencia disponible que cada uno
de ellos garantiza al sistema de generación. Los criterios para calcular esta
potencia disponible son distintos para las tres tecnologías de generación
existentes en el sistema peninsular: térmica, hidráulica y bombeo puro o sin
aportaciones naturales.
5 En el año 1998, en una misma zona de regulación se incluían grupos que por sus características técnicas pueden
prestar el servicio de regulación secundaria junto con grupos que no cumplen con los requisitos de la regulaciónsecundaria. De esta forma, se está exceptuando del pago a ciertas unidades.
6 Para las unidades incluidas en una zona de regulación, el cálculo del desvío a través de la medida se sustituye porla comunicación del desvío por el operador del sistema, puesto que las unidades que proporcionan regulaciónsecundaria no tienen un programa horario cerrado en energía, su producción dependerá de los requisitos deutilización en tiempo real de la regulación secundaria.
7 Cuando el procedimiento excepcional se corresponde con restricciones en tiempo real o mayores necesidades debanda de regulación secundaria su coste se distribuye entre las compras en el mercado.
36
El sistema de reparto de los pagos por garantía de potencia no es manipulable
por los agentes generadores, puesto que los pagos totales no dependen de la
potencia disponible sino de la demanda existente. Un generador que, estando
disponible, se declarase indisponible no conseguiría incrementar los pagos
totales o el precio de la garantía de potencia y perdería todos los pagos que le
corresponderían por este concepto.
Tienen derecho a percibir ingresos en concepto de garantía de potencia los
generadores obligados a presentar ofertas al mercado diario: todos los grupos
generadores de las empresas eléctricas, cuya retribución se determinaba con
el Marco Legal Estable, independientemente de su tamaño, y los grupos
generadores de tamaño superior a 50 MW, que no se encuentren adscritos al
régimen especial de producción. No tienen derecho a percibir retribución por
garantía de potencia los grupos generadores con los que se ejecute un contrato
bilateral físico, ni los agentes externos que exportan energía al sistema
español.
La existencia de un pago explícito por garantía de potencia disminuye,
teóricamente, las barreras de entrada al mercado eléctrico, puesto que la
nueva generación tiene garantizada unos ingresos mínimos, que crecen según
disminuye la relación entre potencia instalada y demandada y que no dependen
de la hidraulicidad. Sin embargo, la incertidumbre sobre la pervivencia de estos
pagos y su cuantía después del año 2001 limita su eficacia. Asimismo, los
desequilibrios entre pagos por tecnologías de generación, que pueden existir
en el sistema actual, podrían alterar en el largo plazo el equilibrio entre las
empresas generadoras existentes y los nuevos entrantes.
La energía negociada por medio de contratos físicos está exenta del pago de
garantía de potencia, lo que en principio es un incentivo para el desarrollo de
esta forma de contratación. Pero el sistema de determinación de los pagos de
la demanda puede llevar a que la disminución de ingresos de la empresa
generadora en concepto de garantía de potencia, sea superior a los pagos por
este mismo concepto del consumidor.
37
El sistema de pagos de la demanda y cobros de la generación se ha
modificado para el año 1999, para evitar las incertidumbres que el
procedimiento vigente en 1998 planteaba a los consumidores cualificados y,
sobre todo, para reducir el precio de la generación para la demanda no sujeta a
tarifas.
A continuación se describe el procedimiento utilizado en 1998 y la relación
entre los contratos físicos y los pagos y cobros por garantía de potencia.
Sistema de pago de la demanda
Los pagos de garantía de potencia de la demanda se conocen a final de cada
mes, una vez que es conocida la demanda total del mercado organizado en el
mes. El monto global de estos pagos es igual al producto de 1,3 por la
demanda mensual en el mercado organizado y se imputa a cada consumidor
en proporción al valor monetario de la energía adquirida en las horas de
máxima demanda del mes.
38
TABLA II
HORAS DE MÁXIMA DEMANDA CON PAGO DE GARANTÍA DE POTENCIA
Mes Número de horas
Diciembre … … … … … … … … ..… ..… … … . 391
Enero… … … … … … … … … … … … … … … .. 448
Febrero… … … … … … … … … … … … … … ... 420
Marzo… … … … … … … … … … … … … … … .. 394
Abril… … … … … … … … … … … … … … … … . 329
Mayo… … … … … … … … … … … … … … … ... 333
Junio… … … … … … … … … … … … … .… … .. 361
Julio… … … … … … … … … … … … … … … … . 393
Agosto… … … … … … … … … … … … … … … . 294
Septiembre… … … … … … … … … … … … .. 365
Octubre… … … … … … … … … … … … … … . 355
Noviembre… … … … … … … … … … … … … 417
TOTAL… … … … … … … … … … … … … .… 4.500
El procedimiento utilizado para imputar la garantía de potencia implica que sólo
hay pagos durante las 4.500 horas anuales de máxima demanda, y que el
precio de la garantía de potencia de cada hora depende del precio horario del
mercado, de la demanda en la hora y de la demanda total en el mes.
Hasta que no ha finalizado el mes no se conoce toda la información necesaria
para calcular el precio horario de la garantía de potencia, siendo difícil prever
sus variaciones horarias. Únicamente es posible prever con exactitud las horas
en que el precio de la garantía de potencia será cero: todas las horas de valle -
o de demanda diaria mínima - de los días laborables y la mayoría de las horas
del fin de semana. Pero al inicio del mes es muy difícil estimar el precio de las
horas de punta y llano –horas con demanda máxima e intermedia en cada día-.
El sistema de imputación de la garantía de potencia a la demanda fue durante
1998 una de las barreras que impidieron la salida al mercado de los
consumidores. Por una parte, el excesivo precio medio de la garantía de
potencia elevaba el precio de mercado de la generación, en ocasiones por
39
encima del componente de generación en la tarifa correspondiente y, por otra
parte, la incertidumbre sobre los precios horarios hacía complicada la
negociación con los comercializadores o el acceso directo de los consumidores
al mercado mayorista.
Sistema de cobro de los generadores
Los cobros por garantía de potencia de la generación se determinan
mensualmente como el producto de 1,3 por la demanda mensual en el
mercado organizado. De esta manera, los ingresos anuales totales por garantía
de potencia son iguales al producto de 1,3 por la demanda anual del mercado
organizado.
Entre la generación con derecho a recibir ingresos por garantía de potencia se
incluye el contrato de importación de energía eléctrica de EDF por REE,
suscrito con anterioridad a la entrada en vigor de la “Ley del Sector Eléctrico”.
Los cobros del contrato se calculan como el producto de 1,3 por la energía
aportada por el contrato en el mes8. Una vez deducidos los ingresos
correspondientes al contrato de importación REE-EDF, el remanente se
distribuye entre todos los grupos generadores proporcionalmente a su potencia
disponible.
La potencia disponible de un grupo, que no sea de nueva instalación, con
menos de 100 horas de funcionamiento acumuladas en los últimos cinco años
se considera cero a efectos de la retribución por garantía de potencia. La
revisión de las horas de funcionamiento se hace trimestralmente. Esta
exigencia de horas mínimas de funcionamiento ha tenido una influencia, de
8 La normativa establece que REE no puede tener ni pérdidas ni beneficios por los contratos de
importación y exportación de energía que había suscrito con otros sistemas eléctricos antes de laentrada en vigor de la “Ley del Sector Eléctrico”. Instrumentalmente, REE vende la energía de loscontratos de importación al precio final del mercado organizado, que incluye garantía de potencia, ycompra la energía de los contratos de exportación también al precio final. Las pérdidas o beneficiosde REE con este procedimiento se repercuten a las empresas distribuidoras según el valor económicode sus compras en el mercado.
40
orden menor, en el funcionamiento del mercado especialmente en los primeros
meses del año 1998.
La potencia disponible, o potencia efectiva, o potencia para el cobro de
garantía de potencia, se calcula de forma diferente para las tres tecnologías de
producción del sistema español: térmica, hidráulica y bombeo.
La potencia disponible de cada grupo térmico es igual al producto de su
potencia instalada neta por su coeficiente de disponibilidad en las horas de
máxima demanda en el mes, esto es, en las horas en que la demanda paga
garantía de potencia.
La potencia disponible de cada central hidráulica es igual a la semisuma de su
potencia instalada neta y el cociente entre la energía media que ha producido
en el mes, en los últimos cinco años, y las horas del mes.
La potencia disponible de cada central de bombeo es igual a la semisuma de
su potencia instalada neta y el producto de 0,35 por su potencia instalada en
turbinación.
Los diferentes procedimientos de cálculo de la potencia disponible por tipo de
tecnología intentan recoger la influencia que sobre la garantía, o la seguridad,
del sistema en el largo plazo tiene la limitación de energía existente en las
centrales hidráulicas y de bombeo. Pero es discutible la forma en que se han
ponderado los factores de potencia y de limitación de energía.
Los principales problemas del sistema de retribución por garantía de potencia
son: el precio unitario repercutido a la demanda de 1,3 PTA/kWh es claramente
mayor que el obtenido en un modelo teórico con unas exigencias muy grandes
sobre la fiabilidad del suministro; pueden existir desequilibrios en el reparto de
la retribución entre las tecnologías de producción; y existe incertidumbre sobre
su permanencia en el medio y largo plazo.
41
Las ventajas del sistema de reparto de la garantía de potencia entre los
generadores son: no es manipulable por las empresas generadoras, ya que
una empresa aunque tenga muchos grupos generadores pierde ingresos
siempre que declare un grupo indisponible; da incentivos correctos a la
programación de las tareas de mantenimiento de corta duración, puesto que
prácticamente en todas las horas del fin de semana el precio de la garantía de
potencia para la demanda es cero; da incentivos, en general, correctos a la
gestión hidráulica de tipo anual (aunque no tiene en cuenta las condiciones
reales del año en curso), dado que los cobros serán mayores en los meses en
que la demanda sea mayor; y no incentiva la entrada de nueva generación
hasta que ésta es necesaria, ya que en situaciones de exceso de generación
los ingresos de cada generador serían insuficientes, suponiendo que el precio
unitario repercutido a la demanda estuviese correctamente calculado (lo que no
es el caso, como se indicó anteriormente).
Entre los defectos del sistema de garantía de potencia, además de los ya
mencionados de desequilibrios entre tecnologías de generación y precio
unitario excesivo, merece la pena señalar que puede dar incentivos incorrectos
a la programación del mantenimiento de ciclo anual de los grupos térmicos. En
un sistema con una gran componente hidráulica, como es el caso peninsular,
se debería incentivar que el mantenimiento de los grupos térmicos se
programase en los meses en que la diferencia entre demanda y producción
hidráulica fuese menor, en lugar de incentivar que éste se programe en los
meses de demanda más baja.
Los contratos físicos y los pagos y cobros por garantía de potencia
La energía negociada por un contrato físico entre un generador y un
consumidor cualificado no forma parte de la demanda del mercado organizado,
por tanto, el consumidor está exento de los pagos en concepto de garantía de
potencia y la unidad generadora con que se ejecuta el contrato tampoco
percibe ingresos en concepto de garantía de potencia.
42
La exclusión de los contratos físicos del sistema de pagos y cobros de la
garantía de potencia pudiera, en principio, considerarse un incentivo para la
firma de este tipo de contratos. Siempre que un consumidor pague por garantía
de potencia al mercado más de lo que una unidad generadora, con un
funcionamiento similar a la demanda del consumidor, recibe por garantía de
potencia, el consumidor y la unidad generadora están interesados en el
contrato físico, dado que ambos pueden salir beneficiados. Pueden negociar un
precio, que es inferior al que el consumidor paga en el mercado organizado y
superior al que la unidad generadora recibe del mercado organizado.
Sin embargo, las conclusiones pueden ser distintas, cuando el análisis se hace
agregando todos los grupos o unidades generadoras de una misma empresa.
Para decidirse por la firma de un contrato bilateral la empresa tiene que tener
en cuenta la pérdida de ingresos de la unidad asociada al contrato, pero tiene
que tener también en cuenta la disminución de ingresos del resto de sus
unidades.
En efecto, y puesto que los pagos totales por garantía de potencia son iguales
a 1,3 por toda la demanda del mercado organizado, la firma de un contrato
físico conlleva la disminución de estos pagos totales, al diminuir la demanda del
mercado organizado y, por tanto, afecta a los ingresos del resto de unidades
del generador que no están asociadas al contrato. La disminución de ingresos
en el resto de las unidades de la empresa es aproximadamente igual al
producto de 1,3 por la energía del contrato físico y por la participación de la
empresa generadora en la potencia disponible o efectiva para garantía de
potencia. Por otra parte, la ejecución del contrato implica una disminución de la
potencia entre la que se reparte la garantía de potencia, con lo que se
incrementan los ingresos en el resto de las unidades de la empresa
generadora.
Si el precio medio de la garantía de potencia por kWh demandado del
consumidor es superior a 1,3 pesetas, la empresa generadora está interesada
en el contrato físico, puesto que su disminución de ingresos por garantía de
potencia, suma de pérdida de ingresos en la unidad asociada al contrato y de la
43
disminución de ingresos en el resto de las unidades, es siempre inferior a los
pagos que realiza el consumidor. En este caso, la firma del contrato físico
equivale a no tener que repartirse los pagos del consumidor con el resto de
empresas generadoras.
Si el precio medio por kWh demandado es inferior a 1,3 pesetas, el interés de
la empresa en el contrato dependerá de su cuota de participación en la
garantía de potencia.
Así una empresa, que tuviese una participación del 50 % en los ingresos de
garantía de potencia, pierde por cada kWh ejecutado en un contrato físico 0,65
pesetas – el 50 % de 1,3 pesetas - en las unidades no asociadas al contrato.
En 1998 los ingresos medios anuales en concepto de garantía de potencia por
kilowatio instalado de un grupo térmico fueron aproximadamente de 5.400
pesetas, la ejecución de un contrato físico de un kWh representa una pérdida
de ingresos de 0,62 pesetas – las 5.400 pesetas dividas entre las 8760 horas
del año - pero los ingresos que la unidad percibía se reparten entre todas las
unidades, con lo que la empresa recupera 0,31 pesetas. En total los ingresos
por garantía de potencia de la empresa disminuyen en 0,96 pesetas por cada
kWh de contrato físico.
Si la participación de la empresa en los ingresos de garantía de potencia fuese
del 5 % los tres valores - disminución de ingresos en el resto de las unidades,
pérdida de ingresos en la unidad asociada al contrato y recuperación de parte
de esta pérdida en el resto de las unidades - se convertirían en 0,065, 0,62 y
0,031, significando en total una disminución de ingresos de 0,716 pesetas por
cada kWh ejecutado.
Para que las empresas generadoras estén interesadas en firmar un contrato
físico con un consumidor, el precio medio de la garantía de potencia para el
consumidor debe ser elevado, siendo el precio mínimo del orden de 0,62
PTA/kWh para una empresa que sólo tuviese un grupo térmico. Así, durante
1998 no se firmó ningún contrato físico que implicase a un consumidor
nacional.
44
3.3.2. La Retribución Fija.
El valor previsto para la retribución fija en la tarifa de 1998 fue de 206.878
millones de pesetas, en el que se incluían 65.577 millones de pesetas
destinados a los desvíos pendientes de tarifa de 1996 y 1997 con el anterior
marco regulatorio del sector eléctrico. Este concepto de desvío pendiente de
recuperación desaparece con la puesta en marcha del mercado y no se incluirá
en la retribución fija en el resto de los años del período transitorio.
Descontando el importe de los desvíos pendientes, la retribución fija a las
empresas generadoras prevista en la tarifa de 1998 se eleva a 141.301
millones de pesetas, de los cuales 96.638 millones de pesetas corresponderían
a costes de transición a la competencia y 44.663 millones de pesetas a los
incentivos al carbón autóctono.
La retribución fija percibida por las empresas en el año 1998, de acuerdo con la
última liquidación practicada por la CNSE el 6 de abril de 1999, ascendió a
226.443 millones de pesetas. El incremento de retribución fija sobre las
previsiones de la tarifa ha sido, por tanto, de 19.555 millones de pesetas, que
corresponden en su totalidad a costes de transición a la competencia e
incentivos al consumo de carbón autóctono, puesto que los desvíos pendientes
de 1996 y 1997 tienen un carácter fijo y el valor percibido ha coincidido
exactamente con el previsto en la tarifa del 98. En la tabla II se recoge la
comparación entre las previsiones de la tarifa del 98 y los resultados de la
última liquidación de la CNSE.
45
TABLA III
RETRIBUCIÓN FIJA EN 1998. PREVISIONES Y VALORES REALES
Millones de pesetas
LIQUIDACIÓN
CNSE (6/4/99)
PREVISIÓN
TARIFA 1998
DIFERENCIA
INGRESOS 1.981.942 1.937.480 44.462
CUOTAS 122.731 120.249 2.482
TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN 548.213 548.213 0
RÉGIMEN ESPECIAL 199.351 186.068 17.696
COMPRAS EN MERCADO 885.214 880.485 4.729
RETRIBUCIÓN FIJA 226.433 206.878 19.555
Desvíos 1996 y 1997 65.577 65.577 0
Stock a 31/12/1997 4.091 4.091 0
Prima al consumo de carbón 50.930 40.572 10.358
Costes de transición a la competencia 105.835 96.638 9.197
En 1998 los ingresos de las empresas eléctricas por sus suministros a precios
regulados –tarifas integrales, peajes de acceso a las redes de transporte y
distribución, acometidas, enganches y verificaciones- fueron 44.462 millones de
pesetas superiores a los ingresos previstos en la tarifa. Este incremento de
ingresos se debe fundamentalmente a que la demanda real fue mayor que la
prevista en casi un 2,8%.
En el método de liquidación por diferencias, la retribución fija es igual a la
diferencia entre los ingresos a precios regulados y los costes de suministro.
Estos costes de suministro son: los costes del transporte y la distribución, las
cuotas con destinos específicos, las adquisiciones al régimen especial de
producción y las adquisiciones de energía de las distribuidoras en el mercado
de producción. Todos los costes, salvo el de las compras en el mercado, tienen
un carácter regulado, es decir, las normas establecen su valor - costes de
transporte y distribución - o su procedimiento de cálculos a través de precios
unitarios – adquisiciones al régimen especial - o de porcentajes - cuotas con
destinos específicos-.
46
El incremento total de los costes de suministro ha sido de 24.907 millones de
pesetas, que se reparten entre 17.696 millones de pesetas de adquisiciones al
régimen especial, 2.482 millones de cuotas con destinos específicos y 4.729 de
adquisiciones de la energía en el mercado de producción.
La diferencia entre el incremento de ingresos, 44.462 millones de pesetas, y el
incremento de los costes de suministro, 24.907 millones de pesetas, lleva al
incremento de retribución fija: 19.555 millones de pesetas.
Las adquisiciones de energía de las empresas distribuidoras en el mercado son
el único componente de los costes de suministro que no tiene un carácter
regulado y que, por tanto, depende del funcionamiento del mercado de
producción. El coste de estas adquisiciones ha sido 4.729 millones de pesetas
superior al previsto, pero en este incremento influyen dos factores opuestos: la
energía adquirida ha sido mayor que la prevista, lo que contribuye a aumentar
el coste; y el precio medio de compra ha sido algo menor que el previsto, lo que
contribuye a disminuir el coste.
TABLA IV
COSTE DE LAS ADQUISIONES EN EL MERCADO
LIQUIDACIONES CNSE (6/04/99) PREVISIONES TARIFA 1998
GWh PTA/kWh Millones PTA GWh PTA/kWh Millones PTA
Compras 150.511 5,8814 885.214 147.502 5,9695 880.485
Las empresas distribuidoras han adquirido en el mercado 3.009 GWh más de
los previstos a un precio que es aproximadamente 9 céntimos inferior al
previsto.
El precio medio previsto para las compras de las empresas distribuidoras en el
mercado, en la tarifa de 1998, no era exactamente igual a 6 PTA/kWh, al
dividirse las compras en el mercado en dos partes: las procedentes de los
contratos de largo plazo firmados por REE antes de la Ley del Sector Eléctrico
y las procedentes del resto de la generación. El precio de la energía de los
47
contratos de REE se obtuvo suponiendo un saldo neto de importación y
repartiendo el saldo neto de pagos (importaciones) y cobros (exportaciones)
entre el saldo neto de importación. Para el resto de la generación en el
mercado se supuso un precio medio de 6 PTA/kWh.
El saldo neto de importación de los contratos de REE ha resultado inferior al
previsto y, por tanto, su precio medio ha sido mayor que el previsto, al dividirse
los mismos costes fijos entre un volumen menor de energía. El precio medio
del resto de las compras de las distribuidoras ha sido de 5,9 pesetas /kWh, esto
es, 10 céntimos por debajo de las 6 PTA/kWh. Estas compras proceden en su
práctica totalidad de energía generada por las empresas eléctricas
tradicionales. En 1998 la única generación, además de los contratos de REE,
que participó en el mercado, no perteneciente a las empresas eléctricas
españolas tradicionales fue Electrabel (empresa eléctrica belga). Esta empresa
vendió 85 GWh cuando las ventas netas en el mercado de producción se
elevaron a 154.976 GWh.
3.3.2.1. Los desvíos pendientes de tarifas de 1996 y 1997.
La retribución fija de 1998 incluía 65.577 millones de pesetas destinados a
cubrir los desvíos pendientes de recuperación de los años 1996 y 1997 con el
anterior marco regulatorio. Este concepto de desvío se reparte entre las
empresas eléctricas con criterios muy diferentes a los de los costes de
transición a la competencia, puesto que en él se incluyen desde los mayores
costes estándar de los sistemas extrapeninsulares (lo que hace que la
participación del grupo ENDESA sea muy alta) hasta los mayores costes de la
generación en los años 1996 y 1997.
El año 1998 será el último en que se aplique el concepto de desvío de tarifa.
Este elemento de la retribución fija no tiene ninguna influencia sobre el
funcionamiento del mercado.
48
TABLA V
LIQUIDACIÓN DE LOS DESVÍOS DE TARIFAS DE 1996 Y 1997
Millones de pesetas
Grupo Endesa 46.321
Iberdrola 12.795
Unión Fenosa 5.004
Hidrocantábrico 1.457
TOTAL 65.577
3.3.2.2. Los incentivos al Carbón autóctono.
Los incentivos al consumo de carbón autóctono fueron en 1998 de 55.021
millones de pesetas, de los cuales 4.091 millones correspondieron a la
compensación por el stock existente en las centrales a 31 de diciembre de
1997 y el resto a las primas por el consumo de carbón autóctono.
La compensación por el stock de carbón autóctono a 31 de diciembre de 1997
a recuperar por las empresas eléctricas en todo el período transitorio (1 de
enero de 1998 a 31 de diciembre del 2001) es de 40.911 millones de pesetas.
Este valor se reparte entre todas las centrales de generación, que utilizan como
combustible algún tipo de carbón autóctono, en proporción al valor monetario
de su stock de combustible a 31 de diciembre de 1997. Los porcentajes de
reparto de la asignación anual están establecidos normativamente y no
dependen ni del funcionamiento del mercado ni de la producción de las
centrales.
Las primas al consumo de carbón autóctono se establecen para cada una de
las centrales y dependen de su producción a partir de carbón autóctono. La
única excepción la constituye la central de Elcogás, que percibe la prima por
energía producida con independencia de su consumo de carbón autóctono. Las
primas al consumo de carbón autóctono se modificaron a finales de 1998 (Real
Decreto 2820/1998, de 23 de diciembre de 1998, por el que se establecen
49
tarifas de acceso a las redes) con efectos sobre los consumos realizados
durante todo el año 1998.
Las primas al carbón autóctono tienen una influencia importante sobre el
funcionamiento de las centrales térmicas, y por tanto del mercado mayorista,
puesto que alteran el orden económico de despacho, convirtiendo el carbón
autóctono en un combustible más barato que las otras alternativas (consumo
de carbón importado en aquellas centrales donde técnicamente sea posible, y
utilización de las centrales de fuel-oil). Teóricamente, las primas de cada una
de las centrales se han establecido con el objetivo de igualar el precio del
carbón autóctono con el del carbón importado transportado hasta la central. De
esta forma las centrales de carbón autóctono deben competir entre ellas por
rendimiento energético.
TABLA VI
RETRIBUCIÓN FIJA POR CONSUMO DE CARBÓN AUTÓCTONO
Financiación stock
a 31/12/1997
(Millones de PTA)
Prima al consumo de carbón
autóctono (Millones de PTA)
Grupo Endesa 2.489 23.880
Iberdrola 446 3.024
Unión Fenosa 978 12.667
Hidrocantábrico 178 1.857
Elcogas 9.492
TOTAL 4.091 50.930
3.3.2.3. Los Costes de Transición a la Competencia.
La parte de la retribución fija destinada al pago de los costes de transición a la
competencia fue en 1998 de 105.385 millones de pesetas y se distribuyó entre
las empresas eléctricas con los porcentajes fijados normativamente (veáse
Tabla I).
50
En la siguiente tabla se recogen los valores percibidos por los grupos
empresariales eléctricos, de acuerdo con la última liquidación practicada por la
CNSE.
TABLA VII
COSTES DE TRANSICIÓN A LA COMPETENCIA
Millones de PTA
Grupo Endesa 54.188
Iberdrola 28.681
Unión Fenosa 13.653
Hidrocantábrico 6.033
Elcogas 3.281
TOTAL 105. 835
Por aplicación del límite del precio medio de venta por empresa de 6 PTA/kWh,
de los importes pendientes de recuperación a 31 de diciembre de 1998, de
cada una de las empresas, han de deducirse las cantidades que figuran en la
siguiente tabla.
TABLA VIII
REDUCCIÓN DE LOS IMPORTES PENDIENTES POR APLICACIÓN DEL
PRECIO LÍMITE DE 6 PTA/KWHh
Millones de PTA
Grupo Endesa 11.224
Iberdrola 7.846
Unión Fenosa
Hidrocantábrico
Elcogas
TOTAL 19.069
El precio medio de venta de cada una de las empresas eléctricas se calcula
dividiendo el total de sus ingresos procedentes del mercado, incluida la
retribución por garantía de potencia, entre su producción total. Los pagos por
garantía de potencia incrementan sensiblemente el precio medio de las
empresas propietarias de instalaciones de generación con pocas horas de
funcionamiento al año (centrales hidráulicas y centrales de fuel-oil). En el caso
51
de Iberdrola la repercusión en el precio medio de los ingresos por garantía de
potencia es de 1,537 PTA/kWh. En el caso del grupo Endesa, las empresas
CSE, ERZ, Enher, EV y HECSA tienen un precio medio superior a las 6
PTA/KWh, variando la repercusión de la garantía de potencia entre las 1,294
PTA/KWh de ERZ y las 2,778 PTA/KWh de EV. Sin incluir los ingresos por
garantía de potencia el precio medio de venta de todas estas empresas del
grupo Endesa ha sido superior a las 4,7 PTA/KWh.
3.3.3. La relación entre los Costes de Transición a la Competencia y el
Mercado.
El procedimiento de liquidación por diferencias utilizado en 1998 para
determinar el importe de la retribución fija a distribuir entre las empresas
generadoras implica que los ingresos del conjunto de las empresas
generadoras serán independientes del precio que resulte en el mercado de
producción, puesto que los ingresos totales de la generación (los ingresos por
venta de energía a tarifa menos los costes del sistema) serán prácticamente los
mismos y sólo se alterará el reparto entre ingresos por mercado e ingresos por
retribución fija. Las condiciones para que los ingresos globales de la
generación sean prácticamente independientes del precio son: las compras de
energía a precios no regulados deben ser mucho menores que las compras de
energía a tarifa y las ventas de otros generadores en el mercado (generación
independiente y agentes externos) deben ser muy reducidas. Estas
condiciones son las que se dieron en el año 1998, donde las compras a precio
libre representaron el 1,13 % de la negociación total del mercado y las ventas
de otros agentes fueron del 2,83 %, correspondiendo de éstas últimas el 98 %
a las ventas del contrato de importación de EDF.
Aunque los ingresos de la generación del conjunto de las empresas no se
modifican prácticamente al modificarse el precio del mercado, los ingresos de
cada una de las empresas varían al variar el precio del mercado, puesto que la
participación en el mercado no es coincidente con la participación en la
retribución fija y más concretamente con la participación en los costes de
52
transición a la competencia, que como ya se ha comentado, son el único
componente de la retribución fija cuyo valor varía al variar el precio del
mercado.
Un grupo empresarial con cuota de mercado inferior a su porcentaje de
participación en los costes de transición a la competencia hubiese obtenido
mayores ingresos en el caso de que el precio del mercado hubiese resultado
menor, puesto que, en la hipótesis de que su cuota de mercado no varíe
substancialmente al variar el precio, la disminución de ingresos de mercado,
por disminución del precio, sería inferior al incremento de ingresos por costes
de transición a la competencia. A la inversa, un grupo empresarial con cuota de
mercado superior a su participación en los costes de transición a la
competencia hubiese obtenido mayores ingresos en el caso de que el precio
del mercado hubiese resultado mayor.
Las cuotas de participación en el mercado en el año 1998 de los cuatro grupos
empresariales no han resultado muy distintas de los porcentajes de reparto de
los costes de transición a la competencia, al tiempo que el precio medio final
del mercado ha estado muy próximo al límite fijado de 6 PTA/kWh. Las cuotas
de mercado finales en 1998 son también similares a las que se obtendrían en
una explotación basada en costes variables, dada la estructura de generación
de cada una de las empresas y los porcentajes implícitos de reparto de los
ingresos por garantía de potencia.
53
Gráfico 1
Cuotas de mercado y precio mensual y total anual
Sin embargo, durante los seis primeros meses de 1998 las cuotas de mercado
de los dos grupos empresariales de mayor tamaño estuvieron muy alejadas de
sus cuotas de participación en los costes de transición a la competencia, dadas
las condiciones de hidraulicidad existentes. En estos meses el precio del
mercado estuvo claramente por debajo del límite de las 6 PTA/kWh, que llegó
al mínimo en el mes de junio, y el funcionamiento del mercado tuvo como
hecho destacado las guerras de precio en el mercado diario, que durante días
consecutivos tuvo un precio medio en el entorno de las 3 PTA/kWh. También
podía observarse una utilización muy distinta de las centrales térmicas
convencionales en los dos grupos empresariales de mayor tamaño.
El comienzo del verano y la consiguiente disminución de la energía hidráulica
permitió a una de las empresas incrementar su cuota de mercado, aunque ésta
se mantuvo siempre por debajo de su participación en los costes de transición
a la competencia, y el precio del mercado se situó por encima de las seis
0
1
2
3
4
5
6
7
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 120
10
20
30
40
50
60
PRECIO PRECIO ac
G.ENDESA IBERDROLA
UNIÓN FENOSA HIDROCANTÁBRICO
ELCOGAS G.ENDESA ac
IBERDROLA ac UNIÓN FENOSA ac
HIDROCANTÁBRICO ac ELCOGAS ac
54
pesetas en los meses de julio y agosto. Durante septiembre y octubre las
cuotas de mercado mensuales empezaron a alejarse de la senda de
convergencia a las de participación en los costes de transición a la
competencia, el precio medio mensual volvió a ser inferior a las 6 PTA/kWh y
se repitieron las guerras de precios en el mercado diario.
Los dos últimos meses del año 1998 se caracterizaron por la disminución de la
energía hidráulica disponible -comenzaba un año seco que se prolongará
durante 1999- haciendo necesario el funcionamiento de todo el equipo
disponible de carbón y de parte del equipo de fuel-oil. La cuota de mercado de
la empresa con mayor participación en los costes de transición a la
competencia fue similar a la de los meses de verano y el precio medio mensual
se situó por encima de las 6 PTA/kWh.
Este funcionamiento del mercado es el que cabría esperar, dada la estructura
de la generación de los cuatro grupos empresariales, su capacidad de
influencia en el precio del mercado, los incentivos implícitos en el método de
liquidación por diferencias de los costes de transición a la competencia y los
objetivos a medio y largo plazo de las empresas generadoras. El precio final
disminuirá siempre que las cuotas de mercado se alejen demasiado de las
participaciones en los costes de transición a la competencia, lo que permite que
una de las empresas incremente su producción - recupere cuota de mercado -
o que la repercusión en las cuotas anuales de mercado de esos períodos sea
pequeña.
Un análisis de los incentivos del método de liquidación por diferencias de los
costes de transición a la competencia, que sólo tuviese en cuenta los ingresos
percibidos en un año, concluiría que el precio del mercado en 1998 fue
demasiado alto, puesto que el precio medio fue mayor que el coste medio
marginal de corto plazo más la garantía de potencia y el grupo empresarial, con
mayor participación en los costes de transición a la competencia, tuvo una
cuota de mercado casi cuatro puntos menor que su cuota de costes de
transición a la competencia. Este grupo empresarial podría haber incrementado
sus ingresos totales si el precio del mercado hubiese sido igual al coste
55
marginal de corto plazo. Sin embargo, este análisis es demasiado miope, al
sólo tener en cuenta los ingresos de un año, olvidando las repercusiones a
medio y largo plazo del incremento de los costes de transición a la competencia
recuperados en un año. Si una de las empresas hubiese forzado una
disminución del precio muy por debajo de las seis pesetas y, por tanto, los
costes de transición a la competencia hubiesen sido significativamente
mayores que los previstos en la tarifa, el regulador podría fijar una rebaja
substancial de tarifas para el siguiente año, dado que los costes de transición a
la competencia se habrían recuperado más rápido de lo previsto. Por otra
parte, la posición negociadora de las empresas eléctricas a partir del año 2001,
último con disminución de tarifas pactadas en el protocolo, debe suponerse
peor cuanto menores sean los costes de transición a la competencia
pendientes de recuperar.
Por último, merece la pena insistir en que los incentivos del método de
liquidación por diferencias – los ingresos del conjunto de la generación son
independientes del precio del mercado y los ingresos de cada empresa
dependen tanto de su cuota de mercado como de su cuota de costes de
transición a la competencia, lo que condiciona a que el precio sea próximo al
límite de seis pesetas y a que las cuotas de mercado no sean muy distintas a
las de participación en los costes de transición a la competencia – sólo tienen
influencia real cuando las compras en el mercado de consumidores a precios
libres, directas o a través de comercializadores, representen un porcentaje muy
pequeño de las compras totales y la cuota de venta de agentes distintos de las
empresas eléctricas españolas sea también muy pequeña.
Si las compras de energía a precios libres representasen un porcentaje
significativo de las compras totales de energía, los ingresos del conjunto de los
generadores pasarían a depender del precio del mercado: cuando este precio
disminuyese, también disminuirían los ingresos totales de la generación, puesto
que los comercializadores y los clientes cualificados pagarían las mismas
tarifas de acceso – en las que puede estar incluida su participación en dichos
costes - y un menor precio por la energía. Por este motivo, una empresa, con
cuota de mercado inferior a su cuota de participación en los costes de
56
transición a la competencia, puede obtener mayores ingresos con un precio del
mercado más bajo, solamente cuando el incremento de los costes de transición
a la competencia liquidados a los distribuidores compense a la disminución de
los pagos a mercado de las compras libres.
3.4. RESUMEN DEL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE
PRODUCCIÓN
El mercado de producción de energía eléctrica comenzó a funcionar el 1 de
enero de 1998 con completa normalidad, con unas reglas provisionales de
funcionamiento que fueron revisadas en dos ocasiones (abril y julio).
El 1 de abril se puso en marcha el mercado intradiario con dos convocatorias
diarias. Sucesivamente se amplió el número de sesiones hasta llegar a las
cinco con las que finalizó el año 1998.
Las primeras compras de una empresa comercializadora se hicieron el 1 de
abril y las de un cliente cualificado el 23 de julio. En septiembre se iniciaron los
intercambios internacionales correspondientes a ventas a sistemas externos
(Portugal y Marruecos) canalizadas a través de empresas comercializadoras.
Hasta el mes de septiembre el comercio internacional se había limitado a los
intercambios de apoyo y a los contratos de largo plazo suscritos por Red
Eléctrica de España antes de la entrada en vigor de la Ley del Sector eléctrico.
El 2 de diciembre compró por primera vez en el mercado una empresa
comercializadora no perteneciente a un grupo empresarial eléctrico tradicional.
El 7 de diciembre vendió, también por primera vez, energía un agente externo.
Durante 1998 se celebró un único contrato bilateral físico, entre una empresa
generadora y un sistema externo, Francia, que fue llevado a la práctica, o
ejecutado, en muy pocas ocasiones. Podría considerarse que este contrato
físico remplazó al contrato de apoyo en punta suscrito entre REE y EDF, de
acuerdo con el cual EDF debe avisar al inicio del otoño de su intención de
57
demandar energía y pagar un coste fijo, aunque posteriormente no llegue a
demandar ninguna energía.
El 28 de julio de 1998 se privatizó la Compañía Operadora del Mercado
Español de Electricidad (OMEL).
Hasta el mes de julio de 1998, las ofertas presentadas al mercado diario eran
conocidas por todos los agentes, una vez transcurridas veinticuatro horas
desde el cierre del mercado. A partir de ese mes, el plazo de confidencialidad
para los agentes se amplió a treinta días, pero continuaron siendo
confidenciales para el público en general.
El año 1998 finalizó sin que ninguna de las liquidaciones del mercado de
producción fuese definitiva. El carácter provisional de las liquidaciones se debió
a que fueron realizadas sin disponer de medidas de las energías horarias
demandadas y producidas. El problema de fondo es la falta de los equipos
adecuados de medida, contadores y registradores horarios, que no fueron
instalados, al retrasarse la aprobación de la reglamentación de detalle - las
instrucciones técnicas complementarias-. Al no disponerse de medidas
horarias, es preciso realizar estimaciones partiendo de valores agregados, que
en algunos casos pueden llegar a ser mensuales. El proceso de estimación de
la energía horaria se ha alargado mucho más de lo razonable, en el interés
legitimo de los agentes de disminuir sus pagos al mercado y de presentar unas
estimaciones técnicamente aceptables, en las que los niveles de pérdidas
fuesen los habituales del sistema.
La falta de medidas horarias puede continuar en el futuro inmediato, dado que
la normativa incluye un período transitorio de hasta 36 meses para la
instalación de los equipos a partir de la entrada en vigor del reglamento de
puntos de medida en diciembre de 1997 y prevé la utilización de
procedimientos de estimación.
La carencia de medidas podría llevar a que las liquidaciones del mercado
siguiesen teniendo un carácter provisional - hasta que no se conozcan las
58
energías horarias de todos los agentes no es posible determinar el sobrecoste
horario de los desvíos - lo que acabaría convirtiéndose en una barrera de
entrada para los agentes independientes. Para solucionar este problema, en la
revisión de las reglas del mercado de principios de 1999, se incorporó la
posibilidad de que los agentes, que dispongan de los equipos exigidos en la
normativa, puedan solicitar una liquidación definitiva en la que el sobrecoste de
los desvíos es el 10 % del precio horario del mercado diario. Aunque este
cambio normativo puede ayudar a resolver el problema, puede también causar
ineficiencias en el mercado – no es económicamente racional resolver un
desvío conocido en el mercado intradiario, si el sobrecoste implícito en el precio
de este mercado con respecto al precio del mercado diario es superior al 10 %
- por lo que debería fijarse un plazo temporal máximo para el proceso de
estimación de las energías horarias.
La difusión de la información del mercado se incrementó a lo largo de 1998. La
prensa económica publicó, a partir de febrero, los precios y la energía
negociada en el mercado diario. Las revisiones de las reglas de funcionamiento
del mercado y de los procedimientos de operación, con rangos de
Resoluciones, fueron publicadas en el Boletín Oficial del Estado y pueden
consultarse en las páginas de internet de REE y OMEL. En estas mismas
páginas puede consultarse información del mercado y de la operación del
sistema eléctrico. Así mismo, el MINER en colaboración con REE publica
mensualmente un boletín eléctrico en el que se proporcionan entre otras
informaciones los datos más relevantes del mercado.
En los apartados siguientes se recogen y comentan los valores más
significativos sobre estructura de oferta y demanda, precios y negociación en el
mercado de producción.
3.4.1. Estructura de Oferta y Demanda
La liberalización del sector eléctrico y la puesta en marcha del mercado de
producción se han llevado a cabo en España sin alterar la estructura
empresarial previa, en la que coexisten empresas de capital privado y público,
59
aunque durante 1999 se han privatizado las empresas con capital público
(parcialmente REE y totalmente el Grupo ENDESA). Como resultado de los
intercambios de activos, fusiones y adquisiciones de las décadas 80 y 90, al
inicio del año 1998 hay cuatro grupos empresariales – Iberdrola, Grupo
Endesa, Unión Eléctrica Fenosa e Hidrocantábarico – que realizan actividades
de producción y distribución, cada uno de los cuales crea su propia
comercializadora de energía eléctrica.
El tamaño de los cuatro grupos empresariales es dispar. Iberdrola y el grupo
Endesa producen y distribuyen aproximadamente el 80 % de la energía
eléctrica demandada en el sistema peninsular, siendo la producción de Endesa
superior a su demanda de distribución.
TABLA IX
ENERGÍA GENERADA Y DISTRIBUIDA EN ESPAÑA POR EMPRESA 1998
Generación %(a)
Distribución %(b)
ENDESA 48,9 41,6
IBERDROLA 32,2 39,2
UNIÓN ELÉCTRICA FENOSA 13,0 14,8
HIDROCANTÁBRICO 5,4 4,4
ELCOGÁS 0,5
(a) Producción bruta total b.c. en instalaciones peninsulares.
(b) Energía facturada total a tarifa enero-diciembre en la península.
Fuente: REE; CNE.
El 31 de diciembre de 1998 la capacidad instalada de producción del sistema
peninsular era de 49,1 GW, de los cuales 5,6 GW correspondían al régimen
especial de producción (cogeneración y energías renovables) y por tanto no
forman parte de la oferta en el mercado. La estructura de generación
peninsular está muy diversificada, disponiéndose de equipo nuclear, térmico
convencional - distribuido a su vez en centrales de carbón autóctono, de carbón
60
importado, de fueloil y de fueloil/gas natural – y equipo hidráulico tanto
convencional como de bombeo. La demanda máxima horaria de potencia en
1998 fue de 29.484 MW. Se puede considerar que en 1998 en el sistema
español existía todavía cierto sobrequipamiento en generación, no siendo
necesaria la incorporación de nuevas centrales para garantizar la cobertura.
Sin embargo el sobrequipamiento no es tan grande como la comparación
simple entre máxima demanda y equipo instalado sugiere, puesto que una
parte importante del equipo es de tipo hidráulico, cuya capacidad para producir
está limitada por la disponibilidad de agua. En un año hidráulico medio o
húmedo el equipo de fueloil y fueloil/gas funciona sólo durante muy pocas
horas y fundamentalmente por las restricciones técnicas del sistema. En un año
seco o muy seco este equipo incrementará su producción sustituyendo a la
energía hidráulica.
En el año 1998 se pueden distinguir dos períodos de hidraulicidad muy distinta,
aunque el conjunto del año se puede considerar medio. Hasta el inicio del
verano la producción fue la correspondiente a un año muy húmedo, en el que
además de ser muy lluvioso se partía de unos niveles de agua embalsada muy
altos. En el mes septiembre se produce el cambio a año seco, o incluso muy
seco y la producción con el equipo de fueloil se incrementa notablemente,
sobre todo en el mes de diciembre.
La estructura de generación de los grupos empresariales no es homogénea. En
Iberdrola el equipo de carbón tiene menor peso que en los otros tres grupos,
siendo su generación fundamentalmente de base (nuclear) y de punta
(hidráulica). En Unión-Fenosa e Hidrocantábrico es donde el peso de la
generación con carbón autóctono es mayor, aunque el Grupo Endesa es el
propietario de mayor potencia instalada en este tipo de generación.
61
TABLA X
EQUIPO INSTALADO Y PRODUCCIÓN POR EMPRESA 1998
Equipo instalado MW Producción GWh.
Hidrául. Carbón Fuel-Gas Nuclear Total Hidraul. Carbón Fuel Gas Nuclear Total
Endesa 6134 6684 3869 3185 19872 11218 38545 2551 25353 77668
Iberdrola 8175 1441 3258 3533 16407 17933 4049 1741 27354 51076
U. E.Fenosa 1733 1972 784 765 5254 4039 10812 472 5312 20634
Hidrocantábrico 410 1127 0 149 1686 801 6784 0 982 8567
Elcogás 320 320 756 756
16452 11224 8231 7632 43539 33991 60190 5519 59001 158701
Fuente: Datos REE; análisis CNE.
La oferta internacional está muy limitada por la debilidad de las interconexiones
con el sistema europeo a través de Francia, donde una vez descontada la
capacidad reservada por motivos de seguridad, quedan disponibles para
intercambios comerciales tan sólo entre 700 ó 900 MW, dependiendo de las
condiciones de explotación en los sistemas español y francés. De esta
capacidad quedan ocupados casi permanentemente 550 MW por el contrato de
importación REE-EDF cuyo coste variable es muy competitivo. Las
interconexiones con Portugal son robustas, aunque la capacidad de
intercambio varía mucho dependiendo de las condiciones de explotación. La
participación de la generación portuguesa en el mercado español no tiene por
tanto una limitación física importante, aunque su peso es reducido al ser un
sistema de mucho menor tamaño. Por último, el sistema eléctrico peninsular
está también conectado con Marruecos, pero su menor desarrollo económico y
eléctrico hace que sea, en el corto plazo, un importador neto de energía
eléctrica, no incrementando la oferta disponible. Aunque existe conexión con
Andorra, su participación en el mercado español es muy poco significativa,
dado el reducido tamaño de este país.
Durante 1998 las únicas variaciones del equipo generador, que participa en el
mercado, son los incrementos de potencia de algunas instalaciones nucleares
que han totalizado 51,6 MW y el cierre de una central hidráulica de 80,4 MW. El
incremento de equipo instalado en el régimen especial, cogeneración y
62
energías renovables, ha sido de unos 1.200 MW en 1998. En este mismo año
se ha anunciado la construcción de más de 10.000 MW de nuevo equipo de
generación, en centrales de ciclo combinado a gas natural. Casi todas ellas
constan de dos grupos de tamaño comprendido entre 400 y 500 MW cada uno.
No todos los proyectos tienen el mismo grado de credibilidad, ni se encuentran
en el mismo grado de desarrollo, no siendo previsible que ninguno de ellos
entre en servicio antes del año 2001. En la mayoría de estos proyectos tienen
una fuerte participación, total o parcial, los cuatro grupos empresariales
eléctricos españoles.
En el año 1998, han participado como compradores en el mercado organizado
las empresas distribuidoras de los cuatro grupos empresariales eléctricos, las
cuatro comercializadoras creadas por estos mismos cuatro grupos
empresariales, una nueva empresa comercializadora ligada a una multinacional
energética y dos clientes cualificados pertenecientes a un mismo grupo
empresarial. Las compras a precios libres (comercializadores y clientes
cualificados) representaron un porcentaje mínimo de las compras totales, a
pesar de incluir a partir del mes de julio las compras destinadas a
exportaciones a otros sistemas.
Como se comenta en detalle en el capítulo 4 de este informe, la explicación a
esta falta de compras libres se encuentra, tanto en las exigencias para obtener
la condición de cliente cualificado en 1998 - consumo anual igual o mayor que
15 GWh por punto de suministro o ser una compañía de transporte por
ferrocarril -como en los precios fijados para las tarifas de acceso y para la
garantía de potencia, que hacían que para gran parte de los clientes
cualificados fuese preferible la opción de permanecer en la tarifa.
La normativa de detalle sobre el tratamiento de los intercambios internacionales
en el mercado se publicó en julio de 1998, lo que motivó la ausencia de
comercio internacional hasta esa fecha. Durante 1998, ningún agente externo
acudió a comprar directamente al mercado organizado, sino que canalizaron
sus operaciones a través de comercializadores y del único contrato físico
existente.
63
El número de empresas comercializadoras inscritas provisionalmente en el
registro es muy elevado, aunque el año pasado sólo llegaron a operar cinco de
ellas, y la única no integrada en un grupo eléctrico tradicional lo hizo
exclusivamente unos pocos días del mes de diciembre. La mayoría de las
empresas inscritas como comercializadores son pequeños distribuidores que
en la actualidad adquieren energía a tarifa D.
3.4.2. Resultados
En el año 1998 se negociaron en el mercado organizado de producción casi
172.000 GWh por un valor próximo a 962.500 millones de pesetas. En estos
valores se incluye la energía negociada en los procesos de operación técnica
que, como ya se ha comentado, en ocasiones es una reducción de la energía
demandada o recompra por parte de los generadores. Las compras netas de
energía, incluyendo las adquisiciones de las instalaciones de bombeo, fueron
aproximadamente de 157.400 GWh con unos pagos totales cercanos a
914.500 millones de pesetas, lo que representa un precio medio final de
alrededor de 5,8 PTA/kWh.
TABLA XI
PRECIO FINAL
Mes EnergíaGWh.
Precio MedioPonderadoPTA/
Kwh.Enero 13.612 5,982Febrero 12.256 5,458Marzo 13.457 5,670Abril 12.068 5,860Mayo 11.879 5,292Junio 12.547 5,268Julio 14.087 6,026Agosto 12.814 6,495Septiembre 13.316 5,645Octubre 13.012 5,612Noviembre 13.433 6,258Diciembre 14.927 6,019TOTAL 157.406 5,810
Fuente: Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad.
64
El precio medio mensual fue mínimo en el mes de junio, mes en que se registró
también el precio medio mínimo en el mercado diario como consecuencia de
las guerras de precios, tal vez motivadas por una producción hidráulica superior
a la habitual en esas fechas.
El máximo de los precios medios mensuales se presentó en agosto, mes en el
que fueron máximos, también, el sobrecoste de la gestión de restricciones
técnicas y el coste del servicio complementario de banda de regulación
secundaria y se registró el segundo precio más caro del mercado diario. El mes
de agosto ha sido hasta hace poco el mes de demanda más baja, en el que se
programaba el mantenimiento de grupos generadores baratos, por lo que
continúa incluido en la temporada baja de tarifas. Sin embargo, en los últimos
años, agosto tiene una demanda comparable a la de mayo o junio. Además en
la zona sur se registran en verano las máximas demandas del año, lo que hace
que por restricciones técnicas sea preciso programar más energía que en otras
épocas del año. La menor producción hidráulica de los meses de verano, frente
a niveles de demanda similares a los de primavera, puede justificar
parcialmente el mayor precio del mercado diario y del coste del servicio de
banda de regulación secundaria. Pero agosto era el último mes en que se
utilizó el procedimiento inicial para seleccionar las ofertas de banda de
regulación secundaria (véase el apartado 3.5.2) lo que pudo significar un
incremento del coste del servicio superior al justificable por la reducción de la
energía hidráulica disponible.
65
TABLA XII
COMPONENTES DEL PRECIO FINAL
Mes MercadoDiario
PTA/kWh.
RestriccionTécnicas
PTA/ kWh
Banda deRegulaciónPTA/kWh
MercadoIntradiarioPTA/kWh
OperaciónTécnica
PTA/kWh
Garantía dePotenciaPTA/kWh
PrecioHorario
FinalPTA/kWh
Enero 4,527 0,015 0,145 0,028 1,267 5,982
Febrero 4,025 0,000 0,128 0,023 1,281 5,458
Marzo 4,280 0,009 0,054 0,043 1,284 5,670
Abril 4,392 0,000 0,176 -0,003 0,024 1,271 5,860
Mayo 3,779 0,011 0,216 -0,008 0,020 1,274 5,292
Junio 3,774 0,071 0,115 -0,013 0,038 1,282 5,268
Julio 4,411 0,103 0,234 -0,010 0,011 1,276 6,026
Agosto 4,633 0,111 0,458 -0,005 0,032 1,265 6,495
Septiembre 4,104 0,102 0,071 -0,007 0,094 1,281 5,645
Octubre 4,206 0,015 0,043 -0,018 0,084 1,283 5,612
Noviembre 4,812 0,010 0,104 -0,029 0,086 1,276 6,258
Diciembre 4,196 0,032 0,309 -0,005 0,231 1,256 6,019
Total 4,266 0,041 0,167 -0,007 0,069 1,274 5,810
Fuente: Compañía Operadora del Merado Español de Electriciad.
Para el conjunto de las compras netas en el mercado organizado los pagos en
el mercado diario representaron el 73 % de los pagos totales, la garantía de
potencia el 22 % y la gestión de restricciones técnicas y procesos de operación
del sistema algo menos del 5%.
El servicio complementario de banda de regulación secundaria es el de mayor
repercusión en el precio final con casi 17 céntimos/kWh como promedio en el
año, habiendo tenido en agosto y diciembre una repercusión aproximada de 46
y 31 céntimos/kWh respectivamente. La repercusión del resto de los servicios
complementarios no llega a 7 céntimos/kWh, destacando su valor en diciembre
en que superó los 20 céntimos/kWh. En este mes se produjeron las máximas
demandas del año y la producción hidráulica fue de año seco o muy seco,
haciendo precisa la utilización del equipo instalado de mayores costes de
combustible para la prestación de estos servicios. No obstante, como ocurrió
66
con el servicio de banda de secundaria, el procedimiento utilizado para la
gestión de desvíos era muy complejo y opaco, por lo que estaba prevista su
modificación para los primeros meses de 1999.
TABLA XIII
MERCADO INTRADIARIO
Mes EnergíaGWh.
Precio MedioPonderadoPTA/Kwh.
Abril 191 3,043Mayo 182 2,867Junio 258 2,591Julio 292 2,956Agosto 261 3,225Septiembre 477 3,397Octubre 543 3,174Noviembre 808 4,015Diciembre 865 4,181TOTAL 3.876 3,529
Fuente: Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad.
La negociación en el mercado intradiario supuso una disminución de menos de
1 céntimo/kWh en el precio final. Este resultado es debido fundamentalmente a
que el precio de este mercado es, en media, inferior al del mercado diario. Este
resultado, que en un primer análisis resulta sorprendente, puede ser adecuado
a la lógica del mercado, considerando que las unidades generadoras han
tomado sus decisiones de funcionamiento, continuar arrancadas o arrancar,
según el precio del mercado diario. Pequeños cambios en los niveles de
producción deberían tener un coste pequeño y, por tanto, un precio bajo.
Solamente grandes cambios en la demanda o en la generación, por ejemplo la
avería de un gran grupo generador, que impliquen la necesidad de nueva
generación deberían corresponderse con precios mayores en el mercado
intradiario, como ha ocurrido en la mayoría de las ocasiones.
En el mercado organizado se ha negociado casi el 90% de la energía total
demandada en la península, correspondiendo el 10 % restante a la producción
67
del régimen especial. La distribución de la producción por tecnologías es la
correspondiente a un año hidráulico medio, en que el equipo nuclear ha tenido
una disponibilidad alta, no habiendo significado la liberalización de la
producción un cambio en los patrones de utilización del equipo generador,
salvo la mayor producción alcanzada con las centrales diseñadas para
consumir carbón de importación. Merece la pena destacar la participación del
equipo de fueloil y fueloil/gas en la cobertura de la demanda de los últimos
cuatro meses del año. Hasta entonces, estas instalaciones habían funcionado
fundamentalmente para obtener las horas requeridas en la normativa de
garantía de potencia o por restricciones técnicas.
TABLA XIV
ENERGÍA POR TECNOLOGÍAS-PRODUCCIÓN REAL
Tecnología Participación%
Nuclear 32,2
Carbón 32,9
Hidraúlica 18,6
Fuel-oil /Gas 3,2
Importaciones 2,5
Régimen Especial 10,6
Fuente: Red Eléctrica de España
3.4.3. Análisis
El balance del primer año de funcionamiento del mercado de producción es
positivo en sus aspectos más técnicos: todos los procesos y secuencias
previstos en el diseño se han puesto en marcha; las empresas productoras han
tomado sus decisiones de producción o de inversión (por ejemplo, la instalación
del equipamiento necesario para poder prestar el servicio de regulación
secundaria) de acuerdo con las señales de precio que les envía el mercado,
tras años de explotación unificada; y la cobertura de la demanda por
68
tecnologías de producción ha sido la habitual en el sistema y ha seguido en
términos generales el orden económico de los costes de combustible.
El mercado organizado ha cumplido el objetivo de liberalizar la generación
eléctrica, fijando un precio, que es la mayor parte de la retribución de la
generación, y dejando las decisiones de producción a los generadores. Sin
embargo, las compras liberalizadas en el mercado de producción han sido muy
reducidas o insignificantes, correspondiendo casi un 99 % de las compras
totales a las adquisiciones de los distribuidores para los suministros obligados a
tarifa. Como se discute en el capítulo cuatro de este documento, la falta de
acceso de los consumidores al mercado, directamente o a través de
comercializadores, se debe a las condiciones tan restrictivas exigidas en la
normativa para tener la condición de cualificado, que junto a los precios
elevados de los peajes y de la garantía de potencia hacían que para gran parte
de los consumidores cualificados en 1998 la opción más económica fuese
permanecer en tarifa.
La reforma de las tarifas de acceso y de los pagos por garantía de potencia y la
disminución de los consumos requeridos para ser consumidor cualificado, a
realizar en 1999, deben contribuir a que el mercado organizado cumpla su
objetivo de fijar un precio de referencia tanto para los generadores como para
los consumidores.
El precio medio final del mercado organizado ha estado algo por debajo de las
6 PTA/kWh fijado como referencia para el cálculo de los costes de transición a
la competencia. Pero este precio de 6 PTA/kWh está más próximo al coste
marginal de largo plazo del sistema que al coste marginal de corto plazo. En
situaciones de mucha competencia puede observarse en los mercados un
precio más próximo a la referencia del coste marginal a corto plazo.
La repercusión en el precio final de la gestión de restricciones técnicas y de la
banda de regulación secundaria ha sido mucho mayor que la prevista en el
expediente de tarifas de 1998, que estimaba que el conjunto de servicios
complementarios significaría 15 céntimos/kWh. Esta discrepancia puede
69
deberse a una mala estimación del coste de estos servicios antes de la
liberalización o puede deberse a que la concentración que existe para prestar
estos servicios es mayor que la que existe en el conjunto del mercado de
producción. Así, se observa un importante incremento de demanda en la zona
sur en los meses de verano, que justifica en parte la necesidad de programar
más energía por restricciones técnicas, dado el tipo de equipo instalado en la
zona. Pero toda la generación en esa zona pertenece al mismo grupo
empresarial, por tanto, no puede considerarse que existe un mercado para
resolver las restricciones técnicas. Por otro lado, un cambio significativo
introducido por la puesta en marcha del mercado ha sido la instalación del
equipamiento técnico necesario para prestar el servicio de regulación
secundaria en grupos que nunca habían regulado de esta manera. Es posible
que el incremento de competencia abarate el servicio para el próximo año,
aunque en 1998 este efecto no tuvo lugar, siendo el mes de diciembre el
segundo mes de mayor coste de banda de regulación secundaria.
La diferencia entre el precio horario máximo y mínimo en un día ha estado
entre 1 y 3 PTA/kWh, pero en los períodos de guerra de precios la diferencia se
reducía. El precio del mercado diario para las horas de valle ha sido mayor que
el que se podría esperar antes de la puesta en marcha del mercado. Así,
durante la época de primavera en que la energía hidráulica fluyente era muy
elevada, el precio en el valle estuvo por encima del coste del contrato de
importación REE-EDF, sin que se interrumpiesen por tanto las importaciones.
El precio de estas horas se ha situado por encima de las 3 PTA/kWh muy
frecuentemente.
Las cuotas anuales de participación de los grupos empresariales en el mercado
han resultado similares a las cuotas de participación en los costes de transición
a la competencia, aunque mes a mes y sobre todo en los seis primeros meses
estuvieron muy alejadas, debido a las grandes aportaciones hidráulicas. Los
incentivos implícitos en el sistema de liquidación por diferencias de los costes
de transición a la competencia han hecho efecto, de forma que en estos meses
se observaron caídas de los precios del mercado diario por debajo de los
costes variables en las luchas por ganar cuota de mercado. Durante y al
70
finalizar estos episodios, han podido producirse ineficiencias en el despacho de
la generación, al estar en funcionamiento centrales que utilizan un combustible
de precio superior al de otras centrales que estaban sin producir.
Merece la pena destacar del funcionamiento del mercado en el año 1998 que
éste ha finalizado sin que ninguna de las liquidaciones efectuadas por el
operador del mercado tenga un carácter definitivo. Como ya se ha comentado,
el problema radica en la falta de los equipos adecuados para la medida horaria
de la energía producida y demandada, que obligan a estimar los valores
horarios a partir de otros más agregados. Esta falta de firmeza de las
liquidaciones puede llegar a convertirse en una barrera de entrada al mercado
para agentes independientes, por lo que deberían arbitrarse soluciones, que
incentiven la instalación de los equipos por una parte, y por otra, reduzcan los
plazos para aceptar la estimación de las medidas horarias como medidas
definitivas.
3.5. EL FUNCIONAMIENTO DE LOS MERCADOS DIARIO E
INTRADIARIO
3.5.1. El Mercado Diario
En el mercado diario, los productores y demandantes de energía eléctrica
efectúan compras y ventas de energía para las 24 horas del día siguiente. Las
transacciones realizadas en este mercado suponen alrededor del 99% del
saldo neto de toda la energía negociada en el mercado mayorista en 1998. En
el mismo se establece el equivalente al 73 % del precio del mercado mayorista
teniendo en cuenta los pagos por garantía de potencia (92% del precio de no
tener en cuenta estos últimos). Se trata, por lo tanto, del entorno clave para la
negociación de energía y para la fijación de los precios. Constituye además el
primer paso en la secuencia de mercados y procesos que configura el mercado
de producción de energía eléctrica.
En el mercado diario participan como vendedores los generadores y los
agentes externos (importaciones del mercado español) y como compradores
71
los distribuidores, los comercializadores, los clientes cualificados y los agentes
externos (exportaciones del mercado español) y las centrales de bombeo. Este
mercado es gestionado por la Compañía Operadora del Mercado Español de
Electricidad, S.A.
Unidades a través de las que se canaliza la participación en el mercado
Las ventas de los generadores en el mercado diario no se formulan
conjuntamente para todas sus instalaciones de producción, sino que deben
realizarse individualizadas por grupo generador, salvo en las instalaciones
hidráulicas. Las ventas de la generación hidráulica convencional se canalizan a
través de las denominadas “unidades de gestión hidráulica”, esto es,
agregaciones de centrales ubicadas en una misma cuenca, cuya explotación es
interdependiente. Las ventas de las instalaciones de bombeo se formulan
agregadas a nivel central.
Las ventas de un agente externo se canalizan por medio de una única unidad
ficticia localizada en la frontera, sin que sea preciso identificar las instalaciones
en que se genera la energía.
Cada una de las instalaciones (unidad física, agregación de unidades físicas y
unidad ficticia para la importación) constituye una unidad de oferta de venta.
Al contrario de lo que sucede con las ventas de los generadores, los
compradores pueden formular sus compras conjuntamente para todas sus
instalaciones. Así, un cliente cualificado, que cumpliese en varios puntos de
suministro los requisitos exigidos, podría comprar conjuntamente la energía
para todos esos puntos. Aunque no podría agregar sus compras con las de otro
consumidor cualificado.
En el caso de las instalaciones de bombeo, las compras deben efectuarse
agregadas por central.
72
A semejanza de las ventas, se denomina unidad de oferta de compra a la
unidad a través de la que se canalizan las compras en el mercado.
Todas las instalaciones de generación que, según el marco regulatorio anterior
percibieran retribución de acuerdo con el Marco Legal Estable y que, por lo
tanto, reciben desde la entrada en vigor del nuevo marco regulatorio importes
en concepto de Costes de Transición a la Competencia, están obligadas a
remitir ofertas de venta de energía al mercado diario excepto:
• La parte que afecta a contratos bilaterales físicos: se refieren a acuerdos
celebrados entre los generadores y los clientes cualificados o los agentes
externos, por los que se pacta un suministro físico determinado de energía
a un precio fijado según los términos libremente acordados por las partes.
• La parte indisponible: la unidad, por avería u otros factores puede tener
limitada su capacidad de funcionamiento en su totalidad o sólo en parte. La
parte que no funciona se denomina indisponible.
Por la parte de las compras, sólo están obligados a participar los distribuidores,
que deben acudir con la mejor previsión de demanda por sus suministros a
tarifa, una vez descontadas las adquisiciones al régimen especial.
Contenido de las ofertas
En el mercado diario se establece, a través de un procedimiento matemático
que tiene en cuenta las ofertas que han remitido al operador del mercado los
compradores y los vendedores, el precio y el plan de funcionamiento de los
grupos generadores y de las unidades de consumo. Para ello, los agentes
deben remitir ambos tipos de ofertas, de compra y de venta, antes de las 10
horas de cada día. Las ofertas están referidas a cada unidad de oferta por
separado con vistas a su posible funcionamiento en las 24 horas del día
siguiente empezando por la hora 1.
En los primeros seis meses de funcionamiento del mercado, las ofertas eran
conocidas por todos los agentes, una vez transcurridas 24 horas desde la
73
casación. A partir de julio de 1998, el período de confidencialidad de las ofertas
se amplió a 30 días. No obstante, las ofertas continúan siendo confidenciales
para quienes no sean agentes del mercado.
Ofertas de venta
Los generadores y, en su caso los agentes externos, pueden enviar por unidad
de oferta y en cada hora hasta 25 ofertas incrementales ordenadas de menor
(0 PTA/kWh, como mínimo) a mayor precio. Se entiende por oferta la
combinación, de energía (en el caso de generadores, a vender) que se expresa
en MWh con un decimal, (la unidad mínima de compra es, por tanto, 100 kWh)
y del precio al que se desea vender, que se expresa en pesetas por kWh. Si los
productores no incluyen en sus ofertas nada más que la información antes
citada, es decir, precios y cantidades, se dice que la oferta es simple.
La oferta simple no permite garantizar las condiciones de funcionamiento
adecuadas a los grupos térmicos: una unidad puede, en una hora, ser llamada
a producir o puede quedarse fuera del despacho, independientemente de lo
que haya podido ocurrir con la misma unidad en las horas inmediatamente
anteriores o posteriores. De esta forma un grupo térmico puede verse abocado
a participar en un programa que le resulta técnicamente infactible. Para paliar
estos inconvenientes, los agentes pueden introducir, caso de que lo estimen
conveniente (y sin que esto represente ventaja o prioridad en la casación),
determinadas condiciones que puedan reflejar las limitaciones en la explotación
de una unidad de oferta térmica. La introducción de dichas condiciones
convierte a las ofertas simples en complejas y cualquier unidad de oferta de
venta puede utilizarlas. Las condiciones que pueden incorporar las ofertas
complejas son las siguientes:
• Condición de indivisibilidad: indica que un grupo no puede funcionar por
debajo de un nivel de potencia. Sirve para reflejar el mínimo técnico de los
grupos generadores, de forma que una oferta con esta condición debe ser
aceptada en su integridad o rechazada. A final de año se puede considerar
que esta condición ha dejado de existir.
74
• Condición de ingresos mínimos: los costes de combustible de los grupos
térmicos convencionales son, en casi todo su rango de producción,
decrecientes con la energía generada. Así, el coste medio de combustible
es menor cuanto mayor es el nivel de producción del grupo. Si las ofertas
de venta de un grupo térmico reflejasen estrictamente su coste de
combustible, constarían de tantos tramos de energía y precio como niveles
de coste, o funcionamiento, tuviese ese grupo. El primer tramo,
correspondiente al nivel mínimo de producción que puede mantener -su
mínimo técnico- sería el de precio mayor; el resto de los tramos, hasta llegar
a su producción máxima, tendrían precios menores y decrecientes. Pero
esta forma de ofertar es incompatible con el procedimiento de asignación de
energía a las ofertas de venta que, como se describirá en detalle más
adelante, les asigna energía ordenándolas en orden creciente de precios.
Así, si el grupo presentase la oferta anterior, que refleja estrictamente su
coste de combustible, se encontraría con que, en las horas en que la
demanda es menor y el precio es bajo, sólo le asignan la energía
correspondiente a sus últimos tramos. Por tanto debe formular sus ofertas
de otra manera, enfrentándose a los siguientes problemas:
− Ofertar para que se le asigne, en todas las horas, una energía
compatible con sus características técnicas, lo que llevaría a presentar
un precio muy bajo para la energía de su mínimo técnico.
− Ofertar para que se le asigne en las horas en que el precio es superior a
su coste marginal de combustible, la máxima energía que puede
producir.
− Ofertar para obtener unos ingresos que le permitan recuperar todos sus
costes de combustible. Esto es, que el precio medio al que vende su
energía sea mayor que su coste medio de combustible.
Para facilitar la oferta de las unidades térmicas, se permite incorporar en las
ofertas una condición de ingresos mínimos, que consta de un término fijo y de
75
uno variable dependiente de la energía despachada. Caso de que los ingresos
que la unidad podría percibir, dados los precios del mercado en el horizonte
completo de las 24 horas, no alcanzara el umbral establecido por los términos
de la condición de ingresos mínimos, a la unidad no se le asignaría energía en
ninguna hora.
• Condición de parada programada: se introduce para asegurar una parada
suave en caso de que una unidad (previamente arrancada) sea excluida del
despacho por activación de la condición de ingresos mínimos. Permite
desacoplar el grupo gradualmente hasta, como máximo, la hora tercera.
• Condición de variación de capacidad de producción o gradiente de carga:
sirve para indicar la capacidad máxima de variación de potencia del grupo,
en MW/minuto, hacia el alza o hacia la baja, a partir de una situación de
acoplamiento o estando desacoplado. Con ella, los generadores evitan ser
obligados a incrementar su producción, de una hora respecto a la anterior,
por encima de sus posibilidades técnicas.
Ofertas de adquisición
Los distribuidores, comercializadores, unidades de bombeo, clientes
cualificados y, en su caso, agentes externos, pueden enviar hasta 25 ofertas
por unidad de oferta, es decir, hasta 25 combinaciones de precio y cantidad,
para cada una de las 24 horas del día siguiente. Las ofertas para cada hora
tendrán carácter incremental y estarán ordenadas de mayor a menor precio (0
PTA/kWh, como mínimo). El mayor precio se corresponde con el valor
instrumental de las ofertas de demanda insensibles a precio, que se establece
en 30 PTA/kWh y que supone el mayor precio posible en el mercado diario.
Procedimiento de casación. Fijación de los precios marginales
El procedimiento de casación en el mercado diario, esto es, la determinación
de los precios horarios y de las producciones y demandas horarias asignadas a
las unidades, comienza con la obtención de las curvas agregadas de venta y
76
compra en cada hora. Para ello se ordenan las ofertas, en cada una de las
veinticuatro horas:
• Las ofertas de adquisición se ordenan de mayor a menor precio (curva de
demanda decreciente)
• Las ofertas de venta de energía se ordenan de menor a mayor precio (curva
de oferta creciente)
El cruce de las curvas de oferta (ventas) y demanda (compras) en cada hora
define el precio y las producciones y demandas aceptadas. El precio es igual al
precio de la última oferta de venta aceptada. Cuando el cruce de ambas curvas
se produce en un tramo horizontal de alguna de ellas (diversos vendedores o
compradores ofertan energía a, exactamente el mismo precio), se produce un
reparto de la energía correspondiente a dicho tramo horizontal entre las ofertas
compradoras o vendedoras comprendidas en el mismo.
Si ninguna de las ofertas de venta remitidas contuviese condiciones complejas,
el proceso de casación quedaría concluido. Sin embargo, cuando se presentan
condiciones complejas el procedimiento de casación es más laborioso. Se
ofrece aquí una síntesis simplificada del procedimiento.
1. Se construye una solución técnicamente viable para todos los vendedores
teniendo en cuenta sus respectivas condiciones de gradiente de carga. Para
ello, se asigna al despacho de cada unidad la energía ofertada a precios
inferiores o iguales al precio en cada hora, teniendo en cuenta el despacho en
la hora anterior y la capacidad de la unidad para subir o bajar carga y su
situación de acoplamiento o parada.
2. A partir de la solución viable definida según el punto anterior en la que se
determinan los precios y las producciones y consumos por hora y unidad, se
comprueba si todas las unidades incorporadas en el despacho cumplen la
condición de ingresos mínimos.
77
• Si todas las unidades la cumplen, se ha alcanzado la solución del problema.
• Si existe una unidad que no la cumple, se la excluye del despacho y se
reproduce el paso 1.
• Cuando son varias las unidades que incumplen la condición, se excluye del
despacho a aquella que está más lejos de cumplirla (la que exhiba mayor
diferencia en términos unitarios entre lo que pide y lo que obtiene) y se
reproduce el paso 1. Este proceso se repite mientras permanezcan en el
despacho unidades que incumplan la condición de ingresos mínimos.
3. El proceso de exclusión de unidades del despacho ha conducido a una
elevación del precio marginal. Por esta razón, es posible que algunas de las
unidades excluidas del despacho en las primeras iteraciones cumplan la
condición de ingresos mínimos. Así pues, se procede a buscar la solución
mejor entre todas las posibles, considerando como mejor solución aquella que
hace mínima la suma, para todas las unidades excluidas del despacho, del
margen entre los precios del mercado y los ingresos requeridos.
4. El proceso culmina con la solución final que se alcanza cuando la suma
mencionada en el paso 3 es nula o mínima. Por otra parte, el proceso de
búsqueda de la solución final se limita a 30 minutos o 3.000 iteraciones. Se
prevé un sistema de casación extraordinario (que hasta ahora no ha tenido que
ponerse en práctica) cuando por circunstancias excepcionales no resulta
posible hallar soluciones válidas a través de los pasos descritos.
3.5.1.1. Funcionamiento del mercado diario en 1998
Visión general
Durante 1998, se negociaron alrededor de 154.000 GWh en el mercado diario a
un precio medio próximo a 4,3 PTA/kWh. El mes que registra la mayor
negociación es enero con casi 15.900 GWh, seguido por diciembre con algo
menos de 14.500 GWh y julio con aproximadamente 13.700 GWh. Mayo y abril
son los meses en que se negocia menos energía en el mercado diario con
valores en el entorno de 11.900 GWh. Los mayores precios medios mensuales
78
se observan en noviembre con 4,8 PTA/kWh y en agosto con 4,6 PTA/kWh; los
menores precios medios se producen en junio y mayo con valores próximos a
las 3,8 PTA/kWh.
Los precios horarios máximos se sitúan entre 6 y 7 PTA/kWh, registrándose
excepcionalmente precios superiores. Los menores precios observados se
sitúan entre 2 y 2,5 PTA/kWh. Por lo general, el coste variable del contrato a
largo plazo con EDF, establecido entre 2,25 y 2,5 PTA/kWh dependiendo de los
meses, y ofertado por Red Eléctrica de España en el mercado diario, señala los
mínimos. Precios por debajo de estos, e incluso por debajo de 2 PTA/kWh se
corresponden con episodios de especial rivalidad entre los agentes del
mercado.
Gráfico 2
PRECIOS Y DEMANDA MENSUALESMERCADO DIARIO
15885
1366412860
14451
12619
12875
1244411911
11814
12466 12425
1316310.02
6.5226.1 6 5.973
7.1116.501 6.5 6.501
6.902 6.789
4.454.02 4.28 4.38
3.77 3.774.41 4.63
4.10 4.204.81
4.19
2.075 2.04
2.821
2.208
1.25
2.0412.273 2.289
1.7342.091
2.514 2.516
8.103
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Meses
GWh
0
2
4
6
8
10
12ENERGIA
PRECIO MÁXIMO
PRECIO MEDIO
PRECIO MÍNIMO
Total Negociado154.501 GWh
Total Precio Medio4.266 PTA/kWh
79
Precios y demanda diarios
La demanda máxima diaria varía en 1998 entre 525 GWh observados el 15 de
diciembre y 306 GWh registrados el 24 de mayo. Dentro de ese margen de
variación de 220 GWh el perfil de la demanda está determinado por:
• El ciclo semanal: se distinguen fácilmente días laborables de los fines de
semana, por las abruptas variaciones en la demanda.
• Los períodos vacacionales: durante períodos más prolongados, como el
mes de agosto, la Navidad, la Semana Santa, y en menor medida, ciertos
puentes de carácter nacional, la demanda de los días laborables no se
distancia tanto de la de los fines de semana como lo que resulta habitual.
• La evolución de las temperaturas: Como ya se observa en el gráfico 1, con
datos mensuales, con datos diarios es evidente cómo los momentos de
demanda menor se corresponden con fechas de temperaturas más suaves
y mayor duración de luz solar, mientras que las mayores demandas se
registran en las fechas con temperaturas extremas (frías o cálidas). El
tránsito de unas hacia otras resulta gradual.
En cuanto a los precios, al menos aparentemente, no parece que su perfil esté
afectado por los elementos que enmarcan la evolución de la demanda a lo
largo del año. Los precios diarios evolucionan entre las 4 y 5 PTA/kWh
exhibiendo bruscas y notables salidas de dicho margen. Dichas salidas son
siempre (los datos de los primeros días de mercado, en pleno aprendizaje de
los agentes, no se tienen en cuenta para este análisis) a la baja. Se cuentan
hasta 5 – 6 períodos, de duración variable, en que los precios medios diarios se
sitúan por debajo de 3 PTA/kWh, umbral por debajo del cual la mayor parte de
los grupos térmicos convencionales instalados en España no recuperan sus
costes de funcionamiento. Dichos precios particularmente bajos, tanto en
relación con los costes de operación del equipo como comparados con los
precios habituales del mercado diario, y que se corresponden con períodos de
80
particular rivalidad, se registran en: febrero, mayo, junio, septiembre y octubre.
Los bajos precios observados, también, durante las Navidades deben
desligarse, en principio, de las anteriores apreciaciones.
Gráfico 3
Precios y demanda horarios
Para analizar la demanda horaria en el mercado diario, dada la importancia de
los factores estacionales que se han mostrado (calendario, temperatura, etc.)
resulta útil desagregar el año completo en cuatro trimestres. Ordenando la
demanda del mercado en cada trimestre de la hora de mayor demanda a la
hora de menor (representación que se conoce como curva monótona de
carga), se aprecia una gran semejanza entre el perfil del primer y del cuarto
trimestre (los más fríos con días más breves). La demanda máxima en el
mercado diario en estos trimestres se encuentra alrededor de los 26 GWh, en
las horas que constituyen la punta del sistema. Los mínimos se sitúan
alrededor de 11 GWh.
Precio medio y demanda total en el mercado diario01/01/98 - 31/12/98
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1/01/9
8
15/01
/98
29/01
/98
12/02
/98
26/02
/98
12/03
/98
26/03
/98
9/04/9
8
23/04
/98
7/05/9
8
21/05
/98
4/06/9
8
18/06
/98
2/07/9
8
16/07
/98
30/07
/98
13/08
/98
27/08
/98
10/09
/98
24/09
/98
8/10/9
8
22/10
/98
5/11/9
8
19/11
/98
3/12/9
8
17/12
/98
31/12
/98
PTA
/kW
h
-50
50
150
250
350
450
550
GW
h
81
En el perfil correspondiente al tercer trimestre (meses de verano) se aprecia
bastante semejanza respecto a los trimestres fríos en casi todas las horas: la
diferencia se encuentra en las 400 horas de máxima demanda del trimestre,
para las que se observan demandas inferiores a las de los meses fríos. La
cada vez mayor penetración de equipos de climatización y el fuerte peso del
turismo hacen que en los meses de verano, la demanda de energía no sea muy
distinta a la demanda en invierno excepto en las horas de máxima demanda,
que se sitúa por debajo de las demandas extremas en los meses fríos, con un
valor aproximado de 23,5 GWh.
Gráfico 4
En contraste con los trimestres anteriores la demanda horaria del segundo
trimestre se encuentra claramente por debajo del resto del año. El máximo en
el mercado diario apenas supera los 22 GWh y el mínimo es semejante al de
los demás trimestres.
Si se observan los diagramas de dispersión que representan simultáneamente
la demanda y los precios horarios en cada trimestre, sin distinguir por tipo de
día, pueden señalarse diversas apreciaciones:
Curvas monótonas de carga horarias derivadas del mercado diarioTrimestre a trimestre
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
1 66 131
196
261
326
391
456
521
586
651
716
781
846
911
976
1041
1106
1171
1236
1301
1366
1431
1496
1561
1626
1691
1756
1821
1886
1951
2016
2081
2146
2211
Horas
MW
h
Timestre ITimestre IITimestre IIITimestre IV
82
• Coexisten múltiples niveles de demanda para un mismo precio, aunque
parece que se presenta una cierta aunque débil correlación positiva entre
demanda y precio horario (a mayor demanda mayor precio) por la forma de
las nubes de puntos.
• La línea de precios mínimos horarios está absolutamente definida en cada
trimestre. Se corresponde, por lo general, con el precio ofertado por el
contrato con EDF (de 2,25 a 2,50 PTA/kWh), precios inferiores se explican
por períodos de particular rivalidad o “guerra de precios”. Obsérvese, por
ejemplo, como en el cuarto trimestre se han producido los precios mínimos
para niveles de demanda desde el valle hasta la punta.
• La línea de precios máximos que en los primeros trimestres consistía en
una nube de puntos en torno a 6 PTA/kWh se define nítidamente en el
último trimestre en 6,5 PTA/kWh
83
Gráficos 5, 6, 7 y 8
Correlación demanda-preciosTrimestre II
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000
MWh
PTA
/kW
h
Correlación demanda-preciosTrimestre I
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000
MWh
PTA
/kW
h
84
Correlación demanda-preciosTrimestre III
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000
MWh
PTA
/kW
h
Correlación demanda-preciosTrimestre IV
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000
MWh
PTA
/kW
h
85
Examinando todos los datos anuales horarios conjuntamente, se puede poner
en evidencia la débil correlación positiva entre demanda y precios. De hecho,
para demandas horarias de punta el precio medio ponderado de 1998 resulta
de 5,2 PTA/kWh y para horas de valle de 3,4 PTA/kWh. Existe una
notoriamente menor diferencia entre máximos y mínimos que la que subyace
en la práctica en las tarifas reguladas.
Gráfico 9
Por otra parte, la variabilidad de los precios se hace máxima en los niveles de
demanda de llano, mínima en los niveles de valle e intermedia en los de punta.
Esta configuración, que consiste en una variabilidad máxima en horas de llano
y una variabilidad mínima en punta y valle, es la que podríamos
razonablemente encontrar en sistemas que combinan distintas tecnologías y en
donde se observa poder de mercado por parte de los participantes. La máxima
volatilidad en el llano refleja la mayor indeterminación del precio en esas horas
dependiendo de las tecnologías empleadas y las estrategias de los agentes; la
Precio medio por escalones de demandaDatos horarios. 1998
0.000
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
< 15,5 15,5 - 18,5 18,5 - 20,5 20,5 - 22,5 > 22,5
GWh
PTA/kWh
86
mínima en punta y valle se explica porque, tanto en un caso como en otro, el
margen para estrategias distintas y combinaciones diversas de tecnologías es
muy inferior, y el nivel de indeterminación de precios también, a los del llano.
En el caso español, las diferencias entre las volatilidades horarias son poco
significativas y la correspondiente a las horas de punta ocupa un nivel
intermedio entre las horas de valle y de llano. Una explicación tentativa para
esta configuración podría consistir en que el grado de incertidumbre en la
fijación de precios es mucho más alto de lo que cabría esperar en horas de
valle y punta por dos razones complementarias:
• Los marcados episodios de guerra de precios,
• El “límite” de las 6 PTA/kWh para el precio mayorista, que este informe
describe en otros apartados, pueda promover que dado un nivel de precios
mínimos, las estrategias de los agentes ajustan convenientemente el nivel
de precios máximos.
Si se analiza la variabilidad con relación a los niveles medios de precios, la
máxima volatilidad se sitúa, como resulta obvio, en las horas de menor
demanda y la menor volatilidad en las horas de punta.
87
Gráfico 10
Energía negociada y fijación de precios marginales por tecnología degeneración
El funcionamiento del mercado está fuertemente condicionado en 1998 por el
dispar comportamiento de la hidraulicidad. Al inicio del año se registraron tan
elevados niveles de pluviosidad y reservas, que la generación hidráulica
sifnificó la cobertura de hasta un 40% de toda la demanda en el mes de enero.
En el segundo trimestre, con el deshielo se mantiene un nivel de cobertura de
la demanda por la generación hidráulica de entre el 20 y el 30%. Por el
contrario, el segundo semestre es más seco, acabándose el año con apenas
un 6% de la cobertura. En el conjunto del año se registra un 20%.
La generación térmica convencional sigue la pauta opuesta a la hidráulica, con
una escasa cobertura en los primeros meses (25 – 30%) y superior al 50% al
finalizar el año. Por otra parte, en los primeros meses de 1998 la generación
térmica convencional en funcionamiento es de carbón quedando los grupos de
Variabilidad del precio horario por escalones de demanda
0.000
0.200
0.400
0.600
0.800
1.000
1.200
< 15,5 15,5 - 18,5 18,5 - 20,5 20,5 - 22,5 > 22,5
GWh
10.0%
15.0%
20.0%
25.0%
30.0%
%
Desviación Típica PTA/kWh
Desv.Típica/precio medio%
88
fuel – gas en una posición meramente testimonial. Al acabar el año, con la
práctica totalidad de los grupos de carbón en funcionamiento, con
relativamente escasa generación hidráulica y con la demanda creciendo hacia
niveles máximos, se abre un espacio más amplio para los grupos de fuel – gas.
En dichos momentos, los grupos de carbón garantizan una cobertura del 45% y
los de fuel – gas del 10%. En el conjunto del año, las cifras se sitúan en el 37%
y en el 2%, respectivamente.
La generación nuclear supone entre el 35 y el 40% del total dependiendo del
nivel absoluto de demanda (los grupos nucleares funcionan, por lo general, a
plena capacidad) y de las eventuales averías, paradas para mantenimiento y
para recarga de combustible.
Las importaciones significan mes a mes alrededor el 3% de la cobertura total.
En 1998 tan sólo se registran importaciones significativas asociadas al contrato
a largo plazo con EDF.
Gráfico 11
ENERGÍA NEGOCIADA POR TECNOLOGÍAS (Mercado diario)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 TOTAL
Meses
TURBINACION BOMBEO
FUEL GAS
ELCOGAS
IMPORTACION
HIDRÁULICA
CARBON
NUCLEAR
89
En los primeros meses de 1998, la producción hidráulica se desarrolla en un
contexto de aportaciones muy importantes, en régimen fundamentalmente de
fluyente. En esta situación de explotación, y salvo en las horas de valle en las
primeras semanas con casi todas las unidades térmicas desacopladas,
corresponde al equipo térmico la fijación de los precios marginales y lo hace en
el 40 –50% del tiempo. A medida que avanza el año, la menor hidraulicidad
permite que el equipo hidráulico convencional y las turbinaciones de bombeo
fijen el precio en la mitad de las horas aproximadamente. El equipo de fuel –
gas, de no desempeñar ningún papel en la fijación de precios en la primera
mitad del año, contribuye a establecer los marginales del 10 al 20% de las
horas en el segundo semestre. La fijación de precios por la energía importada
se refiere al precio del contrato con EDF que se produce en momentos de
demanda baja en horas de valle o en episodios de “guerra de precios”. Por
último, la contribución del equipo térmico a establecer el marginal en el 50 –
60% de las horas durante los meses de julio y agosto, se relaciona con el
proceso de gestión de restricciones técnicas como se discute en detalle en el
epígrafe correspondiente.
Gráfico 12
FIJACIÓN DE MARGINALES POR TECNOLOGÍA
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
BOMBEONUCLEARELCOGASFUEL GASIMPORTACIONTURBINACION BOMBEOHIDRÁULICACARBON
90
Cuotas de mercado
Existen cuatro grupos empresariales relevantes en el mercado español. Dos de
ellos ostentan el 80% del volumen negociado. Las cuotas de participación en el
mercado diario muestran, a lo largo de 1998, cambios importantes debido a la
mayor o menor producción hidráulica dado que una de las empresas dispone
de mayor capacidad de generación hidráulica que el resto.
Gráfico 13
En cuanto a las participaciones en las compras por grupo empresarial, se
observa mayor estabilidad en las cuotas mes a mes que en el caso de las
ventas. Iberdrola es la empresa líder con un 41% en el conjunto del año. Le
sigue de cerca el grupo Endesa con un 40%. Unión Eléctrica Fenosa e
Hidrocantábrico disponen de un 14% y de casi un 5%, respectivamente. El
resto de los participantes en el mercado exhiben unas cuotas que sumadas no
alcanzan el 0,5%. Las exportaciones afectas a contratos a largo plazo son,
ENERGÍA NEGOCIADA POR TECNOLOGÍAS (Mercado diario)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 TOTAL
Meses
TURBINACION BOMBEO
FUEL GAS
ELCOGAS
IMPORTACION
HIDRÁULICA
CARBON
NUCLEAR
91
dentro de este grupo, la porción más relevante con el 0,4% (contratos con el
operador de Andorra FEDA y, desde junio, con el operador marroquí ONE). El
único cliente cualificado que actúa como agente del mercado en 1998 apenas
adquiere 32 GWh en los meses de junio, julio, noviembre y diciembre. El único
comercializador no vinculado con los cuatro grupos empresariales
verticalmente integrados realiza compras por un total de 750 MWh en el mes
de diciembre.
Gráfico 14
Por tipo de agente comprador, los distribuidores efectúan el 98% de las
compras de todo 1998, los comercializadores el 1%, el bombeo el 0,6% y las
exportaciones (afectas a contratos a largo plazo) y el cliente cualificado,
alrededor del 0,4% restante. Los comercializadores inician su actividad en el
mercado diario a partir de abril (al margen de sus compras realizadas meses
antes a través de los distribuidores), pero no alcanzan el 1% de cuota de
compras hasta el mes de julio. Entre septiembre y diciembre, los
CUOTAS DE MERCADO MENSUALESCOMPRAS
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 TOTAL
Meses
REEENRONCELSAHIDROCANTABRICOUNION FENOSAIBERDROLAG. ENDESA
92
comercializadores suponen entre un 2 y un 3% del mercado. Debe señalarse
que las compras de los comercializadores con destino a la exportación
suponen alrededor del 40% de esa cuota del 3%.
3.5.1.2. Comentarios a la evolución del mercado diario en 1998
Las operaciones del mercado diario se desenvuelven sin problemas
destacables en 1998, siendo el balance a este respecto claramente
satisfactorio. La regulación del mercado diario se mantiene estable todo el año,
al margen de retoques menores, como por ejemplo:
• Distinción entre parámetros de gradiente de carga para grupos acoplados y
desacoplados
• Tratamiento de los tramos indivisibles, que al final de año se pueden
considerar inexistentes
• Introducción de un decimal de MWh en la oferta de cantidades
Los problemas en el desenvolvimiento del mercado que podrían enumerarse
tienen su origen más bien en la estructura del mismo, y particularmente en la
concentración de los agentes, que en el diseño. Una situación en la que sólo
existen cuatro empresas relevantes, de las que dos controlan el 80% de la
oferta y de la demanda no parece, en principio, la más indicada objetivamente
para que se desenvuelva un mercado en condiciones de competencia.
En los ocho primeros meses de funcionamiento del mercado, los precios
medios diarios han superado el coste estimado de generación, entendido este
último como el coste aproximado de combustible del grupo térmico más caro en
funcionamiento, en la mayor parte de los días. Mes a mes, las diferencias entre
el precio medio diario y el coste estimado de la generación se sitúa entre 0,50 y
1 PTA/kWh en la mayoría de los días. En los días restantes, el precio medio
diario es significativamente inferior al coste estimado de generación, pudiendo
identificarse estos días con los períodos de particular rivalidad. Con ello se
ilustra que parecen no cumplirse las condiciones de funcionamiento esperables
en condiciones de competencia, en cuanto al nivel establecido de los precios.
93
La situación es diferente en los últimos cuatro meses aunque, salvo en
noviembre, no mejor ajustada a un funcionamiento realmente competitivo. En
los últimos meses de 1998, la sequía y el crecimiento de la demanda indujeron
el acoplamiento de una parte cada vez más significativa del parque de fuel.
Con ello, el coste estimado de generación es muy superior al de los meses
anteriores. En el caso de noviembre, parece que se produce bastante
coincidencia entre dicho coste y el precio medio diario. Sin embargo, en
diciembre de 1998, en que el coste estimado de generación resulta el mayor de
todo el año, el precio medio del mercado diario es, en general, muy inferior.
Al discutir sobre los niveles de precios observados en el mercado español,
téngase en cuenta que con precios máximos horarios de 5,5 - 6 ó 6,5
PTA/kWh, que a priori no resultan llamativamente altos para las horas de
punta, es el nivel de precios de las horas de valle, y quizás de llano, los que
pueden estar induciendo precios medios aparentemente elevados en 9 de los
12 meses de 1998. En este sentido, un precio medio de unas 3,5 PTA/kWh
para las horas de menor demanda, en un año con un primer semestre
particularmente húmedo, parece elevado. Una estimación del coste marginal
del combustible del grupo térmico más caro en funcionamiento, en un día de
demanda media y de producción hidráulica también media, llevaría a un valor
inferior a las 4 PTA/kWh, con los precios de combustibles existentes en la
mayor parte de 1998.
En los gráficos presentados en este informe se intenta ilustrar la correlación
entre demanda y precios. En términos horarios parece más claro que existe
una relación en el sentido de que una mayor demanda induce un mayor nivel
de precios. Sólo con comprobar la evolución dentro de un mismo día de los
precios, o algunos de los gráficos presentados en el apartado anterior se puede
ilustrar dicha correlación en términos horarios. Cuestión diferente merece un
análisis de los datos medios diarios. ¿Incrementos de la demanda de un día
comparado con otro implican incrementos de los precios?. Una comparación
simple de los perfiles de las series de precios y demanda no parece corroborar
la existencia aparente de correlación. Sin embargo, “depurar” a la serie de
precios de los efectos de los episodios de “guerras de precio”, permite desvelar
94
que efectivamente existe la correlación con el signo que se espera, pudiéndose
contestar afirmativamente a la pregunta anterior.
Se desvela, asimismo, que existen indicios, significativos aunque débiles, de
relación ante las series de precios medios diarios, la producción hidráulica y las
cuotas de mercado de algunos agentes. Por otra parte, se ha podido
comprobar que durante 1998, muchos de los días quedan parados grupos
generadores que, dados sus costes de combustible, hubiese resultado rentable
tener en funcionamiento a los precios de mercado registrados. Se observa
también que la mayoría de los días se han mantenido parados grupos, en
principio disponibles, cuyo coste de combustible es menor que el de otros
grupos en funcionamiento, incluso dentro del parque de un mismo agente.
3.5.2. El Mercado Intradiario
Los agentes envían sus ofertas para participar en el mercado diario antes de
las 10 horas de cada día. Los productores acuden con la mejor información
disponible sobre la situación de sus grupos generadores y los distribuidores,
comercializadores y clientes cualificados con la mejor previsión de su demanda
para el día siguiente. A medida que se aproxima el tiempo real de ejecución de
los programas, los grupos generadores pueden sufrir averías. También puede
surgir cualquier anomalía que impida cumplir los compromisos de consumo: los
comercializadores, distribuidores y clientes cualificados pueden verse
afectados por incidencias o averías en los procesos de sus clientes y en
general por cualquier fenómeno inesperado; una evolución de las
temperaturas, diferente luminosidad, etc. modifica los patrones de consumo y
hace que la previsión tenga más error. Otra fuente de errores en la previsión de
la demanda de los distribuidores la constituye la producción del régimen
especial: adquieren los excedentes reales, pero solo reciben el programa de
producción a título orientativo.
Por otra parte, una vez conocidos los resultados de la casación en el mercado
diario, puede que las unidades de generación se encuentren obligadas a
funcionar de una forma distinta de la que esperaban, o que las unidades de
95
demanda deban asumir un patrón de consumo coherente con el perfil de sus
expectativas.
El mercado intradiario es un conjunto de sesiones del mercado mayorista en
que los agentes pueden reajustar sus programas de generación y consumo a
medida que se acerca el tiempo de ejecución de los programas horarios. La
proporción de la energía negociada en el mercado intradiario es muy reducida
con relación al total de energía negociada en el mercado mayorista. A pesar de
que su contribución es cuantitativamente pequeña resulta cualitativamente muy
relevante:
• Porque contribuye a salvar los problemas de las contingencias entre las
mejores previsiones y el tiempo real, lo que reduce o evita la utilización de
servicios complementarios, y abarata, en principio, el funcionamiento
general del sistema.
• Porque permite ajustar los programas procedentes de la casación diaria a
las expectativas de los agentes, acomodando los resultados del mercado a
un programa de funcionamiento razonable de las unidades.
3.5.2.1. Organización del Mercado
El mercado intradiario no empieza a funcionar al mismo tiempo que el diario.
Hay que esperar hasta el 2 de abril de 1998. En tal fecha se inicia el mercado
intradiario con 2 sesiones de negociación. A partir de ese momento, los
agentes del mercado disponen de un medio de ajuste de sus programas de
generación o consumo. Es importante señalar que, en este mercado, a
diferencia del diario, no existen unidades estrictamente compradoras o
vendedoras. En principio todos pueden compran o vender hasta un límite:
• Los generadores pueden vender, como en el diario, hasta el límite de su
capacidad, pero no pueden comprar más allá de lo que han vendido en el
mercado diario. Es decir, cada unidad puede comprar, como máximo, hasta
96
deshacer la totalidad de sus ventas realizadas en el mercado diario y en las
sesiones previas del mercado intradiario.
• Los distribuidores, comercializadores, clientes cualificados y unidades de
bombeo, pueden comprar, como en el diario, hasta el límite de su
capacidad, pero no pueden vender más allá de lo que han comprado en el
mercado diario y en las anteriores sesiones del mercado intradiario. Pueden
vender, como máximo, hasta el punto de deshacer la totalidad de sus
compras realizadas en el mercado diario y en las sesiones previas del
mercado intradiario.
Al finalizar 1998 había establecidas cinco sesiones diarias para el mercado
intradiario. El mercado intradiario está, desde su inicio en abril y hasta junio,
gestionado por el operador del sistema. A partir de julio, la gestión se
encomienda al operador del mercado y se introduce la tercera sesión. Al
empezar septiembre de 1998 se introduce la cuarta sesión. La quinta aparece
en la mitad de dicho mes.
El horizonte de negociación de cada sesión abarca desde las tres horas
posteriores (cuatro en el caso de la primera sesión) a su hora de apertura,
hasta la última hora que se haya negociado en el mercado diario. La primera
sesión del mercado intradiario es la única ocasión en que, en el mercado
organizado, se negocian horas de dos días diferentes.
El envío de ofertas al operador del mercado y la resolución de la casación se
efectúan de forma análoga al mercado diario. No obstante, además de las
condiciones complejas que se pueden utilizar en el mercado diario, se admiten
algunas adicionales en el mercado intradiario, para facilitar la oferta de los
generadores. Como en el mercado diario, la utilización de condiciones
complejas no introduce ningún tipo de prioridad para quien las incorpora en sus
ofertas.
En el mercado diario, el programa de generación y consumo podía no ser
viable a causa del estado de la red de transporte. Para resolver dichos
97
problemas se establece un procedimiento de resolución de restricciones que
involucra tanto al operador del mercado como al operador del sistema. En el
mercado intradiario, a partir del análisis de restricciones técnicas, el operador
del sistema retira, de acuerdo con los criterios de precedencia económica que
le remita el operador del mercado y sin tener en cuenta condiciones complejas,
todas aquellas ofertas que puedan generar algún tipo de inviabilidad en el
programa resultante de la casación. De esta forma, el operador del sistema
impide que la negociación en el mercado intradiario pueda llegar a producir
restricciones en el sistema.
3.5.2.2. Funcionamiento del Mercado en 1998
En este apartado se describe la evolución en 1998 de las principales
magnitudes relacionadas con el mercado intradiario. Estos datos deben
observarse con distinto punto de vista del que se emplea al analizar el mercado
diario: si los resultados observados en el mercado diario definen las
magnitudes y los flujos más relevantes del mercado mayorista, el análisis del
mercado intradiario ofrece una información cualitativamente esencial para
interpretar el comportamiento de los agentes.
Evolución general de los flujos y precios
La negociación total del mercado intradiario en 1998 asciende a menos de
3.900 GWh a un precio medio total de 3,5 PTA/kWh.
Desde su nacimiento, en abril de 1998, el mercado intradiario amplia el número
de sesiones celebradas por día desde 2 hasta 5, lo que incrementa la
frecuencia de la negociación y ha acercado la celebración de la primera sesión
a la publicación de los resultados de la casación del mercado diario. La
contratación en el mercado intradiario crece de abril a octubre a un ritmo
superior al 20% mensual acumulativo, superando al 6% del volumen negociado
en el mercado diario en noviembre y diciembre. El mayor crecimiento se
observa en el mes de septiembre, coincidiendo en el tiempo con la ampliación
a cinco del número de sesiones. Por otro lado, el precio medio del mercado
intradiario se mantiene de 0,8 a 1,5 PTA/kWh por debajo del precio medio en el
98
mercado diario (los precios medios del mercado intradiario resultan entre un 25
y un 35% inferiores a los del diario) hasta el mes de noviembre. En el mes de
diciembre destaca la coincidencia entre el estancamiento de la energía
negociada en el mercado intradiario, con la anulación del diferencial entre los
precios de ambos mercados. Al mismo tiempo, deja de crecer la relación entre
el volumen negociado en el intradiario y el volumen negociado en el diario.
TABLA XV
Composición de las ventas y las compras
La generación aglutina del orden del 85-95% de las ventas en el mercado
intradiario, de los que el 10% corresponden a unidades de bombeo. En cuanto
a las compras, la demanda (distribuidores y comercializadores) sólo representa
el 35 – 40% de las compras; el bombeo adquiere un 15 – 20% del total y el
resto de la generación el 45%.
Negociación en los mercados diario e intradiarioVolumen GWh, Precios PTA/kWh
Volumen negociado MWh Precios medios PTA/kWhDiario Intradiario [2]/[1]% Diario Intradiario [4] - [5]
[1] [2] [3] [4] [5] [6]
Abril 11 911 289 192 619 1.6% 4.389 3.031 1.358Mayo 11 814 307 180 697 1.5% 3.779 2.864 0.914Junio 12 466 304 256 454 2.1% 3.774 2.593 1.181Julio 13 663 537 289 905 2.1% 4.410 2.952 1.458Agosto 12 424 558 258 772 2.1% 4.633 3.224 1.409Septiembre 13 163 023 476 168 3.6% 4.103 3.396 0.707Octubre 12 618 800 542 061 4.3% 4.206 3.171 1.034Noviembre 12 860 242 806 735 6.3% 4.812 4.015 0.797Diciembre 14 454 975 862 137 6.0% 4.196 4.179 0.017
Total 115 377 035 3 865 548 3.4% 4.259 3.528 0.731
99
Gráfico 15
Ofertas y demandas netas en el mercado intradiario
Como se comenta en la introducción al mercado intradiario, los agentes
disponen con este mercado de una herramienta para ajustar los despachos de
sus unidades. Cuando en una misma hora un mismo agente efectúa
simultáneamente ofertas de compra y de venta, lo que en el fondo está
realizando es cubrir todas o parte de sus ventas o compras. Debe pues
distinguirse entre las ventas (compras) totales, que para un mes dado serán la
suma de todo lo vendido (comprado), del saldo vendedor (comprador), que
para un mes dado es la suma de los importes netos horarios vendidos
(comprados). Los saldos vendedores (compradores) representan, en síntesis,
la energía vendida (comprada) en un mes a los demás agentes.
Los gráficos que siguen representan la actividad de la generación, por un lado,
y de la demanda, por otro, en el mercado intradiario. En promedio, sólo un 30%
PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO INTRADIARIO MWh
-1000000
-800000
-600000
-400000
-200000
0
200000
400000
600000
800000
1000000
Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
MW
h
Generación Bombeo Demanda
(+) Ventas
(-) Compras
100
de las compras de las unidades de generación se realiza a otros agentes (en
abril el porcentaje se sitúa por encima del 50% pero en diciembre apenas
supera el 15%). Por otro lado, las ventas de las unidades de generación a otros
agentes son algo superiores a la mitad. Ello parece demostrar que las
operaciones de las unidades de generación se encuentran muy ligadas a
ajustes propios de los despachos de las unidades, ya sea por
indisponibilidades cubiertas por generación de otras unidades del mismo
agente, ya sea por rediseñar despachos de las unidades térmicas evitando una
excesiva modulación.
Una empresa generadora, que desee incrementar la producción en una de sus
unidades y reducir la misma producción en otra unidad, también de su
propiedad, sólo tiene que presentar para la primera unidad una oferta de venta
a precio cero y para la segunda una oferta de compra por la misma energía al
precio máximo instrumental de 30 PTA/kWh. De esta forma, se asegura que
ambas ofertas serán aceptadas simultáneamente, y está protegida del precio
que resulte en el mercado intradiario, puesto que las obligaciones de pago por
las compras de una unidad coinciden con los derechos de cobro por las ventas
de la otra unidad.
Aunque esta forma de ofertar es posible, los saldos netos de compra o venta
reducidos de la generación por agente en el mercado intradiario pueden
deberse a ofertas ligadas a los costes variables o evitados. Así, en los casos en
que sea preciso reducir generación en un grupo, la oferta de compra de ese
grupo tiene que ser al precio máximo y se tiene que acompañar de una oferta
de venta en otro grupo por la misma energía y con precio igual al coste variable
de este último. De esta manera, la empresa generadora se asegura la compra
de energía en el primer grupo, que precisa reducir producción, y la venta en el
segundo grupo cuando el precio del mercado intradiario resulte superior a su
coste variable.
El problema surge en los casos en que es preciso incrementar la producción de
una unidad generadora. Ofertas que reflejen los costes, esto es, precio de
venta cero en el grupo que requiere incrementar producción y precio de compra
101
igual a coste variable en la segunda unidad pueden no ser racionales
económicamente para la empresa generadora, aunque lo sean para cada
unidad de generación. En las situaciones en que las ofertas de compra superen
a las de venta al precio del mercado, que es fijado por la última oferta de venta
asignada, este precio puede ser inferior al precio de compra ofertado en la
segunda unidad y sin embargo a ésta puede no asignársele ninguna energía o
sólo una parte. En estas situaciones la empresa generadora estaría vendiendo
a otros a un precio más barato del que está dispuesta a pagar, esto es, el coste
que puede ahorrarse en otro grupo. Para protegerse de estas situaciones, las
empresas generadoras podrían formular ofertas del primer tipo –precio de
venta a cero y precio de compra a 30 PTA/kWh- que son las racionales, desde
la perspectiva del conjunto de las instalaciones de la empresa, cuando es
necesario incrementar producción.
Gráfico 16
Las unidades de demanda, sin embargo, actúan de manera muy diferente,
sobre todo en las compras. De hecho más del 90% de las compras de las
PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO INTRADIARIO.Desglose Generación - Demanda.
MWh. Generación
-800 000.0
-600 000.0
-400 000.0
-200 000.0
0.0
200 000.0
400 000.0
600 000.0
800 000.0
1 000 000.0
Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
MW
h
-800 000.0
-600 000.0
-400 000.0
-200 000.0
0.0
200 000.0
400 000.0
600 000.0
800 000.0
1 000 000.0
Compras Ventas Saldo Comprador Saldo Vendedor
(+) VENTAS
(-) COMPRAS
102
unidades de demanda de cada agente se efectúan a otros agentes, y casi un
70% de las ventas se realizan a otros agentes.
Gráfico 17
El análisis puede realizarse agente por agente, estudiando la participación de
las unidades de generación y de demanda en su conjunto. De esta forma
puede concluirse que, en 1998, Iberdrola e Hidrocantábrico, en promedio,
efectúan la mitad de sus operaciones con otros agentes, mientas que Unión
Eléctrica Fenosa y Endesa siguen pautas diferentes. Unión Eléctrica Fenosa
compra algo más de la mitad a otros agentes, pero tan solo algo más del 20%
de sus ventas son adquiridas por otros agentes. Endesa toma menos del 15%
de sus compras de otros agentes y cede algo más del 30% de sus ventas. El
comportamiento de Iberdrola, a medida que pasan los meses, se asemeja cada
vez más al de Endesa.
PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO INTRADIARIO. Desglose Generación -Demanda.
MWh.DEMANDA
-350 000.0
-300 000.0
-250 000.0
-200 000.0
-150 000.0
-100 000.0
-50 000.0
0.0
50 000.0
100 000.0
Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
MW
h
-350 000.0
-300 000.0
-250 000.0
-200 000.0
-150 000.0
-100 000.0
-50 000.0
0.0
50 000.0
100 000.0
Compras Ventas Saldo Comprador Saldo Vendedor
(+) VENTAS
(-) COMPRAS
103
Evolución de los precios en el mercado intradiario.
Se observa que, desde la entrada en funcionamiento del mercado intradiario
hasta diciembre, los precios resultantes en éste han estado por debajo de los
del mercado diario. Por otra parte, no existe una pauta definida para los precios
del intradiario sesión a sesión.
Los factores explicativos de un diferencial entre precios de ambos mercados
son de efecto contrapuesto. Los elementos que explican precios del intradiario
inferiores a los del diario son:
• Que las unidades de demanda hayan contratado energía en exceso en el
diario y deseen (debido a indisponibilidades de clientes cualificados, debido
a que las temperaturas son más suaves de lo esperado, a cualquier tipo de
error de previsión, etc.) deshacer parte de sus posiciones en el mercado
intradiario. Las unidades de generación compran esa energía a precios, con
toda probabilidad, inferiores a los del diario.
• Que existe una potencia disponible significativa (con relación a la demanda
del mercado intradiario) de unidades térmicas funcionando por debajo del
máximo técnico. En tales casos, algunas unidades de generación pueden
estar dispuestas a vender capacidad adicional en el mercado intradiario a
un precio inferior al del mercado diario, es decir, a un precio más próximo al
coste incremental, sin tener en cuenta ya costes de arranque. Para estas
unidades, resulta crítico que se encuentran en la última oportunidad en el
día, al margen de los mercados de reservas de regulación, para funcionar a
plena carga.
• Que las unidades hidráulicas, ante un vertido potencial a causa de una
avenida o un resultado inesperado en el diario que sature la capacidad de
embalse, estén dispuestas a vender energía a precios muy bajos.
104
Los factores que justificarían que los precios del mercado intradiario superaran
a los del diario son:
• Que se produzca la indisponibilidad de uno o varios grupos con peso
significativo en el despacho del día.
• Que la demanda que formulan los distribuidores y comercializadores
adicional a sus adquisiciones en el mercado diario obligue a acoplar nuevas
unidades térmicas. El intradiario constituye la última oportunidad del día, al
margen de las reservas de regulación, para evitar que en el tiempo real los
consumos por encima de las compras en el diario se traten y se liquiden
como desvíos.
Puede subrayarse, con sólo observar el gráfico, que predominan los factores
que sitúan a los precios del diario por encima del intradiario, a pesar de
distinguirse también una cierta y gradual convergencia que no llega a fraguar
hasta diciembre. En dicho mes se registran períodos de demanda
históricamente altos con baja capacidad de producción hidráulica. Los servicios
complementarios presentan en ese momento, como se explica en los
apartados correspondientes de este informe y por diversas razones, unos
precios altos. Por todo ello se producen significativos aumentos de precios en
el mercado intradiario, que en el conjunto del mes, acaban por igualarse con
los precios del diario.
105
Gráfico 18
Actividad de los comercializadores en el mercado intradiario
Las compras de comercializadores muestran un importante crecimiento hasta
suponer del orden del 60 - 70% de las compras de la demanda en el mercado
intradiario de septiembre a noviembre. En ese mismo período, las compras de
los comercializadores suponen el 1,8% en el mercado diario. Ello implica que
las compras realizadas en el intradiario por los comercializadores significan
más de la mitad de las realizadas en el mercado diario. Esto puede explicarse
porque los precios del mercado diario se han situado establemente por encima
de los del intradiario. En momentos en que este diferencial se invierte, los
comercializadores realizan sus compras en el mercado diario:
• En la semana del 19 al 25 de octubre, por dar un ejemplo, en plena “guerra
de precios”, las compras de los comercializadores en el intradiario cayeron un
75% respecto a la semana anterior.
PRECIOS POR SESIÓN EN EL MERCADO INTRADIARIO PTA/KWh
0.000
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
PTA
/KW
h
SESIÓN 1 SESIÓN 2 SESIÓN 3 SESIÓN 4 SESIÓN 5 M. Diario
106
• Los altos precios del mercado intradiario en el mes de diciembre (se igualan
en promedio con los del mercado diario) inducen una caída de las compras de
las unidades de demanda en el mercado intradiario debido a la retirada de este
mercado de operaciones de comercializadores.
Sobre la aparente sobreutilización del intradiario por los comercializadores que
contrasta con la infrautilización de los distribuidores se discute más adelante en
este informe.
Gráfico 19
ACTIVIDAD DE LOS COMERCIALIZADORES EN EL MERCADO INTRADIARIO MWh
-350 000.0
-300 000.0
-250 000.0
-200 000.0
-150 000.0
-100 000.0
-50 000.0
0.0
50 000.0
100 000.0
Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
MW
h
Comercializadores Resto Demanda
VENTAS (+)
COMPRAS (-)
Intradiario / Diario % Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Compras Comercializadores 0% 0% 0% 14% 22% 25% 64% 116% 13%
107
Actividad del bombeo en el mercado intradiario
Se podría esperar que el bombeo, como parte del equipo generador, tuviera
una utilización coordinada con el resto del equipo de producción, que se
reflejaría en su participación en el mercado intradiario. Pero, también, el
bombeo comparte con la demanda la necesidad de adquirir energía. En este
sentido, en caso de que los precios resultasen sistemáticamente menores en el
intradiario con relación al diario, sus adquisiciones se realizarían
preferiblemente en el intradiario.
De acuerdo con los resultados observados en 1998, el bombeo participa
activamente en el mercado intradiario, tanto comprando como vendiendo,
desempeñando aparentemente el doble papel que se señala en el párrafo
anterior.
• La participación en las ventas de las unidades de bombeo supone de
agosto a diciembre entre un 10 y un 20% de todas las de generación en el
mercado intradiario (las turbinaciones de bombeo representaron, en el mismo
período entre el 0,1 y el 0,5% en el mercado diario).
• La diferencia de precios también justifica que las compras de bombeo en el
intradiario sean muy superiores a las realizadas en el mercado diario y
supongan entre un 25 y un 40% de todas las compras de las unidades de
generación de abril a diciembre.
108
Gráfico 20
Actividad por sesión en el mercado intradiario
En el detalle por sesión se observa que la contratación en la primera sesión
pasa de concentrar el 70 - 80% de la negociación de enero a julio a suponer el
50 - 60% de la negociación de agosto a diciembre. De septiembre en adelante
(una vez que se introduce la cuarta y pocos días después la quinta sesión), lo
que aportan en términos de negociación las dos últimas sesiones se situó entre
el 11 - 14%. Ello no debe interpretarse como que la introducción de nuevas
sesiones es irrelevante. Lo que debe tenerse presente es que la liquidez que
aporta al mercado intradiario la introducción de nuevas sesiones no se puede
medir en términos de volumen total negociado, que se explica por otros
factores, sino en términos de mejora de funcionamiento del mercado, por
ACTIVIDAD DEL BOMBEO EN EL MERCADO INTRADIARIO
-800 000.0
-600 000.0
-400 000.0
-200 000.0
0.0
200 000.0
400 000.0
600 000.0
800 000.0
1 000 000.0
Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
MWh
Bombeo Resto GeneraciónVentas (+)
Compras (-)
Intradiario / Diario % Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Ventas Bombeo 47% 53% 26% 45% 55% 84% 338% 217% 249%
Compras Bombeo 81% 88% 137% 126% 113% 269% 207% 249% 55%
109
permitir un mejor ajuste de las posiciones de los agentes a medida que se
aproxima el tiempo real.
Gráfico 21
Cuotas de mercado por agente
Durante los ocho primeros meses de funcionamiento del mercado intradiario,
las cuotas de todos los agentes, excepto Iberdrola, tanto en las ventas como en
las compras, superan holgadamente a las del mercado diario. Los factores que
explican este hecho son básicamente los siguientes, aunque la importancia
relativa de cada uno es diferente en cada caso:
• Peso relativo del equipo térmico y papel del mismo en la fijación de los
precios marginales. Los agentes, que han desempeñado un papel activo en
la fijación de marginales en el diario con su equipo térmico, han podido
reducir una quizás excesiva modulación, a través de operaciones diversas
en el mercado intradiario.
• Activa participación del equipo de bombeo en el mercado intradiario.
• Participación de los comercializadores.
CONTRATACIÓN POR SESIÓN EN EL MERCADO INTRADIARIO MWh
0.0
100 000.0
200 000.0
300 000.0
400 000.0
500 000.0
600 000.0
700 000.0
800 000.0
900 000.0
1 000 000.0
Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
MWh
SESION 1 SESION 2 SESION 3 SESION 4 SESION 5
110
Gráficos 22 y 23
Cuota de ventas en el mercado intradiario por agente
Endesa55%
Iberdrola23%
Unión Eléctrica Fenosa14%
Hidrocantábrico8%
Otros0.02%
Cuota de compras en el mercado intradiario por agente
Endesa46%
Iberdrola22%
Unión Eléctrica Fenosa26%
Hidrocantábrico6%
Otros0.37%
111
3.5.2.3. Comentarios a la Evolución del Mercado Intradiario en 1998.
Una tentación recorre el análisis y discusión del mercado mayorista eléctrico:
enfocarlos desde el mismo punto de vista que a los mercados financieros. De
esta manera puede resultar fácil concluir, por un lado, que el mercado de
energía debe converger hacia una negociación en tiempo continuo, como en
los mercados de activos financieros. Por otra parte, podría entenderse como
signo de madurez de los participantes y del buen diseño de las reglas que, a
semejanza de los mercados financieros, el mercado debe sostener un nivel
suficiente de actividad en todo el período de negociación continua.
En lo que se refiere al incremento de la frecuencia de la negociación en el
mercado intradiario, en un principio se habló de contar con veinticuatro
sesiones en cada día, una cada hora. En 1998 se acaba con cinco sesiones a
partir de las dos establecidas en abril y se prevé que desde los primeros meses
de 1999 se cuente con seis. Esto significa una sesión cada cuatro horas. A
partir de este momento, puede aumentarse la frecuencia a una sesión cada
tres horas o incluso menos tiempo. La frecuencia debe ligarse a las
necesidades de los agentes, a la experiencia acumulada por los participantes
en los mercados (de nada serviría introducir nuevas sesiones a las que nadie
acuda a negociar) y, como es evidente, a la capacidad de los operadores para
sostener los procesos que todo ello implica.
La parte realmente peligrosa de la tentación, expuesta en el primer párrafo, por
su capacidad de desembocar en interpretaciones erróneas de consecuencias
muy negativas, se debe a que el mercado mayorista eléctrico no es un
mercado financiero sino físico. En los mercados financieros avanzados, la
entrega de los activos es una eventualidad dentro de la negociación: podría
darse, en condiciones normales de funcionamiento, que no se produjera, al
término de un período de liquidación, la entrega física de ningún activo
(situación posible pero seguramente improbable). Por otra parte, cuando se
produce la entrega en los mercados financieros, ésta tiene unos costes
relativamente despreciables, dada la tecnología y los sistemas actuales. Nada
de todo esto resulta de aplicación en el mercado mayorista eléctrico en su
112
configuración actual. De acuerdo con el actual diseño del mercado español, las
transacciones de energía suponen compromisos económicos firmes de
suministro o consumo. Esto conlleva que siempre se va a producir entrega
física de flujos de energía manteniéndose el equilibrio instantáneo generación –
demanda en todo momento.
En el mercado español se define una secuencia de mercados y procesos
resueltos sucesivamente, de forma que se permite a los agentes adaptar sus
posiciones de acuerdo con la información que surge a medida que se aproxima
el tiempo real. Estos mercados se relacionan entre sí y con la operación del
sistema, garantizando el equilibrio generación - demanda y posibilitando la
seguridad y calidad del suministro con los criterios requeridos. La secuencia de
mercados está diseñada de forma que a los siguientes mercados únicamente
concurran alteraciones del equilibrio anterior, debidas a cambios en la
generación (variación de disponibilidad) o en la demanda (mejora de la
previsión al acercarse el tiempo real) no conocidas al cierre del mercado
anterior. Este esquema se aplica para las relaciones entre el mercado diario y
la primera sesión del mercado intradiario, entre ésta y la segunda sesión del
mismo, … entre el mercado intradiario y la gestión de desvíos y entre ésta y la
utilización de reservas de regulación. La coherencia de la secuencia se
sostiene entonces en el empleo de métodos simplificados de análisis de
restricciones de red a partir de los análisis realizados tras la casación del
mercado diario. Son métodos fiables ante ajustes y modificaciones pequeñas
pero que no están pensados para afrontar cambios significativos de los
programas e ineficaces para soportar una estrategia generalizada de arbitraje
entre mercados y de optimización de las operaciones.
Resulta ajeno a dicho diseño, esperar, por ejemplo, que se acuda a las
diversas sesiones del mercado intradiario para realizar transacciones del orden
del 20 ó el 30% de la energía total. Téngase en cuenta que el procedimiento de
gestión de restricciones técnicas, como se explica en detalle en el epígrafe
correspondiente, se realiza una vez conocidos los resultados de la casación del
mercado diario. El análisis de restricciones, que se realiza tras conocer los
resultados de las casaciones de cada sesión del mercado intradiario, conduce
113
a rechazar aquellas ofertas cuya aceptación pudiera generar restricciones. Si
un volumen muy elevado de la energía, es decir, superior a meros y graduales
ajustes a medida que se aproxima el tiempo real, quedara pendiente de
transacción en el mercado, no se conseguiría un mercado ni más eficiente, ni
más líquido. Se conseguiría complicar y encarecer la operación del sistema
multiplicando las restricciones en tiempo real.
El análisis de los resultados del funcionamiento del mercado intradiario en 1998
arroja, como el mercado mayorista en su conjunto, un balance de éxito,
combinando elementos sobre todo positivos aunque, como es de esperar por la
reciente implantación de los procesos, también negativos. Positivos en todo
cuanto significa haber mejorado las herramientas para facilitar la negociación
de los agentes y abaratar los costes de operación, permitiendo evitar desvíos
previsibles antes del tiempo real de los programas, tanto de productores como
de consumidores, que podrían traducirse en el empleo de mecanismos de
emergencia por el operador del sistema. Negativos por lo que se refiere a que
aparentemente no se ha entendido cómo utilizar, con la debida propiedad, las
herramientas puestas a disposición de los agentes. Por una parte, se ha
observado escasa actividad de las compañías distribuidoras en ajustar sus
compras al acercarse al tiempo real, utilizando los mercados intradiarios, lo que
provoca que se amplíe el volumen de la gestión de desvíos muy por encima de
lo que sería razonable. Por otra, en los últimos meses de 1998 se observa que
algunos comercializadores adquieren en los mercados intradiarios un
porcentaje importante de su energía, que claramente no responde a una
mejora de la previsión de su demanda, sino a una estrategia predefinida de
desplazamiento de compras al mercado intradiario, rompiendo la interacción
diseñada para los mercados diario e intradiario.
114
3.6. EL FUNCIONAMIENTO DE LA GESTIÓN DE RESTRIC-
CIONES TÉCNICAS Y LOS SERVICIOS COMPLEMEN-
TARIOS.
3.6.1. Gestión de Restricciones Técnicas
Descripción del servicio
En los mercados diario e intradiario se realizan operaciones de compra y venta
de energía siguiendo únicamente criterios económicos individuales de los
agentes oferentes y demandantes, sin considerar las limitaciones que puede
imponer la explotación del sistema para conseguir un suministro con la
fiabilidad y seguridad adecuadas.
Posteriormente el operador del sistema analiza si la programación resultante de
los mercados cumple los criterios de seguridad necesarios. En caso afirmativo
el programa resultante de los mismos se considera válido y no se modifica. En
caso de que no se cumplan los criterios de seguridad el operador del sistema
propone modificaciones a dichos programas, impidiendo la realización de
determinadas transacciones, en el caso del mercado intradiario, o alterando el
orden económico de carga resultante, en el caso del mercado diario.
Finalmente, si en tiempo real se detectan nuevas restricciones, el operador del
sistema las resuelve utilizando para ello los medios de generación disponibles,
o aplicando interrumpibilidad. Todas las modificaciones realizadas implican la
utilización de energía más costosa que la programada en los mercados,
encareciendo, por tanto, el coste de la energía generada en el sistema.
No obstante, la existencia de restricciones en la utilización del parque
generador como consecuencia de limitaciones en la red de transporte no debe
entenderse siempre como una deficiencia del sistema, sino que puede ser una
consecuencia de una expansión racional del mismo. Esto es así porque unos
niveles económicamente adecuados de calidad y de continuidad del suministro,
pueden conseguirse incorporando al sistema nuevos medios de generación y
115
de transporte de energía eléctrica, que en muchos casos son sustitutivos entre
sí. La utilización de medios de generación como alternativa más económica de
desarrollo del sistema, en lugar de expandir la red de transporte, puede implicar
la existencia futura de limitaciones en la explotación del sistema de generación.
Por otra parte, la evolución de la demanda de energía eléctrica en las
diferentes zonas geográficas del país puede ser diferente de lo previsto en la
fase de planificación, dando lugar a limitaciones no previstas en el
funcionamiento del equipo generador e, incluso, a situaciones en que sea
imposible operar el sistema con la adecuada seguridad. Existen otros motivos
que pueden contribuir a la aparición de restricciones, como son la
indisponibilidad de determinadas unidades de generación críticas para
mantener la tensión en determinados mercados locales, la alteración del orden
económico de despacho por el comportamiento de los oferentes en el mercado,
etc.
En cualquier caso, las restricciones técnicas aparecidas en el funcionamiento
del mercado de producción de energía eléctrica son una señal ineludible que
debe ser considerada en la elaboración de los planes de desarrollo del sistema,
en especial en la planificación y desarrollo de la red de transporte.
Proceso de Resolución
El operador del sistema recibe, del operador del mercado, el programa diario
base de funcionamiento, que contiene los programas asignados a las diferentes
unidades de generación en el mercado diario. Sobre la base de estos
programas y empleando sus propias previsiones de la demanda para las 24
horas del día siguiente, el operador del sistema realiza análisis de seguridad
simulando el comportamiento del sistema ante determinadas incidencias
posibles (fallo de grupos generadores, líneas, etc).
Si el resultado de los análisis indica que el programa resultante del mercado
diario no cumple los criterios de seguridad definidos en los procedimientos de
operación del sistema, el operador del sistema establece los cambios que es
116
necesario realizar en la programación de las unidades de generación para que
se cumplan los criterios de seguridad con el menor coste posible y se pueda
garantizar la continuidad del suministro con una calidad adecuada.
Como resultado de este proceso el operador del sistema comunica al operador
del mercado las programaciones mínimas o máximas de las unidades de
producción que contribuyen a resolver o a generar restricciones. Con esta
información el operador del mercado procede a modificar definitivamente los
programas de las unidades de generación afectadas, dando como resultado un
programa equilibrado en generación y demanda.
En el caso de unidades que ven aumentada su energía programada, para
resolver una restricción o para restablecer el equilibrio de generación y
demanda, la energía adicional incorporada al sistema es retribuida al precio de
la oferta realizada al mercado diario, teniendo en cuenta además del precio
horario solicitado, las posibles condiciones económicas de las ofertas
complejas. Las unidades que ven disminuido su programa no obtienen
compensación alguna, siendo elegidas entre todas las programadas en función
del orden de precedencia económica de las ofertas, calculado por el operador
del mercado.
Posteriormente, el operador del sistema analiza los programas resultantes de
cada una de las sesiones del mercado intradiario y determina si se presentan
nuevos problemas como consecuencia de las transacciones realizadas. En
caso afirmativo indica al operador del mercado las modificaciones de programa
que no se pueden realizar, para que éste las elimine del resultado del mercado
intradiario.
Finalmente, si en el tiempo comprendido entre dos sesiones del mercado
intradiario el operador del sistema detecta la existencia de restricciones
técnicas en la explotación del sistema, las resuelve utilizando para ello los
medios de generación disponibles.
117
Características estructurales de la oferta
Las restricciones impuestas por las redes a la utilización del equipo generador
pueden ser de diversos tipos, siendo los dos más frecuentes las congestiones
en la red de transporte y los problemas relacionados con el control de tensión.
Se produce una congestión en la red de transporte cuando, como resultado de
la demanda existente y la programación de las unidades de generación, se
sobrepasa la capacidad de alguna de las instalaciones de transporte (línea,
transformador, etc.) bien directamente o ante fallos probables en otros
elementos del sistema, según los niveles establecidos en los criterios de
seguridad del sistema.
En cuanto a los problemas relacionados con el control de tensión, aparecen
generalmente en las zonas de la red que son netamente importadoras y existe
un déficit de potencia activa o bien puede haber un desequilibrio entre la
energía reactiva consumida y la generada dentro de la zona (dado que la
energía reactiva no se transporta eficientemente a grandes distancias).
En ambos tipos de restricciones, suelen aparecer zonas relativamente
pequeñas dentro de las cuales es necesario modificar los programas de
generación. Por otra parte, el sector eléctrico español proviene de una
estructura verticalmente integrada en la cual los equipos de generación de
cada empresa suelen estar geográficamente próximos a su zona de
distribución, de forma que hay grandes áreas en las que toda la capacidad de
producción instalada pertenece a un mismo grupo empresarial.
En estas circunstancias, en la mayoría de las ocasiones en las que han
aparecido restricciones durante 1998, únicamente podían resolverse
empleando medios de generación de una sola empresa.
118
Evolución de la normativa
El proceso de gestión de restricciones técnicas no ha variado sustancialmente
en su concepción a lo largo de 1998. La única variación apreciable es la forma
en la que se expresan las ofertas para las unidades generadoras empleadas en
la resolución de las restricciones presentadas al mercado diario.
Hasta el mes de septiembre, junto con el formato de oferta empleado en el
mercado diario, se presentaban ofertas en un formato específico para la
resolución de restricciones. Desde septiembre se abandona el formato
específico para la resolución de restricciones, empleándose directamente las
ofertas enviadas al mercado diario.
Comportamiento en 1998
La aparición de restricciones al mercado diario de producción de energía
eléctrica ha tenido en 1998 un marcado carácter estacional, concentrándose
los mayores problemas en los meses de verano, siendo agosto el mes en que
más energía se programó por este mecanismo. En los meses de primavera y
otoño los problemas fueron muy reducidos, destacando los meses de febrero y
abril, en los que apenas se produjeron restricciones.
Los problemas se han localizado en zonas geográficas concretas, siendo la
zona andaluza donde se han registrado restricciones de red con mayor
frecuencia e intensidad debido, fundamentalmente, a la falta de elementos de
compensación de energía reactiva. En otras zonas como Levante, Cataluña y
zona centro también se han originado restricciones en el período estival,
mientras que a finales de año han aparecido problemas en la zona gallega.
Dada la mencionada escasez de elementos de compensación de reactiva en la
zona andaluza, las restricciones se ha producido ante la falta de generación
acoplada en la zona, como resultado del mercado diario, para mantener las
tensiones en niveles adecuados. Sin analizar los precios resultantes en el
mercado diario, esta situación puede producirse porque una parte importante
119
del equipo generador existente en la zona utiliza combustibles relativamente
caros (fuel-oil). Por otra parte, el efecto de la falta de capacidad de generación
en la zona ha sido más acentuado en verano por el aumento de demanda típico
de la estación, unido a un consumo elevado de energía reactiva, la reducción
de agua disponible en los embalses de la zona y los trabajos de
mantenimiento, programados durante el mes de agosto, de un grupo de carbón
de 550 MW. Los motivos que han ocasionado las restricciones en la zona
centro, Levante y Cataluña han sido muy similares.
Las restricciones que han aparecido a final de año en Galicia se deben a
problemas de capacidad en las redes de transporte y distribución ante el fallo
de algún elemento (línea o transformador). Para evitar el problema se ha
programado energía en los grupos hidráulicos situados en la red de 132 kV.
Esta situación puede producirse con muy diferentes niveles de demanda y
aparece cuando no resulta económicamente rentable programar dichos grupos
a los precios del mercado diario, de acuerdo con sus ofertas.
Los precios pagados por la energía empleada para resolver las restricciones
son difícilmente comparables entre meses y zonas, ya que dependen de las
características del equipo generador que se ha utilizado y del uso que se ha
realizado del mismo. A nivel agregado, el precio medio de resolución se ha
situado cerca de las 9 PTA/kWh y las restricciones más caras de resolver han
sido las de la zona gallega, con precios en muchos días superiores a las 15
PTA/kWh (si bien, el volumen económico, en relación al del sur, es muy
pequeño).
La repercusión en el precio final del mercado de producción ha oscilado entre
los niveles casi nulos de febrero y abril y los 11 céntimos/kWh correspondientes
al mes de agosto.
120
Análisis
El precio medio pagado por la energía empleada para resolver las restricciones
en 1998 ha sido cercano a las 9 PTA/kWh, nivel muy superior al coste variable
de producción del grupo térmico más caro existente en el sistema. Esto podría
indicar un funcionamiento no muy correcto del procedimiento empleado, bien
por defectos en la definición del proceso mismo de resolución de las
restricciones, bien por el comportamiento de los agentes en el mercado.
Respecto del procedimiento empleado para la resolución de restricciones, un
primer factor de ineficiencia es la utilización directa, para estos fines, de las
ofertas presentadas al mercado diario, ya que limita la capacidad de los
agentes para expresar económicamente la oferta de generación de que
disponen.
Reconociendo que el formato de oferta simple horaria (cantidades y precios
independientes para 24 mercados horarios) presenta grandes ventajas en
cuanto a la transparencia y facilidad de asignación de la energía entre las
diferentes unidades de oferta concurrentes en el mercado, sin embargo, no es
fácilmente compatible con la estructura de costes variables ni con el
funcionamiento de las centrales termoeléctricas con ciclo de vapor. En el
mercado diario este aspecto se ha solventado con la utilización de condiciones
complejas, específicamente definidas para un mercado de 24 horas en el que
se puede estimar, con seguridad suficiente, el funcionamiento de una unidad a
lo largo del horizonte de programación. No obstante, estas condiciones no se
producen en la resolución de restricciones técnicas, donde no es habitual que
se programe energía a una unidad durante 24 horas consecutivas y no resulta
fácil de prever el despacho de una unidad de producción.
Un segundo factor con influencia significativa sobre los precios pagados por la
energía empleada para resolver las restricciones de red, es el elevado número
de arranques de grupos térmicos que ha sido necesario programar por este
121
concepto. Este hecho indica una utilización ineficiente del equipo generador, y
puede resolverse de muy diversas formas.
Aunque el volumen económico de los procesos de resolución de restricciones
no sea muy elevado en sí mismo, sí es muy importante que no afecte al
comportamiento de los agentes en el mercado diario. En este sentido la
experiencia acumulada en 1998 parece indicar que, con el sistema actualmente
aplicado, pueden existir incentivos a ofertar muy por debajo del precio marginal
para no resultar retirado en el proceso de resolución de restricciones, lo que da
lugar a equilibrios de oferta y demanda no muy estables. También puede
ocurrir que determinadas unidades que contribuyen a resolver una restricción
previsible prefieran ser despachadas por restricciones frente a serlo por el
mercado diario, dada la mayor seguridad en los ingresos obtenidos en este
proceso.
Otro aspecto que no está bien resuelto en el mecanismo actual de gestión de
restricciones técnicas, es la falta de señales económicas hacia los agentes que
contribuyen a crear las restricciones. Aunque la existencia de tarifas con
precios uniformes en todo el territorio nacional constituye una limitación
importante para la resolución de este problema. Sería conveniente analizar la
forma de resolución de las restricciones ocasionadas por el acoplamiento o
desacoplamiento simultáneo de un número significativo de unidades de
bombeo cuya resolución, bajo los mecanismos actuales, se retrasa hasta el
tiempo real, complicando su resolución y haciendo ineficientes los mecanismos
liquidatorios diseñados para la resolución de restricciones en tiempo real.
Por otra parte, el marcado carácter local de las restricciones no permite, en
general, la existencia de un mercado competitivo para la resolución de las
mismas.
Como se ha indicado anteriormente, la existencia de restricciones en el sistema
es una señal para la planificación del sistema eléctrico, tanto para la red de
transporte como para la ubicación de la nueva generación. A corto plazo, el tipo
de restricciones observadas en la zona sur pueden resolverse, en su mayoría,
122
con la instalación de elementos de compensación de energía reactiva en la
zona, dado que son, fundamentalmente, motivadas por un alto consumo local
de reactiva. A medio plazo, el tipo de restricciones observadas en la zona sur
pueden desaparecer por la instalación de nueva generación en la zona,
favorecida por la cercanía a la entrada del gasoducto del Magreb en la
Península. La resolución de los problemas detectados en Galicia requiere una
mejora de las redes de transporte en la zona.
3.6.2. Servicio Complementario de Regulación Secundaria
Descripción del servicio
Las reservas de regulación permiten mantener el equilibrio
demanda/generación ante variaciones no programadas de la demanda o fallos
del equipo generador. En el mercado español de producción se han definido
tres tipos de reservas de regulación: reserva primaria, reserva secundaria y
reserva terciaria, diferenciadas fundamentalmente por el tiempo de actuación y
la señal que determina su utilización. De ellas, únicamente las dos últimas son
retribuidas por mecanismos de mercado.
La reserva de regulación secundaria es necesaria para contribuir a mantener la
frecuencia de la red y restituir los saldos en las fronteras internacionales a los
valores programados, cuando alguno de los dos se ha desviado de su valor
debido principalmente a fallos en el equipo generador o desviaciones de la
demanda sobre los valores programados. Su utilización, de forma automática,
se sitúa en el tiempo tras la actuación previa de la regulación primaria y antes
de la participación de la regulación terciaria y de posteriores modificaciones en
la programación de las unidades, dependiendo de la magnitud de las
desviaciones producidas.
En el sistema peninsular, la prestación del servicio de regulación secundaria
está organizado en zonas de regulación que agrupan varias unidades de
generación dentro de un mismo sistema de control automático de generación.
123
Actualmente, las zonas de regulación incluyen generadores con y sin
capacidad de regular.
Para que una unidad de producción pueda participar en el mercado de
regulación secundaria se exige que esté integrada en un sistema de control
automático de generación cuya constante de tiempo de respuesta debe estar
en torno a 100 segundos.
Proceso de Contratación
El servicio complementario de regulación secundaria consta de dos fases
completamente diferenciadas: la dotación de una banda de regulación,
realizada el día anterior a la explotación real del sistema, y la utilización, ya en
tiempo real, de dicha banda de regulación.
Banda de regulación secundaria:
La contratación de la banda de regulación secundaria se realiza por una
subasta, en la que pueden participar las unidades de producción que tienen
capacidad técnica reconocida de aportar el servicio, en las condiciones
definidas en los procedimientos de operación del sistema.
El operador del sistema determina la banda de regulación que es necesario
mantener en cada una de las 24 horas del día siguiente, utilizando como
criterios, para este fin, los posibles errores en la previsión de la demanda, el
tamaño de los grupos programados y sus tasas de fallo, así como la variación
horaria de la potencia programada. Para ello, emplea el programa de
generación resultante tras la aplicación del mecanismo de gestión de
restricciones técnicas correspondiente al mercado diario, y sus propias
estimaciones de la demanda para el día siguiente.
Seguidamente, los agentes del mercado presentan ofertas indicando, por
unidad de producción, la banda de potencia ofrecida a subir y a bajar junto con
el precio al que están dispuestos a aportar dicha banda.
124
La asignación de banda de regulación a las diferentes unidades se realiza por
criterios económicos, entre aquellas ofertas cuya aceptación no genere
restricciones en el sistema, cumpliendo unos requisitos de equilibrio, por zona
de regulación, de la banda asignada en los dos sentidos.
La banda de regulación asignada a cada unidad de producción es retribuida al
precio de oferta más elevado entre las ofertas que han resultado aceptadas en
la subasta. Este coste fijo del servicio complementario de regulación
secundaria se reparte en función de la energía correspondiente al programa
final de las unidades de adquisición y de aquellas unidades de producción que
no estén incluidas dentro de una zona de regulación.
Utilización de la banda de regulación secundaria:
Durante la explotación en tiempo real del sistema eléctrico, las diferentes zonas
de regulación contribuyen a la regulación secundaria de forma solidaria
conforme a las consignas de modificación de programa emitidas a cada una de
las zonas de forma automática por el operador del sistema.
La participación en la regulación supone que las zonas de regulación, como
conjunto de unidades de producción, en algunos momentos producen más de
la energía que tienen programada (cubren un desvío positivo) y en otras menos
(cubren un desvío negativo). La energía producida en exceso es retribuida a un
precio marginal horario de utilización de banda de secundaria, que se calcula
como el precio que hubiese resultado para la energía terciaria equivalente que
idealmente la hubiese podido sustituir. De forma similar se calculan las
obligaciones de pago en caso de que la regulación secundaria cubra un desvío
negativo.
Características estructurales de la oferta
La estructura del equipo generador, instalado en el sistema peninsular, que
puede prestar el servicio de regulación secundaria es muy diferente de la
estructura del equipo que compite en los mercados de energía, tanto a nivel de
tecnologías como a nivel de concentración por agentes.
125
Las instalaciones de producción hidráulicas con capacidad significativa de
embalse, se encuentran en la mejor posición para la prestación de este servicio
por dos motivos principales: Por una parte, son unidades cuyo tiempo de
respuesta para variaciones significativas de potencia es mucho más adecuado
al tiempo requerido en la regulación secundaria que el correspondiente a
unidades térmicas con ciclo de vapor.
Por otra, como sucede también en la regulación terciaria, las implicaciones
económicas de disponer de una banda de regulación son diferentes para
unidades hidráulicas y térmicas. Esto es debido a que las unidades hidráulicas
tienen la energía limitada por el volumen de agua que reciben sus ríos o
embalses, y por tanto, dejar de producir una determinada cantidad de energía
en una hora no les supone incurrir en un coste de oportunidad elevado salvo
que el precio de la energía en esa hora sea muy diferente al del resto de las
horas del año, semana o día (según la capacidad de regulación de cada
central). Por la misma razón, este tipo de unidades rara vez se programa a su
máxima potencia, lo que les permite disponer de una banda de reserva natural
(aunque a veces sea a costa de una pequeña pérdida de eficiencia por explotar
sus unidades en puntos de funcionamiento no óptimos).
Como consecuencia de lo anterior, la variación de las condiciones hidrológicas
a lo largo del tiempo modifica la posición competitiva de los diferentes agentes
en este mercado, dado que la proporción de equipamiento hidroeléctrico y
térmico es muy diferente entre los agentes.
Evolución de la normativa
Hasta el mes de septiembre, las ofertas de regulación secundaria incluían,
además de la banda de potencia ofertada, el redespacho que era necesario
realizar a la unidad de producción, para que pudiese aportar la banda de
regulación ofertada, y el precio al que el agente estaba dispuesto a realizar
dicho redespacho. El proceso de asignación de las ofertas consideraba tanto el
126
precio ofertado por la banda como el coste de realizar los redespachos
necesarios, retribuyéndose la banda de regulación al precio marginal resultante
y la energía redespachada al precio ofertado.
La existencia de una doble retribución, por banda y por energía redespachada,
siendo únicamente la banda remunerada a precio marginal, configuraba un
mercado excesivamente opaco y con incentivos económicos poco claros. Por
otra parte la aparición, en abril, del mercado intradiario permitía a los agentes
gestionar los programas de sus unidades de generación para aportar la reserva
de regulación a que se hubiesen comprometido en la subasta de banda de
regulación secundaria, haciendo innecesario mantener la complejidad inicial del
mercado de regulación secundaria.
Así, a partir de septiembre las ofertas realizadas en la subasta de regulación
secundaria únicamente contienen información de la banda de potencia ofrecida
y el precio correspondiente.
Comportamiento en 1998
El servicio complementario de regulación secundaria consta, como se ha
descrito anteriormente, de dos etapas: una subasta de banda de regulación y
su utilización posterior en tiempo real.
Respecto a la asignación de banda de regulación, los niveles de banda
solicitados por el operador del sistema a lo largo de 1998 se han mantenido
relativamente estables a lo largo del año, siendo algo mayores hacia final de la
primavera y principios de verano y en los meses finales del año. Estas
diferencias son debidas, en principio, a las variaciones estacionales de la
demanda y a la distinta utilización del equipo generador.
Sin embargo, el coste fijo del servicio complementario de regulación secundaria
ha variado significativamente a lo largo del año, alcanzando valores superiores
127
a las 5 PTA/kW en los meses de agosto y diciembre, llegando a situarse por
debajo de 1 PTA/kW en el mes de octubre.
La participación de los distintos agentes en este servicio de regulación también
ha variado ampliamente durante 1998, registrándose cuotas mensuales de un
mismo agente superiores al 50% en algunos meses e inferiores al 20% en
otros. Estas variaciones han sido debidas, en parte, a las diferentes
condiciones hidrológicas en que se ha encontrado el sistema a lo largo del año,
y a la participación de grupos generadores que previamente no se utilizaban en
la regulación secundaria.
La energía empleada en la regulación secundaria ha sido superior a la media
anual durante los primeros meses de funcionamiento del mercado y en el mes
de diciembre, meses en los que se registraron los mayores niveles de demanda
del año.
Análisis
Los precios pagados para obtener la banda de regulación secundaria necesaria
en el sistema han sido, durante períodos prolongados, superiores a los precios
de los mercados diario e intradiario, lo cual ha podido ser motivado por una
falta de recursos productivos capaces de suministrar el servicio o un
funcionamiento deficiente del mercado de regulación secundaria.
Durante los meses de verano los precios elevados pudieron ser debidos, en
parte, a la utilización de un procedimiento de asignación de ofertas complejo y
poco transparente que fue diseñado para cubrir el período hasta la introducción
del mercado intradiario. De hecho, una vez modificada la forma de contratación
del servicio, se observa una contención apreciable en los precios de la banda
de regulación secundaria.
Sin embargo, en el mes de diciembre se produce un nuevo repunte en los
precios de banda, en este caso posiblemente relacionado con una menor
128
cantidad de recursos disponibles para prestar el servicio debido a los elevados
niveles de demanda registrados en la primera parte del mes y a unas
condiciones hidrológicas poco favorables.
Finalmente cabe señalar que a lo largo de 1998 se ha notado un incremento de
la participación de las unidades térmicas en la regulación secundaria, motivada,
en parte, por la reducción de la cobertura con energía hidroeléctrica hacia final
de año, pero también por la incorporación de nuevas unidades a la prestación
de este servicio por parte de los agentes con menor proporción hidráulica en su
equipamiento productivo.
Este hecho, positivo desde el punto de vista de la competencia en el mercado,
debe analizarse desde la perspectiva de la seguridad de la operación del
sistema evaluando si puede ampliarse la participación del equipo térmico en la
regulación secundaria aumentando el tiempo de respuesta actualmente
requerido para la prestación de este servicio.
3.6.3. Servicio Complementario de Regulación Terciaria.
Descripción del servicio
La función de la reserva de regulación terciaria, como la de toda reserva de
regulación, es la de mantener el equilibrio demanda-generación en el sistema
ante variaciones no programadas de la demanda o fallos del equipo generador.
Su utilización, no automática, se sitúa en el tiempo tras la actuación de las
reservas primaria y secundaria, con el objeto de regenerar la reserva
secundaria para que ésta quede disponible para hacer frente a nuevas
desviaciones de producción o demanda.
En el mercado español, se considera reserva de regulación terciaria la
variación máxima de potencia sobre el programa de generación asignado que
puede efectuar un grupo generador en un tiempo máximo de quince minutos y
que puede ser mantenida, al menos, durante dos horas consecutivas. El tiempo
de reacción es básico porque determina el tiempo para el cual se ha de dotar el
129
sistema de reserva de regulación secundaria, y la duración mínima es
necesaria para la definición de la secuencia del resto de mecanismos y
mercados que permiten modificar el programa de las unidades de generación.
Proceso de Contratación
En el mercado de regulación terciaria, a diferencia del de regulación
secundaria, no existe pago por banda de regulación, retribuyéndose
únicamente la utilización de la reserva.
No obstante, el operador del sistema establece el valor de la reserva de
regulación terciaria mínima que debe existir en el sistema teniendo en cuenta la
potencia del mayor grupo acoplado en el sistema y el error típico de estimación
de la demanda, de forma que se pueda hacer frente simultáneamente al fallo
de cualquier grupo generador y a errores de previsión de la demanda antes de
que se pueda disponer de generación con tiempo más lento de respuesta. En
caso de no existir reserva terciaria suficiente, el operador del sistema puede
recurrir al procedimiento de gestión de desvíos o tomar las medidas que
considere adecuadas (generalmente arranque de nuevos grupos térmicos) bajo
los mecanismos excepcionales de asignación.
Los agentes del mercado están obligados a presentar ofertas horarias de
banda de regulación terciaria para todas las unidades que pueden
proporcionarla en las condiciones definidas en los procedimientos de operación
del sistema. Dichas ofertas pueden ser modificadas cuando la situación de los
grupos generadores varíe como consecuencia de indisponibilidades, totales o
parciales, o de las asignaciones de energía realizadas en los mercados
intradiarios, gestión de desvíos o mecanismos excepcionales de resolución.
Durante la explotación del sistema puede ser necesaria la utilización de la
reserva de regulación terciaria para cubrir desvíos positivos (se ha de
incorporar nueva generación al sistema) o negativos (se ha de reducir la
generación sobre la programada). La reserva utilizada en cada uno de los
sentidos configura dos mercados independientes de reserva terciaria que en lo
130
sucesivo se denominarán mercado de “Terciaria a subir” y mercado de
“Terciaria a bajar”, ambos de carácter horario.
Si el desvío entre demanda y generación es positivo, el operador del sistema
dará orden de aumentar la potencia programada en las unidades que hayan
presentado oferta de terciaria a subir, comenzando por las ofertas más baratas
disponibles hasta cubrir el desvío observado. Al final de la hora se fija el precio,
al que se retribuye toda la energía terciaria empleada a subir dentro de la hora,
como el precio de la oferta más cara que ha sido necesario emplear dentro de
la hora.
De igual forma, si el desvío es negativo, el operador del sistema ordena la
reducción de potencia sobre programa en las unidades que han ofertado
reserva terciaria a bajar siguiendo un orden de precio descendente, siendo el
precio horario fijado como el menor precio de entre las ofertas que se han
utilizado. La asignación en orden descendente de precio se produce porque se
oferta el precio al que el agente está dispuesto a recomprar la energía que
previamente ha vendido en otros mercados, de forma que obtiene como
beneficio la diferencia entre el precio al que vendió la energía y el precio
marginal de recompra, de la terciaria a bajar.
Características estructurales de la oferta
La estructura de la oferta de reserva terciaria existente en una hora
determinada depende de varios factores comunes con el mercado diario como
la demanda y la hidraulicidad, pero resulta decisiva la gestión que cada uno de
los agentes decida realizar con sus unidades de generación en los diferentes
mercados de energía.
Todas las tecnologías de generación presentes en el parque generador
peninsular tienen capacidad de proporcionar reserva terciaria, sin embargo no
todas en la misma magnitud, ni con las mismas implicaciones económicas. Las
centrales hidráulicas con capacidad de regulación, por su velocidad de
respuesta, son capaces de proporcionar como reserva terciaria gran parte de
131
su potencia nominal, limitadas por el punto de funcionamiento programado en
otros mercados y por la cantidad de agua embalsada. Sin embargo las
centrales térmicas sólo pueden proporcionar como reserva terciaria el
incremento de potencia que son capaces de realizar en 15 minutos,
comparativamente muy inferior a las hidráulicas, y siempre que previamente
estuviesen programadas en otros mercados, condición no siempre necesaria
en el caso de las hidráulicas.
Un grupo térmico para participar en el mercado de terciaria a subir debe estar
programado por debajo de su potencia nominal, distinguiéndose dos
situaciones típicas con implicaciones muy diferentes. Si a los precios
resultantes en los mercados anteriores no resultaba rentable su despacho a
plena carga, no incurre en coste alguno por disponer de banda de potencia
para su utilización en el mercado de terciaria. Si, por el contrario, el grupo
hubiese resultado económicamente despachado a su potencia nominal en los
mercados anteriores, por disponer de banda de reserva terciaria incurre en un
coste de oportunidad igual a la diferencia entre el precio horario del mercado en
que hubiese sido despachado y su coste variable incremental de producción.
En el caso de reserva a bajar, todo grupo térmico programado por encima de
su mínimo técnico tiene una banda de reserva natural sin incurrir en coste
alguno.
Las unidades de oferta hidráulicas con capacidad de regulación no suelen ser
programadas a la máxima potencia que pueden aportar, salvo en situaciones
muy puntuales, por lo que disponen de una capacidad de regulación natural,
sin incurrir en costes adicionales para disponer de ella. Por otra parte, al
tratarse de centrales con energía limitada, el hecho de producir menos energía
de la programada en los mercados anteriores permite ofertarla en horas o días
posteriores obteniendo ingresos similares por el mismo agua, de forma que el
coste de la regulación a bajar, para este tipo de unidades, es relativamente
pequeño.
Teniendo en cuenta las características de las unidades de generación, los
agentes deben definir una estrategia de actuación en los diferentes mercados
132
de energía (mercado diario, intradiario, gestión de desvíos y terciaria),
resultado de la cual se obtiene la estructura de oferta de regulación terciaria,
aunque ésta viene también condicionada por los parques generadores de cada
empresa, por otra parte, bastante diferentes entre sí.
Comportamiento en 1998
La utilización de la reserva de regulación terciaria depende de los desvíos que
se produzcan entre generación y consumo en tiempo real, debidos a fallos del
equipo generador o a variaciones de la demanda sobre los valores
programados. Durante 1998, se han ido introduciendo sucesivamente sesiones
adicionales del mercado intradiario, lo que ha supuesto una modificación en la
utilización del mecanismo de gestión de desvíos que a su vez condiciona la
utilización de reserva terciaria, por lo que resulta difícil comparar los niveles de
utilización de este tipo de reserva a lo largo del año.
Los meses en que más se ha utilizado la reserva terciara han sido agosto,
noviembre y diciembre, duplicándose en este último mes el nivel mensual
medio de utilización. Esta mayor utilización de la reserva terciaria a final de año
pudo ser, en parte, consecuencia del mayor número de grupos térmicos
acoplados en esas fechas, aunque también se registraron diferencias
significativas entre las previsiones de demanda realizadas por el operador del
sistema y las compras de energía realizadas por los agentes en los mercados
diario en intradiario.
En el conjunto del año se ha utilizado más la reserva a subir que la reserva a
bajar, hecho que resulta coherente con el tipo de problemas que originan la
utilización de la reserva en cada sentido. La reserva terciaria a subir suele
utilizarse por dos motivos diferentes, la indisponibilidad fortuita de algún grupo
generador o niveles de demanda superiores a los programados, mientras que
la reserva a bajar suele ser empleada, únicamente, para corregir desviaciones
en la demanda programada. No obstante, en los meses de agosto y septiembre
se observa el efecto contrario, debido a que las compras de los agentes en el
133
mercado diario e intradiario fueron frecuentemente superiores a la demanda
real del sistema.
Los precios medios mensuales pagados por la energía de regulación terciaria a
subir se mantuvieron en torno a 5 PTA/kWh hasta mitad de año, subiendo en la
segunda parte del año hasta las 12 PTA/kWh registradas en el mes de
diciembre, coincidiendo con una mayor utilización de esta reserva de
regulación. En cuanto a los precios de terciaria a bajar, se han situado, en la
mayoría de los meses, entre 1 y 1,5 PTA/kWh. El efecto conjunto sobre el
precio final del mercado únicamente supera los 5 céntimos/kWh en el mes de
diciembre, lo que constituye un porcentaje muy pequeño sobre el precio total
de la electricidad en el mercado mayorista.
Análisis
Debido a la estrecha relación existente entre la regulación terciaria y el
procedimiento de gestión de desvíos, este punto se trata conjuntamente en el
apartado correspondiente a la gestión de desvíos.
3.6.4. Procedimiento de Gestión de Desvíos
Descripción del servicio
El procedimiento de gestión de desvíos tiene como objetivo resolver, junto con
los servicios complementarios de regulación, los desvíos que se produzcan
entre generación y demanda una vez cerrado el mercado intradiario, hasta la
primera hora que sea objeto de negociación en la siguiente sesión del mercado
intradiario.
Se trata de un mecanismo que utiliza el operador del sistema, cuando las
desviaciones entre la demanda estimada y la generación programada superan
ciertos niveles, que disminuyen significativamente la reserva de regulación
terciaria disponible o, cuando por su duración e intensidad, resulta más
eficiente utilizar otro tipo de generación menos costosa. Estas dos misiones se
consiguen porque la gestión de desvíos tiene lugar antes de la utilización de la
134
reserva terciaria, movilizando recursos de respuesta más lenta que los
necesarios para proporcionar terciaria, permitiendo, finalmente, disponer de
una mayor capacidad de regulación en tiempo real.
Los desvíos que ocasionan la utilización de este procedimiento se producen
fundamentalmente por dos motivos: fallos de grupos generadores una vez
cerrado el mercado intradiario y diferencias significativas entre la demanda
casada en los mercados de energía y la estimación realizada por el propio
operador del sistema.
Proceso de Contratación
Una vez publicado el resultado del mercado intradiario, el operador del sistema
dispone de los servicios complementarios y de la gestión de desvíos, como
herramientas para garantizar el equilibrio generación y demanda con la calidad
requerida. Si en algún momento estima que los desequilibrios entre la energía
programada a las unidades y la demanda prevista supera unos umbrales que
podrían poner en peligro la estabilidad del sistema (aún empleando las
reservas de regulación disponibles), o que hacen ineficiente la utilización de
reserva terciaria para resolverlos, procede a convocar una gestión de desvíos.
En la convocatoria, publica la cantidad de energía que se requiere en cada una
de las horas comprendidas entre la primera en que es posible aplicar el
resultado del proceso y la primera hora que se negociará en el siguiente
mercado intradiario. El desvío publicado en cada hora puede ser “a subir”, se
requiere nueva generación, o “a bajar”, es necesario producir menos energía
de la programada.
Los agentes, conocido el desvío a cubrir, presentan ofertas al operador del
sistema indicando las cantidades que ofrecen y las condiciones económicas en
las que las ofrecen, junto con condiciones técnicas que permiten cumplir con
las limitaciones físicas de funcionamiento de los grupos generadores.
135
El operador del sistema emplea un algoritmo matemático que pretende
seleccionar las ofertas que resuelven el desvío al menor coste posible para el
sistema. En el caso de desvíos a subir, las ofertas asignadas son retribuidas al
precio de oferta más elevado de entre las que se han seleccionado en cada
hora. Análogamente, en el caso de desvío a bajar, las ofertas asignadas deben
pagar el menor precio de oferta de entre las que se han seleccionado en cada
hora. En este caso, el precio marginal es el menor precio de las ofertas
aceptadas porque en la oferta se expresa el precio que al que el agente está
dispuesto a recomprar la energía que previamente ha vendido en otros
mercados, de forma que obtiene como ingreso neto la diferencia entre el precio
al que vendió la energía y el precio marginal de recompra, de la gestión de
desvíos a bajar.
Características estructurales de la oferta
La estructura de la oferta disponible para el procedimiento de gestión de
desvíos depende de varios factores, algunos comunes con el mercado diario
como son la demanda y la hidraulicidad, aunque en este caso hay dos factores
especialmente importantes: el primero es la gestión que cada uno de los
agentes realice con sus unidades de generación en los diferentes mercados de
energía y el segundo es el horizonte temporal que se cubre en la gestión de
desvíos.
En función de la antelación con la que se convoque la gestión de desvíos y su
duración, el tipo de energía capaz de acudir a ella puede ser muy diferente. En
los inicios del mercado, cuando no existía el mercado intradiario o éste
constaba de pocas sesiones, el horizonte para el que se convocaban gestiones
de desvíos era muy amplio, lo que permitía el acoplamiento de grupos térmicos
parados. En la última parte del año, con cinco sesiones del mercado intradiario,
el número de horas abarcadas por las gestiones de desvíos ha sido mucho
menor, limitando la oferta disponible para este proceso. No obstante, la oferta
en el mercado de producción no ha variado, aunque se ha desplazado a las
nuevas sesiones del mercado intradiario que se han ido creando.
136
En cuanto a las tecnologías de generación, la capacidad de oferta depende
mucho del nivel de demanda en las horas para las que se convoca gestión de
desvíos y del signo de los mismos. En las horas de llano y punta y para desvíos
a subir, generalmente es la hidráulica la que tiene mayor facilidad de oferta, ya
que es normal que esté programada por debajo de la máxima potencia horaria
que es capaz de suministrar. En estos casos los grupos térmicos sólo suelen
tener capacidad de generación por encima de la programada si ésta se ha
reservado explícitamente para participar en gestión de desvíos o en el mercado
de terciaria, renunciando a un beneficio en mercados anteriores. En las mismas
horas y para desvíos a bajar, la situación es muy parecida en los grupos
térmicos e hidráulicos. En horas de demanda baja, la situación de las distintas
tecnologías depende críticamente del nivel de hidráulica fluyente, aunque, en
general los grupos térmicos están mejor situados para cubrir desvíos a bajar
(aquellos que no estén programados a su mínimo técnico) y la situación es
similar para cubrir desvíos a subir.
La disponibilidad de medios generadores en las gestiones de desvíos por parte
de los distintos agentes depende, entre otros factores, del desvío a cubrir, de la
demanda en la hora (especialmente en relación con la demanda punta del día),
de la gestión que cada agente haya realizado en mercados anteriores y de la
estructura de generación por tecnologías, de la que disponga cada uno.
Comportamiento en 1998
La utilización de la gestión de desvíos dentro del mercado de producción de
energía eléctrica ha cumplido diversas finalidades a lo largo de 1998. Hasta el
mes de abril cumplía temporalmente las funciones para las que fue diseñado el
mercado intradiario, es decir, adecuar generación y consumo desde el mercado
diario hasta cerca del tiempo real, momento en el que comienza a utilizarse la
reserva terciaria. Posteriormente, tras la introducción del mercado intradiario y
según se ha ido aumentando el número de sesiones, su función ha pasado a
ser similar a la de proporcionar al sistema una reserva de capacidad con
137
tiempo de respuesta y duración superiores a los de la reserva terciaria,
permitiendo corregir desviaciones entre generación y consumo.
La mayor utilización del procedimiento de gestión de desvíos ha tenido lugar
durante el mes de agosto, tanto para cubrir desvíos a subir como para cubrir
desvíos a bajar, observándose un fenómeno que se repite en meses
posteriores consistente en que los desvíos se mantienen en el mismo sentido
durante varios días consecutivos.
En los diferentes meses del año, la distribución de desvíos a subir y a bajar ha
sido muy diferente, destacando el mes de septiembre en el que los desvíos a
bajar fueron casi cinco veces superiores a los desvíos a subir.
Los precios de la energía empleada en la gestión de desvíos a subir durante
los seis primeros meses se mantuvieron en torno a las 5 PTA/kWh,
aumentando progresivamente en el segundo semestre hasta sobrepasar las 14
PTA/kWh en el mes de diciembre. Los precios de la gestión de desvíos a bajar
fueron superiores a 1 PTA/kWh durante el primer semestre, descendiendo
paulatinamente hasta situarse por debajo de los 10 céntimos/kWh en el mes de
diciembre. La repercusión media mensual sobre el precio final del mercado
eléctrico ha oscilado ente uno y siete céntimos por kWh demandado.
Análisis
La gestión de desvíos es un mecanismo que fue diseñado para adecuar la
generación y la demanda cuando no existían mercados intradiarios que
realizasen esa función entre el mercado diario y la utilización de la reserva
terciaria. Con la introducción de sucesivas sesiones del mercado intradiario, el
horizonte en el cual la gestión de desvíos cumple su misión se ha reducido
drásticamente (de 36 a 4 horas, aproximadamente). Esta reducción de tiempo
implica cambios fundamentales en sus funciones, ya que el horizonte actual es
inferior al tiempo necesario para el acoplamiento de nuevos grupos térmicos no
previstos en la programación previa, lo cual hace que los medios de generación
138
empleados en la resolución de los desvíos sean más parecidos a los
empleados en la regulación terciaria.
Es posible, por tanto, la transformación del procedimiento de gestión de
desvíos en un mecanismo más simple y ágil que evitaría los problemas que
inevitablemente aparecen en mercados muy opacos y complejos ante cualquier
mínimo error de diseño en los mismos.
Por otra parte, la regulación terciaria fue definida con un tiempo mínimo de
duración de dos horas para que permitiese resolver los desvíos que se
produjesen entre las sesiones del mercado intradiario, supuesto que este
mercado constase de veinticuatro sesiones. Actualmente, transcurrido más de
un año desde que el mercado de producción de energía eléctrica comenzó su
funcionamiento, el número de sesiones del mercado intradiario es muy inferior
a las veinticuatro inicialmente previstas y el tiempo de duración de la reserva
terciaria significativamente inferior al intervalo de tiempo existente entre dos
sesiones consecutivas del mercado intradiario.
En esta situación convendría analizar si los mecanismos actuales, reserva
terciaria y gestión de desvíos, son los más adecuados para mantener el
equilibrio entre generación y demanda desde el cierre del mercado intradiario
hasta la actuación de la reserva secundaria, o si pueden definirse reservas de
regulación con tiempos de respuesta y duración del servicio más ajustados a la
organización actual del mercado de producción, sin reducir la eficacia de los
medios con los que actualmente cuenta el operador del sistema para mantener
unas condiciones de seguridad y fiabilidad adecuadas en la explotación del
sistema eléctrico.
Otro aspecto que convendría analizar es la participación de la demanda en el
servicio complementario de regulación terciaria y en la gestión de desvíos. Las
características técnicas del consumo de electricidad hacen inviable su
participación en servicios muy cercanos al tiempo real, sin embargo, la gestión
de desvíos y, en menor medida, la regulación terciaria pueden ser aportadas
por modificaciones en las pautas de consumo de las unidades de demanda. No
139
obstante, para que esto sea factible, el operador del sistema ha disponer de los
medios necesarios para asegurarse de que las unidades de demanda cumplen,
con suficiente fiabilidad, en tiempo real los compromisos adquiridos en este tipo
de servicios.
Respecto del volumen de energía gestionado en el procedimiento de gestión de
desvíos, llama la atención que tras la introducción del mercado intradiario
apenas ha disminuido, debido a que se observan diferencias significativas entre
la demanda real y las compras de energía realizadas por los agentes en los
mercados diario e intradiario.
En cuanto al nivel de precios registrado en el servicio de regulación terciaria y
en la gestión de desvíos cabe distinguir entre los movimientos de energía a
subir y los movimientos de energía a bajar y, asimismo, entre los meses finales
del año más el mes de agosto, y el resto del año.
El precio de la energía a subir en ambos servicios se ha mantenido en niveles
medios en torno a 1 PTA/kWh superiores al mercado diario hasta el mes de
agosto, mes a partir del cual el margen sobre el mercado diario se comienza a
elevar hasta alcanzar las 10 PTA/kWh en el caso de la gestión de desvíos y
unas 8 PTA/kWh en el caso de la reserva terciaria. Si bien la generación que
ha sido necesario incorporar al sistema en dichos meses era más cara que la
empleada en meses anteriores, el diferencial de precio no parece totalmente
justificado, aunque puede haberse debido a una cierta escasez de este tipo
reservas en la parte final del año, motivada por unas condiciones hidrológicas
menos favorables que en los meses iniciales.
El precio de la energía a bajar tanto de la utilización de la reserva terciaria
como de la gestión de desvíos ha sido, durante todo el año, muy inferior a los
precios registrados en el mercado diario, situándose las medias mensuales
más elevadas en torno a 2 PTA/kWh (se recuerda que en este tipo de energías
el coste, para el sistema, aumenta al disminuir los precios, al tratarse de
precios de recompra de la energía). Los precios correspondientes a horas de
llano y punta, en estos servicios, resultan significativamente inferiores al precio
140
del mercado diario en horas de mínima demanda, precio que debe reflejar el
coste variable de unidades más baratas que las retiradas en este proceso y, en
principio, una referencia para los precios de las energías a bajar sobre
programa. El efecto ha sido más acusado en gestión de desvíos que en
regulación terciaria, llegándose a valores, en el mes de diciembre, cercanos a
las 0 PTA/kWh.
Ante los niveles de precios registrados, especialmente durante los meses
finales del año, la CNSE ha emprendido actuaciones para aclarar, con la
participación de los agentes implicados, la causa de los mismos. Así mismo, se
ha procedido a la modificación del algoritmo de asignación de ofertas que fue
empleado durante 1998 en el procedimiento de gestión de desvíos.
3.7 AVANCE DEL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE
PRODUCCIÓN EN 1999
Se aporta en este apartado un resumen del funcionamiento del mercado de
producción hasta septiembre de 1999 con el objeto de esbozar las tendencias
fundamentales en la regulación y en el comportamiento del mercado en su
segundo año de funcionamiento.
3.7.1 Cambios normativos
Los cambios regulatorios más significativos se relacionan con los acuerdos
alcanzados entre el Ministerio de Industria y Energía y el sector eléctrico a
finales de 1998 con el fin de fomentar la liberalización del mercado. Entre estos
destaca la reforma de los costes de transición a la competencia, el cambio en
la regulación de los pagos por garantía de potencia y la reforma de las tarifas
de acceso. Este último aspecto se trata en el apartado del mercado minorista.
Por último también se comentan algunas modificaciones introducidas en las
reglas de mercado y en la operación del sistema.
Costes de Transición a la Competencia: A partir del 1 de enero de 1999, el
importe global pendiente de percibir por CTC y que supone del orden de 1,6
141
billones de PTA, se divide en tres grandes conceptos. Un 20 % de dicho
importe, unos 0,3 billones de PTA, se percibiría por los generadores por el
sistema de diferencias hasta 2007, de forma análoga a como estaba
establecido para el total de los CTC en 1998. Del 80 % restante, se reduce en
un 20 % (0,2 billones de PTA) y lo que resulta, alrededor de 1 billón de PTA, se
cobraría en el plazo de años que fuese necesario, incrementando hasta
entonces la facturación anual del sector un 4,5 %.
• Garantía de potencia: Se establece un pago de la garantía de potencia para
las compras destinadas a los consumidores cualificados y agentes externos
variable de acuerdo con el tipo de hora (pagos más altos en las horas de
demanda punta del año y más bajos o nulos en las de demanda menor) que
supone un nivel en torno a 0,3 PTA/kWh si se aplicase al perfil de toda la
demanda nacional. Por otra parte, como no se altera el importe total a
percibir por los generadores en concepto de garantía de potencia, la
diferencia entre lo que paguen los consumidores cualificados y el importe
global a repartir entre los generadores (que, como el año anterior se sigue
calculando multiplicando 1,3 por la demanda total) es soportada por la
demanda a tarifa.
• Cambios en las reglas de mercado: En febrero de 1999 entraron en vigor
unas nuevas reglas del mercado. Entre las novedades introducidas se
señalan las siguientes:
Mercado intradiario: A partir de 1999 se introduce una sexta sesión en el
mercado intradiario. De esta forma, se celebra una sesión del intradiario
cada cuatro horas a lo largo de todo el día.
Contratos bilaterales físicos: Se establece que la ejecución de los contratos
bilaterales físicos que involucren la capacidad de intercambio entre el
sistema español y otros sistemas debe comunicarse al operador del
mercado antes de las 10:00, es decir antes de la casación del mercado. La
ejecución del resto de los contratos bilaterales físicos podrá comunicarse
como durante 1998, hasta las 11:00.
Liquidación de la garantía de potencia: Se aplican, en las liquidaciones del
mercado, las reformas introducidas.
142
Garantías: Se precisa el régimen de determinación de las mismas.
• Cambios en los procedimientos de operación: Se destacan, únicamente, los
cambios en el método de asignación del procedimiento de la gestión de
desvíos. En 1998, como se comenta con mayor detalle en el apartado
correspondiente de este documento, el procedimiento asignaba las ofertas,
a subir o a bajar, a partir de un algoritmo matemático que seleccionaba
(admitiendo el uso de condiciones complejas) las que minimizaban los
costes para el sistema aunque todas ellas eran pagadas al precio marginal.
A partir de marzo de 1999 se utiliza un mecanismo de asignación semejante
al de los mercados diario e intradiario (manteniéndose el uso de
condiciones complejas) que coincide con el mecanismo de retribución de la
energía despachada. De esta forma, se han evitado los problemas del
procedimiento de la gestión de desvíos.
3.7.2 Actuaciones de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico
Además de los informes preceptivos sobre, entre otras, las materias señaladas
en el apartado anterior, la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico ha
presentado informes sobre hechos anómalos en el funcionamiento del
mercado, y sobre los intercambios internacionales.
En conformidad con la misión que la Ley encomienda a la Comisión Nacional
del Sistema Eléctrico de velar para que los sujetos que actúan en el mercado
de producción de electricidad lleven a cabo su actividad respetando el principio
de libre competencia, cuando la Comisión detecte la existencia de indicios de
prácticas restrictivas de la competencia lo pondrá en conocimiento del Servicio
de Defensa de la Competencia, aportando todos los elementos de hecho a su
alcance y, en su caso, un dictamen no vinculante de la calificación de los
mismos. Por ello, la Comisión realizó diversos estudios sobre el
comportamiento de los agentes en el mercado, dos de los cuales se plasman
en sendos informes aprobados por el Consejo de Administración (a disposición
del público) sobre episodios anómalos en los mercados gestionados por el
143
Operador del Sistema. En dichos informes se tuvieron en cuenta las
alegaciones presentadas por los agentes.
Es importante señalar que, en principio, los precios elevados en un mercado no
son en sí reflejo de una conducta anómala. Precios altos, establecidos como
resultado de la expresión de la oferta y de la demanda en un mercado
competitivo, pueden representar que existe carestía del producto, estando, en
tal caso, los demandantes dispuestos a satisfacer un precio relativamente alto
por el mismo. Cuando se sospecha que los precios altos responden a la
estrategia de uno o de varios participantes del mercado, expresando el ejercicio
de una posición de dominio, esos mismos hechos reclaman una actuación de la
entidad reguladora del sector.
En este sentido, la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico analizó las
estrategias de dos de los agentes del mercado: en uno de los casos se estudió
la participación del mismo en el mecanismo de resolución de restricciones
técnicas y en el procedimiento de gestión de desvíos y en el otro caso se
analizó únicamente la participación en el mecanismo de gestión de desvíos.
En lo concerniente a las restricciones de la red, éstas están, en el caso
español, sobre todo localizadas en la zona sur peninsular. Ello se explica por
un cierto desequilibrio en la distribución geográfica de la capacidad de
generación, fundamentalmente instalada en el norte, que implica que, en
períodos estivales, con demandas muy fuertes en el sur, se registren en dichas
zonas niveles bajos de tensión eléctrica. Dado que, por razones del desarrollo
histórico del sistema eléctrico, sólo uno de los cuatro agentes generadores
dispone de capacidad instalada en aquella zona, la resolución de las
restricciones depende de la actuación del equipo propiedad de sólo uno de los
participantes en el mercado. Con objeto de verificar si la participación de dicho
agente ha incurrido en abuso de posición dominante a través del
establecimiento de precios excesivamente altos se procedió a comparar las
ofertas realizadas para la resolución de restricciones con unos precios de
referencia, suficientemente conservadores.
144
De la comparación realizada se deriva que de forma sistemática durante 1998
se han efectuado ofertas aplicadas al mecanismo de resolución de
restricciones significativamente superiores a los precios de referencia, lo que
desembocó, comúnmente en precios medios de 10 PTA/kWh. En las
alegaciones presentadas por el agente concernido, se presentaron factores
cuya internalización en las ofertas podría justificar precios elevados. No
obstante, en reuniones mantenidas con dicho agente a lo largo de 1999 en las
que se han analizado su comportamiento ante las restricciones presentadas en
este último verano, se ha apreciado un mejor ajuste de los sobrecostes gracias
a una explotación más racional del parque que ha permitido un abaratamiento
de la energía movilizada por la gestión de restricciones. Dicha actitud se valora
muy positivamente por esta Comisión, sin perjuicio de presentar en el futuro
propuestas regulatorias sobre la gestión de restricciones técnicas y de seguir
analizando episodios semejantes.
Por otra parte, se han observado en los últimos meses de 1998,
comportamientos singulares de dos agentes en el mecanismo de gestión de
desvíos. Debido en buena medida a los defectos del propio procedimiento, se
han producido precios muy altos que se combinaban con estrategias tendentes
a eliminar a sus competidores, relacionando los precios ofertados con el uso de
las condiciones complejas. Si bien es cierto que los propios agentes (así como
la Comisión y los dos operadores) han solicitado con insistencia el cambio en el
algoritmo de asignación, no puede justificarse la conducta seguida por los
participantes aludidos. No obstante, desde el momento en que la Comisión
Nacional del Sistema Eléctrico dio a conocer la primera versión de su informe a
los agentes, no han vuelto a detectarse las situaciones descritas a pesar de
que el procedimiento no fue finalmente reformulado hasta marzo de 1999.
Este cambio de actitud de las empresas, que reorientaron su proceder antes de
la llegada del cambio normativo y posiblemente con la remisión de las primeras
conclusiones del análisis del regulador, induce a la Comisión a pensar que
debe concederse un plazo a los agentes para conocer las implicaciones de sus
acciones bajo el prisma de la competencia. La Comisión desestima la remisión
de los estudios realizados a los organismos competentes, al realizar una
145
consideración del contexto global de los hechos, dentro de entorno de
profundos cambios en el funcionamiento del sector, de corrección de
deficiencias regulatorias y de reacción positiva de los agentes involucrados.
Un incidente acaecido el 2 de junio de 1999 ha servido de soporte a un informe
completo de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico sobre hechos
acontecidos en la gestión de restricciones internacionales. Aquel día, un agente
externo que incorpora su energía a España a través de la frontera francesa,
presentó una oferta por su energía a un precio inferior al contrato a largo plazo
entre REE y EDF. De esta manera, y dado que por la limitación de la capacidad
de interconexión no podían despacharse íntegramente ambas ofertas, desplazó
en la casación a una parte del contrato REE – EDF. Con posterioridad, el
operador del sistema español tuvo que retirar la energía despachada a este
agente externo, debido a que el operador francés comunicó que dicho agente
no disponía de permiso de tránsito.
La secuencia de esos acontecimientos ha puesto de manifiesto la necesidad de
completar la regulación sobre transacciones internacionales y sobre la
participación de agentes externos en el mercado español. La Comisión
considera que existen cauces para asegurar al mismo tiempo que el
consumidor español se beneficie de las ventajas del contrato9 y que se fomente
la integración eficiente del mismo en el mercado. Por ello, es lógico que cuando
el precio resultante de la casación del mercado es superior a su coste variable
(precio al que se oferta en el mercado diario), el contrato se despacha
íntegramente y cuando sea inferior, se interrumpa su despacho.
Sin embargo, la respuesta a la pregunta, qué ocurre cuando las ofertas
procedentes del otro lado de la frontera exceden la capacidad de la
9 El R.D. de mercado desarrolla la Ley en los siguientes términos. "[...]mantendrán su vigencia y operatividad al margendel mercado de producción, si bien habrán de ser tenidos en cuenta en la casación de ofertas, por su coste variablemarginal [...]" " [...]las diferencias entre los pagos y cobros del mercado y los pagos y cobros que se deriven de dichoscontratos se repercutirán a todos los consumidores finales en los términos que se determinen mediante OrdenMinisterial". La O.M. fija que los excesos o defectos de ingresos de REE por los contratos se repercutiránmensualmente a las empresas distribuidoras, siendo el reparto proporcional al valor monetario de la energía adquiridaen el mes por cada empresa distribuidora.
146
interconexión, no aporta una solución satisfactoria en este momento.
En este momento, de forma simplificada, el algoritmo de casación selecciona a
los bloques de energía de menor precio hasta alcanzar el límite de capacidad
de tránsito aunque luego la energía procedente de la interconexión, como todo
el resto de la energía negociada en el mercado, se retribuye al precio marginal.
Permitir un juego especulativo contra el contrato, ofertado sistemáticamente a
un precio conocido por todos podría ser perjudicial para los consumidores
españoles; excluir al contrato del reparto representaría una integración
ineficiente del mismo. La puesta en marcha de subastas de capacidad podría
ser una solución, para la que deberían abordarse ciertos cambios regulatorios,
en que los agentes (externos) participantes quedaran retribuidos de acuerdo
con el precio marginal “al otro lado de la frontera”.
Por otra parte, la Comisión señala la importancia de la publicación de los
escenarios utilizados por el operador del sistema para realizar los estudios y
cálculos de la capacidad comercial, tal como establece la legislación en vigor.
Asimismo considera que se debe prestar atención a la actuación de
determinados agentes externos que a su vez son los operadores del sistema
de redes vecinas, por si su comportamiento perjudicara la posición de quienes
pretendieran incorporar energía al sistema español. Finalmente, no debe
eludirse la búsqueda de cauces para la renegociación de los términos del
contrato.
3.7.3. Evolución del mercado mayorista hasta septiembre de 1999
El hecho más destacable del funcionamiento del mercado de producción en el
año 1999 ha sido el espectacular incremento de las compras de los
comercializadores. Mientras que en todo el año 1998 las compras de los
comercializadores se situaron en el entorno del 1 % de las compras netas en el
mercado, en el período de enero a septiembre de 1999 han pasado a
representar casi el 14 %. El ritmo de crecimiento de estas adquisiciones de
enero a septiembre ha sido aproximadamente del 400 % y, así, en el mes de
septiembre su cuota de participación en las compras netas ha estado en el
147
entorno del 21 %. Previsiblemente su peso en el mercado se incrementará al
finalizar el año 1999, puesto que el número de consumidores cualificados será
mayor a partir del mes de octubre, en que podrán elegir suministrador los de
consumo anual superior a 1 GWh.
Los únicos cambios en la estructura de la oferta que participa en el mercado
han sido: la compra por parte del grupo empresarial eléctrico de menor tamaño
de las participaciones que los dos grupos de mayor tamaño tenían en una
central térmica de carbón nacional, de esta forma ha disminuido tanto el
número de centrales de propiedad compartida como, ligeramente, el grado de
concentración de la generación; y la autorización para participar como
vendedores en el mercado español en calidad de agentes externos a un
conjunto de empresas eléctricas europeas y a los cuatro grupos empresariales
eléctricos españoles.
Las variaciones del equipo generador que participa en el mercado de
producción han sido muy poco significativas - pequeños incrementos de
potencia en las centrales nucleares. El número de anuncios de proyectos de
construcción de nuevas centrales de ciclo combinado a gas natural se ha
incrementado con respecto a lo anunciado en 1998. Actualmente la potencia a
instalar en este tipo de proyectos supera los 13.000 MW. Sin embargo, ninguna
de estas instalaciones es previsible que entre en servicio antes de finales del
año 2002.
La demanda ha mantenido las tasas de crecimiento elevadas de los últimos
años, así el incremento de demanda del sistema peninsular en los nueve
primeros meses del año ha alcanzado el 6,5 %. En estos mismos nueve meses
las adquisiciones netas en el mercado, incluyendo las compras del bombeo y
las exportaciones, se han incrementado en un 6,6 %. La diferencia entre el
incremento de demanda peninsular española (incremento del consumo de
todos los consumidores nacionales de la península) y de las compras en el
mercado se debe a las mayores compras del bombeo y al incremento de las
exportaciones. Sin estos dos componentes, el incremento de las compras en el
mercado hubiese sido inferior al de la demanda nacional, puesto que la
148
producción del régimen especial, que debe ser adquirida por las empresas
distribuidoras antes de sus compras en el mercado de producción, ha crecido
un 23 %.
En enero de 1999 se registró la máxima demanda histórica de potencia del
sistema peninsular: 29.769 MW. Este valor es casi 300 MW mayor que el último
máximo registrado en diciembre de 1998. Puede registrarse otro máximo en
diciembre de 1999, si este mes registra temperaturas similares a las del año
1998.
En los nuevos primeros meses de 1999 las compras netas del mercado
organizado, incluyendo adquisiciones del bombeo y exportaciones, se han
elevado a casi 123.700 GWh con unos pagos totales próximos a los 726.000
millones de pesetas, lo que representa un precio medio final de casi 5,9
PTA/kWh. El precio medio final hasta septiembre de 1999 se ha incrementado,
por tanto, en algo más de un 1% con respecto al precio final del año 1998.
Aunque el precio medio final no haya tenido un incremento muy elevado, se ha
producido un cambio muy significativo en la repercusión de cada uno de los
componentes del precio final. Así, para el conjunto de las adquisiciones netas
en el mercado, los pagos en el mercado diario representan aproximadamente
el 76 % de los pagos totales, la garantía de potencia del orden del 21 % y las
restricciones técnicas, banda de secundaria y procesos de operación técnica
algo más del 3 %. Estos valores deben compararse con los de 1998: 73 %, 22
% y 5 % respectivamente.
El precio final pagado, y la repercusión en los pagos totales de cada
componente, son muy diferentes para cada una de las categorías de
compradores en el mercado, dependiendo fundamentalmente de los pagos por
garantía de potencia.
149
- Las centrales de bombeo pagan el precio final más bajo, dado que están
exentas tanto del pago de la garantía de potencia como del sobrecoste
de las restricciones técnicas. Además al estar todas las centrales
incluidas en zonas de regulación tampoco se les repercute el coste fijo
de la banda de regulación secundaria. Por ultimo, la flexibilidad de estas
instalaciones les permite aprovechar los precios más bajos del mercado
intradiario.
- Las compras de los comercializadores, consumidores cualificados y
agentes externos tienen un precio final más alto que las centrales de
bombeo, pero inferior al de las empresas distribuidoras, puesto que el
precio medio que pagarían por garantía de potencia para una curva de
demanda con la misma forma que la del sistema peninsular no llegaría a
los 30 céntimos/kWh. La disminución del precio final por sus
adquisiciones en el mercado intradiario es mayor que la del conjunto de
las compras netas, dado que son mucho más activos en ese mercado
que los distribuidores. Por último, en las liquidaciones provisionales sin
medida se repercuten la mayoría de los costes de los procesos de
operación técnica a las compras de los distribuidores. Para esta
categoría de demanda es para la que la repercusión en el precio final del
mercado diario es mayor.
- Las compras de las empresas distribuidoras tiene el precio final más
alto, puesto que ellas deben pagar la diferencia entre el producto de 1,3
PTA/kWh por la demanda nacional final en el mes y los pagos realizados
por comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos;
así mismo en las liquidaciones provisionales sin medida deben hacer
frente a la mayoría de los costes de los procesos de operación técnica.
La comparación de los componentes del precio en el período enero a
septiembre de 1999 con los del año 1998 pone de manifiesto: el incremento del
mercado diario (4,5 PTA/kWh frente a 4,3 PTA/kWh), el incremento del
sobrecoste de las restricciones técnicas (7 céntimos/kWh frente a 4
150
céntimos/kWh), la disminución del coste fijo de la banda de regulación
secundaria (menos de 3 céntimos/kWh frente a 17 céntimos/kWh), la
disminución del coste de la garantía de potencia (1,25 PTA/kWh frente a 1,27
PTA/kWh) y el mantenimiento de la repercusión en el precio final del mercado
intradiario (en este caso ligeramente negativo) y de las energías de los
procesos de operación técnica.
Merece la pena señalar que, probablemente, el sobrecoste de las restricciones
técnicas al finalizar el año será algo inferior al de los nueve primeros meses,
puesto que la energía de las restricciones técnicas es máxima en los meses, ya
transcurridos, de verano. No obstante, este sobrecoste será, también
probablemente, mayor en el año 1999 que en el año 1998, debido al mayor
número de restricciones motivadas por los crecimientos de demanda de las
zonas sur y levante. La disminución del precio de la garantía de potencia para
el conjunto de las compras en el mercado se debe a que éstas incluyen las
adquisiciones del bombeo - exento de pagos por este concepto - que han
crecido significativamente con respecto a las del año 1998.
En los nueve primeros meses del año se ha negociado en el mercado
organizado algo más del 87 % de la demanda de energía de la península,
correspondiendo el casi 13 % restante a la producción del régimen especial.
Las compras en el mercado han sido superiores a la diferencia entre la
demanda peninsular y la producción del régimen especial debido a las
exportaciones y a las compras del bombeo que han representado un 1,5 % y
2,5 % respectivamente de dichas compras en el mercado.
La producción de las centrales nacionales en los nueve primeros meses del
año se ha incrementado un 3,7 % respecto al mismo periodo del año anterior.
El reparto por tecnologías de la producción nacional ha sido el correspondiente
a un año muy seco - la probabilidad de superar el producible acumulado es del
95 % en septiembre-. Así la producción hidráulica ha representado el 14 %
(disminución del 42 % con respecto al mismo periodo del año 1998), la nuclear
el 35 % (disminución del 5 % con respecto al mismo periodo del año 1998,
debido a los mantenimientos y recargas realizados) y la térmica convencional
151
un 51 % (incremento del 46 % con respecto al mismo periodo del año 1998,
destacando la mayor utilización de las centrales de fueloil y fueloil/gas natural).
El comercio internacional se ha incrementado sensiblemente: las importaciones
de energía han representado un 5 % del saldo de compras en el mercado,
habiendo disminuido el peso en estas importaciones de los contratos
gestionados por Red Eléctrica de España al 58 %; las exportaciones
alcanzaron un 1,5 %, siendo el peso de los contratos de RED del 33%. Las
importaciones realizadas por los agentes del mercado, esto es por los agentes
externos, se han canalizado a través de empresas españolas en contadas
ocasiones, dada la limitación que la escasa capacidad de las interconexiones
con Francia y las reglas de autorización de tránsitos utilizada por el operador
francés y en la mayoría de los casos por empresas eléctricas europeas (una
portuguesa, otra francesa y otra belga). Las exportaciones se han llevado a
cabo utilizando todas las opciones posibles: empresas comercializadoras
españolas (en los casos de Andorra, Marruecos y Portugal), empresas
europeas autorizadas como agentes externos (Portugal) y empresas
generadoras españolas autorizados como agentes externos (Portugal).
152
4. EL MERCADO MINORISTA Y LA COMERCIALIZACIÓN.
4.1. INTRODUCCIÓN
Como consecuencia de la Ley 54/1997 y de los Reales Decretos y Ordenes
que se publicaron a finales de 1997 ha sido posible contar, desde el 1 de Enero
de 1998, con un mercado organizado de producción. A este mercado de
producción han podido acceder los diversos agentes del mercado minorista:
consumidores cualificados, comercializadores por la energía que adquiriesen
para su venta a consumidores cualificados y distribuidores por la energía
destinada al mercado cautivo.
Es evidente que la creación de un mercado eléctrico requiere su tiempo y más
si se tiene en cuenta que, a nivel minorista, la entidad del mismo es muy
superior a la producida a nivel mayorista. En efecto, el cambio implica a
muchos más agentes, en algunos casos de nueva creación, con un nuevo
sistema de relaciones, sin experiencia alguna al respecto, y a los que afectan
multitud de aspectos regulatorios. Esto ha llevado a que se produzcan lógicos
retrasos en el desarrollo del mercado minorista, debidos a problemas de
plazos, precios, regulatorios, técnicos y de falta de experiencia.
Los consumidores, para acceder al mercado, han tenido que acreditar un
consumo superior a los 15 GWh, pudiendo optar por dos modalidades de
contratación: adquirir la totalidad del suministro, o aquella parte del mismo no
cubierta por el contrato a tarifa. En este último caso, dado que la contratación
de la tarifa de acceso se ha producido una vez comenzada la temporada
eléctrica, ha sido preciso que la D.G.E. fijase las condiciones de aplicación de
la tarifa.
También, es preceptivo que, para que los Comercializadores puedan ejercer
su actividad, dispongan de autorización administrativa, para lo cual necesitan
demostrar su capacidad legal, técnica y económica. Asimismo, para poder
adquirir energía eléctrica para suministrar a sus clientes, han de estar inscritos
153
en el Registro y presentar al operador del mercado garantía suficiente para
cubrir su demanda. Dado que no se ha producido desarrollo normativo alguno
que afecte a la comercialización, la inscripción en el Registro de
Comercializadores tiene en la actualidad carácter provisional.
El segmento de mercado liberalizado, usuarios cuyo consumo por punto de
suministro superase los 15 GWh, ha correspondido en general a consumidores
muy intensivos en energía, que modificaron sus procesos productivos para
adaptarlos a las pautas temporales más beneficiosas en las tarifas integrales,
acogidos en muchos casos a descuento por interrumpibilidad y que, en
consecuencia, obtienen unos precios bajos. Si a esto se le añade que los
precios que podían haber obtenido en el mercado de producción tenían una
variación temporal menor que la de las tarifas integrales, que las tarifas de
acceso vigentes en 1998 han sido elevadas, y que los cargos por garantía de
potencia han sido altos y, además, contenían un elevado componente de
volatilidad, es lógico que, durante gran parte del ejercicio, tan solo se hiciese
uso de las compras de energía adicional y esto más bien por motivos
coyunturales que con ánimo de permanencia.
Cualquier indefinición regulatoria de los componentes que afectan al
suministro, o que crean una asimetría a favor de las actividades reguladas,
incide muy negativamente sobre el mercado minorista, tanto en el sentido de
que desincentiva a que los consumidores ejerzan realmente la elegibilidad,
como a que nuevos agentes puedan penetrar en el mercado. En este sentido,
cabe señalar que aún no se han reglamentado aspectos clave para el
desarrollo del mercado minorista. Tal es el caso de los requisitos para realizar
la actividad de comercialización, la falta de definición de las condiciones de
acceso, la carencia de estándares de calidad individual o la transferencia de
información sobre clientes cualificados de los distribuidores a los
comercializadores.
Cabe también señalar la presencia de problemas técnicos que han incidido de
forma negativa en el desarrollo del mercado, sobre todo aquellos aspectos
relativos a la medida y su repercusión sobre el sistema de liquidaciones. El
154
hecho de que exista un R.D. de puntos de medida que se basa en unas
Instrucciones Técnicas Complementarias publicadas con más de un año de
retraso (12-4-99), hace que los agentes hayan carecido en 1998 de la
información necesaria para llevar a cabo su función de una forma correcta.
A continuación, se pretende entrar en profundidad sobre lo acontecido en el
mercado minorista a lo largo de 1998. Para ello, en primer lugar, se analiza el
mercado potencial, describiendo someramente a qué consumidores afecta la
liberalización propuesta para 1998 y las características de éstos en lo referente
a consumo y precios. Después, se describen las distintas alternativas por las
que podría optar un consumidor cualificado. Se sigue señalando qué
conceptos de coste se incluyen en el precio final: describiéndolos, dando un
orden de magnitud de la cuantía de los costes y realizando un análisis de
comparación tarifa-mercado basado en datos de consumidores medio y tipo.
Posteriormente se describe lo que ha sucedido en el mercado minorista a lo
largo de 1998, y se realiza un análisis del funcionamiento del mismo en dicho
año. Para terminar, se muestra un avance del desarrollo del mercado en 1999,
incluyendo las medidas adoptadas a finales de 1998 y el desarrollo normativo
actualmente en curso.
4.2. EL MERCADO POTENCIAL
La puesta en marcha de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico permite, por
primera vez, que los consumidores de electricidad que cumplan los requisitos
de elegibilidad puedan ir al mercado de electricidad. Este cambio separa
claramente a los consumidores de electricidad en dos grupos: los clientes
cualificados y los no cualificados que deberán permanecer sujetos al pago de la
tarifa integral. Se amplían, por tanto, las posibilidades de los consumidores
cualificados que pueden, si lo consideran oportuno, comprar la totalidad o una
parte de su energía en el mercado o, por el contrario, pagar por el suministro
un precio regulado, la tarifa integral a la que estén acogidos.
155
La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico en su Disposición transitoria decimotercera
establece unos umbrales de elegibilidad y un calendario aplicables hasta el año
2004. También considera la Ley la posibilidad de que el Gobierno modificara
los límites establecidos en principio si así lo recomendaban las condiciones del
mercado.
Concretamente en 1998 tenían la condición de clientes cualificados aquellos
cuyo consumo anual superara los 15 GWh. La única excepción la constituían
los titulares de instalaciones de transporte por ferrocarril, incluido el
metropolitano, que se consideraban cualificados independientemente de su
tamaño.
En el cuadro siguiente se recoge una descripción de estos suministros,
agrupados según el tipo de tarifa a la que tradicionalmente habían estado
acogidos. Dado que sólo se dispone de información desagregada
correspondiente a 1.997, el volumen de consumo, la facturación y el precio
medio, son las estimaciones para 1.998, que resultarían de suponer que todos
ellos permanecieran acogidos a las mismas tarifas integrales.
Suministros cualificados en 1998
Grupo Tarifario Nº Suministros Consumo(GWh)
Facturación(MILL PTA)
Precio Medio(PTA/kWh)
M.T. General 157 3.864 37.832 9,79M.T. Interrumpible 77 3.422 23.383 6,83A.T. General 69 2.111 18.971 8,99A.T. Interrumpible 98 13.484 54.143 4,02THP 74 10.952 65.169 5,95G4 5 7.654 28.096 3,67Riegos 1 127 964 7,58Distribución 50 2.163 16.840 7,78Total (Sin Tracción) 531 43.776 245.399 5,61
Tracción 366 2.730 28.956 9,40
Total (Con Tracción) 897 46.506 266.979 5,90
Fuente: Elaboración propia en base a información de 1997, salvo los datos de tracción queprovienen del SILAR (1998)
156
En el cuadro anterior se observa que a pesar de tratarse de un número
pequeño de suministros, la energía que demandan es muy importante, casi un
30% del total del sistema peninsular.
Sin embargo, en el supuesto de que permanecieran todos a tarifa integral, la
facturación de este colectivo representaría únicamente alrededor de un 14%
del total facturado por el sistema en 1998. Esto se debe a que el precio medio
que pagarían a tarifa integral es de 5,9 PTA/kWh, cantidad notablemente
inferior a las 12,6 a que asciende, aproximadamente, el precio medio del
sistema. Además, es preciso tener en cuenta que la dispersión de precios que
estos consumidores han venido pagando a tarifa es significativa, oscilando
desde niveles en torno a las 4 PTA/kWh hasta más de 10 PTA/kWh.
Finalmente, se observa que mientras el mayor número de suministros
cualificados se da en tarifas de media tensión y tracción, el consumo se
concentra en tarifas de alta tensión interrumpibles, THP y G4, precisamente
aquellas con precios medios más bajos.
4.3. OPCIONES DISPONIBLES PARA LOS CLIENTES
CUALIFICADOS.
Hay que tener en cuenta que la condición de elegibilidad no es vinculante, en la
medida en que no es obligatorio que los consumidores cualificados accedan al
mercado. Por el momento no se ha establecido ningún periodo transitorio a
partir del cual los clientes cualificados estén obligados a hacerlo. La Ley
54/1997 únicamente establece que a partir del año 2007 todos los
consumidores de energía eléctrica tendrán la consideración de consumidores
cualificados.
Así pues, a lo largo de 1998, al igual que en la actualidad, las posibilidades de
los clientes cualificados son las siguientes:
157
• Pueden optar por seguir pagando por su suministro de electricidad la tarifa
integral. Las tarifas integrales incluyen todos los cargos por el suministro,
esto es, los de producción, transporte, distribución, comercialización, así
como las cuotas que corresponde abonar por costes permanentes y de
diversificación y seguridad de abastecimiento.
• Pueden adquirir la energía necesaria directamente en el mercado
mayorista, realizar contratos bilaterales físicos con los generadores, o
adquirir la energía mediante contratos con los comercializadores o con
agentes externos. En el apartado siguiente se describirán con detalle los
componentes de la factura eléctrica que deberá abonar el cliente en el caso
en que decida ir directamente al mercado. Obviamente en los otros casos,
en la medida en que el cliente cualificado negocie libremente las
condiciones de su suministro directamente con un generador o lo haga a
través de un intermediario, las características de su contrato y las
condiciones en él recogidas serán difíciles de precisar.
• También pueden optar por una solución intermedia, comprando a tarifa la
mayor parte de su energía y realizando contratos adicionales de electricidad
en el mercado, directamente o a través de un comercializador, bajo ciertas
condiciones.
La única obligación formal para que un cliente cualificado pueda ejercer la
opción de ir al mercado es que se inscriba en el Registro Administrativo de
Distribuidores, Comercializadores y Clientes Cualificados, y que demuestre,
presentando un certificado de consumo del año anterior expedido por el
distribuidor, que su consumo satisface la condición de elegibilidad. Hay que
señalar que el umbral de consumo se refiere a una instalación o a un punto de
suministro, no pudiéndose agrupar, en general, distintos puntos aunque
pertenezcan a un mismo titular.
158
4.4. COSTE DEL SUMINISTRO LIBERALIZADO
4.4.1. Conceptos de coste incluidos en el precio liberalizado
Consideraciones previas
En el caso más general de un consumidor que adquiriese su energía al
mercado y contratase su acceso con un distribuidor, se debe diferenciar
claramente los pagos por energía, y los pagos por acceso a la red.
Como ya se ha mencionado antes, en el supuesto de que el consumidor
contratase todo su suministro con un comercializador, la forma de contratación
sería libre, por lo que sería posible que se realizase un único pago por energía
y acceso o bien que se separasen ambos conceptos. En cualquier caso, estos
componentes del pago estarían incluidos, al menos de forma implícita, en los
contratos.
Antes de entrar en consideraciones de precio, se ha de señalar que se precisa
conocer la energía consumida en cada hora. Esta energía horaria tiene dos
tratamientos distintos. El valor leído en el contador del usuario es el que se
utiliza para el cálculo de las tarifas de acceso. Sin embargo, puesto que el
mercado funciona en barras de central, a la energía medida en contador se le
ha de incrementar las pérdidas, para obtener la energía comprada en el
mercado. Estas pérdidas están reguladas por niveles de tensión y periodos
horarios, y son las siguientes:
159
Tensión de
Suministro
Pérdidas de energía imputadas (en % de la energía
consumida en cada período)
Periodo 1Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6
Baja tensión
Mayor 1 kV< 36 kV
Mayor 36 kV< 72,5 kV
Mayor 72,5 kV < 145 kV
Mayor de 145 kV
22,9
9,4
7,4
4,9
2,5
20,9
8,8
6,9
4,6
2,3
19,7
8,5
6,6
4,5
2,3
18,9
8,2
6,3
4,3
2,2
18,6
8,3
6,4
4,4
2,2
13,9
6,1
4,7
3,2
1,6
Los periodos aquí indicados corresponden a los que se definen para la Tarifa
Horaria de Potencia (THP), si no se tiene en consideración la llamada punta
móvil, es decir, unificando los dos primeros periodos de la THP.
También hay que tener en cuenta que una cosa es la energía realmente
consumida, incrementada en sus pérdidas, y otra la energía adquirida
previamente a su consumo en los diversos mercados, diario e intradiario. El
resultado de esta diferencia son los desvíos.
Estos desvíos pueden tener diversos orígenes: averías no previstas en las
instalaciones de los consumidores, cambios en las condiciones climáticas,
errores de previsión, etc. En cualquier caso, y como ya se verá, los desvíos son
penalizados por el sistema y se computan para el conjunto de adquisiciones de
un agente. Según esto, en el caso de un comercializador que adquiera energía
para, por ejemplo, 20 consumidores, se compara la energía medida en los
contadores de estos veinte consumidores más sus pérdidas, con la que ha
comprado el comercializador, calculándosele los desvíos respecto al total de
adquisiciones. Con ello, el comercializador puede compensar los desvíos
positivos de unos clientes con los negativos de otros, dando un desvío menor
que el de un consumidor aislado.
160
Según lo visto hasta el momento, es posible establecer la siguiente ecuación, a
nivel horario:
EC (1 + Pérdidas) = ED + EI + Ed
Donde:
EC = energía medida en contador
ED = energía adquirida en el mercado diario
EI = energía adquirida en el mercado intradiario
Ed = desvío
Como resulta evidente, el desvío puede ser positivo, si se ha consumido más
energía que la adquirida en los distintos mercados, o negativo, si se ha
consumido menos.
Energía
Los distintos componentes que por la energía han de pagar los demandantes
son:
1) energía del mercado diario
2) energía del mercado intradiario
3) gestión de restricciones
4) banda de regulación secundaria
5) energía de regulación terciaria
6) energía de gestión de desvíos
7) energía de regulación secundaria
8) corrección de procedimientos excepcionales
Los costes 1) y 2) los pagan los adquirentes de energía en función de la
energía que han demandado en los distintos mercados, y a los precios
resultantes en ellos.
Los 3) y 4) los pagan todos los que consumen energía de forma proporcional a
dicho consumo, ya que corresponden a procesos técnicos necesarios para el
funcionamiento del sistema.
161
Los costes incluidos del 5) al 8) los pagan aquellos agentes que se hayan
desviado. A estos agentes se les liquida de la siguiente forma:
La energía desviada (Ed) se valora, en principio, al precio del mercado diario.
Así, en el caso en que sea positiva, se incrementa la energía a pagar y, en el
caso de que sea negativa, se disminuye la cantidad que ha de pagar. Pero con
esto los agentes demandantes no estarían pagando el coste originado.
Como se trata de incentivar a que los agentes no se desvíen, los sobrecostes
incluidos en 5) a 8) se reparten entre todos aquellos que lo hayan hecho, con
independencia de que haya sido por exceso o por defecto de previsión. Según
esto, el conjunto de sobrecostes de los desvíos se reparte en función del valor
absoluto de los desvíos de los distintos agentes.
Garantía de potencia
El procedimiento vigente en 1998 para calcular el pago por garantía de
potencia fue el siguiente.
Los pagos de garantía de potencia se conocen a final de cada mes, una vez
que se conoce la demanda total del mercado en el mes. El monto global de
estos pagos es igual al producto de 1,3 PTA/kWh por la demanda mensual en
el mercado organizado, y se imputa a cada consumidor en proporción al valor
monetario de la energía adquirida en las horas de máxima demanda del mes.
El procedimiento utilizado para imputar la garantía de potencia implica que sólo
hay pagos durante las 4.500 horas anuales de máxima demanda quedando
reguladas el número de horas en cada mes, que fueron las siguientes:
162
Mes Horas
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
391
448
420
394
329
333
361
393
294
365
355
417
TOTAL 4.500
Así pues, el precio de la garantía de potencia de cada hora depende del precio
horario del mercado, de la demanda en la hora y de la demanda total en el
mes.
Hasta que no ha finalizado el mes no se conoce toda la información necesaria
para calcular el precio horario de la garantía de potencia, siendo difícil prever
sus variaciones horarias. Únicamente es posible prever con exactitud las horas
en que el precio será cero: todas las horas de valle – 9 horas de mínima
demanda – de los días laborables y la mayoría de las horas del fin de semana.
Pero al inicio del mes es muy difícil estimar el precio de las horas de punta y
llano, horas con demanda máxima e intermedia en cada día.
Otros costes asociados al pago por energía
Para el computo de la energía total adquirida en el mercado, además del coste
de la energía comprada en el mercado diario, en el intradiario, los servicios
complementarios, los desvíos, y de los cargos por garantía de potencia, es
preciso añadir:
163
• La moratoria nuclear, que supone un 3,54% del coste.
• El impuesto especial de la electricidad que se calcula aplicando a la suma
de los costes anteriores un coeficiente de 1,05113 para determinar la base
imponible, aplicándose a ésta el 4,864% como impuesto.
• También es preciso añadir el I.V.A. que, en el caso de la electricidad, es del
16%.
Tarifas de Acceso
Las tarifas de acceso están diseñadas con el objeto de cubrir los siguientes
costes:
• Los costes de las redes de transporte y de distribución. Estrictamente
hablando, este capítulo de costes es el que deberían financiar los peajes
por el uso de las redes.
• Los costes permanentes, es decir, los sobrecostes de abastecimiento de los
territorios extrapeninsulares, los costes institucionales (operador del
sistema, operador del mercado y CNSE) y los costes de transición a la
competencia.
• Los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento, es decir, los de
la moratoria nuclear (en la parte correspondiente a las redes), el stock
básico de uranio, la segunda parte del ciclo de combustible nuclear y la
compensación de la interrumpibilidad y régimen especial a los pequeños
distribuidores.
En general, los contratos de tarifas de acceso son contratos anuales aunque en
determinadas circunstancias es posible realizar contratos de duración inferior al
año. Este es el caso, por ejemplo, de los contratos para el suministro de
energía adicional.
164
Las tarifas de acceso vigentes en 1998, tuvieron la misma estructura que las
tarifas integrales. De forma muy resumida debe indicarse que estas tarifas se
diferencian básicamente por niveles de tensión (baja, media, alta y muy alta) y
por utilización de la potencia contratada (corta, media y larga duración).
Además de las tarifas generales, hay tarifas asociadas a usos específicos
como son las de alumbrado público, distribuidores, riegos y tracciones, y otras
destinadas a grupos específicos de consumidores: aquellos con niveles muy
bajos de consumo (1.0.), y los muy grandes consumidores de electricidad (G4).
Todas estas tarifas, salvo la de alumbrado público que sólo tiene un término
variable, disponen de una estructura básica binomia, con un término fijo por kW
contratado y un término variable por kWh consumido. Sobre esta tarifa básica
se aplican una serie de descuentos/recargos tarifarios (discriminaciones
horarias, estacionalidad, interrumpibilidad y reactiva) que la complementan.
Finalmente, al igual que en las tarifas integrales, en las tarifas de acceso la
potencia a facturar dependerá de las potencias contratadas, de las potencias
demandadas y del número de maxímetros instalados. El cuadro siguiente
describe esquemáticamente las principales características de los distintos
componentes tarifarios.
165
Asimismo, existe una tarifa horaria de potencia (THP) para cada uno de los
cuatro niveles de alta tensión, a la que están acogidos consumidores
relativamente grandes. En estas tarifas se distinguen a lo largo del año siete
tipos de horas. A cada uno de esos periodos horarios se le asigna un precio
distinto a la potencia contratada y a la energía consumida, es decir, que no
dispone del complemento por discriminación horaria, sino que son tarifas
binomias multihorarias.
En cuanto al nivel de precios, las tarifas de acceso vigentes en 1998 resultan
de aplicar un porcentaje a las correspondientes tarifas integrales. Este
porcentaje varía entre el 30% y el 50% según la tarifa de la que se trate. En el
siguiente cuadro figuran los precios establecidos para las tarifas de acceso:
Componentes de las tarifas
TérminosBásicos
Complementos
Término dePotencia (Tp)
Término deEnergía (Te)
•Limitador o Maxímetro•5 modos de facturación•Potencias contratadas ascendentes
DiscriminaciónHoraria
EnergíaReactiva
Interrumpibilidad
•Recargos/Descuentos sobre Te•6 tipos diferentes•Distintos Periodos Horarios
•Recargo/Descuento sobre Tp y Te•En función del Cos ϕ
•Descuentos sobre Tp y Te•En función cortes suministro•4 tipos de cortes
•Modulado por Periodos Horarios segúntipo de Discriminación Horaria
Estacionalidad •Descuentos/Recargos sobre Te•Por temporadas
166
Como ya se ha señalado, a los precios de acceso anteriores se les puede
aplicar los mismos descuentos y recargos que a las tarifas integrales:
discriminación horaria, interrumpibilidad, reactiva, y estacionalidad.
Además, sobre estas tarifas hay que calcular también el Impuesto Especial de
la Electricidad y el IVA, pero no el 3,54% de la Moratoria nuclear, ya que ésta
se halla incluida en los precios.
4.4.2. Cuantificación de los Componentes del Coste
En primer lugar, y por el concepto de energía, habría que pagar el precio que
se obtuvo en el mercado en 1998, y que se movió en torno a las 4,30 PTA/kWh
Acceso BOE 1998N.T. Tp: Pta/kWmes Te: PTA/kWh T.acceso/T. Integral
BAJA TENSIÓN0 1.0 Potencia < 780 w 22 4,83 47%0 2.0 Potencia > 15 kw 120 6,85 47%0 3.0 General 116 6,76 50%0 4.0 Larga Utilización 184 6,18 50%0 B.0 Alumbrado Público - 5,89 50% Tarifa Horaria de Potencia (THP)0 R.0 Riegos Agrícolas 26 6,12 49% (aplicable al nivel de tensión 3)
ALTA TENSIÓN: Tensión > 1kV Periodo Tp Te T.acceso/T. IntegralTarifas Generales: 1 1.394 7,81 29%
2 929 2,90 29%Corta Utilización: 3 797 2,71 29%
1 1.1 130 4,37 43% 4 558 2,42 29%2 1.2 91 3,02 32% 5 558 1,59 29%3 1.3 80 2,66 29% 6 558 1,04 29%4 1.4 59 1,96 22% 7 429 0,81 29%
Media Utilización:1 2.1 264 3,92 43% Conversión a los restantes niveles de tensión2 2.2 185 2,72 32% NT. Recargo Descuento3 2.3 164 2,41 29% 1 3,09%4 2.4 141 2,06 26% 2 1,00%
3 0,00% 0,00%Larga Utilización: 4 12,00%
1 3.1 701 3,15 43%2 3.2 485 2,20 32%3 3.3 431 1,94 29%4 3.4 369 1,66 26%
Tarifas T.: Tarifas de Tracción1 T.1 40 4,49 43%2 T.2 27 3,13 32%3 T.3 24 2,78 29%
Tarifas R. : Tarifas de Riegos1 R.1 33 4,49 43%2 R.2 23 3,13 32%3 R.3 20 2,78 29%
Tarifa G.4: Tarifas de Grandes ConsumidoresG.4 329 0,36 21%
Tarifa D.: Tarifas de venta a Distribuidores1 D.1 147 3,10 43%2 D.2 102 2,19 32%3 D.3 92 1,94 29%4 D.4 78 1,65 25%
TARIFA
167
de media anual, con oscilaciones que fueron normalmente de unas 3,2
PTA/kWh en horas valle a 5,90 PTA/kWh en punta.
A esto habría que sumar el cargo por garantía de potencia. De media, se tuvo
que pagar 1,30 PTA. por cada kWh demandado, pero como ya se ha indicado,
esta cantidad no se carga sobre todas las horas sino que, en cada mes, se
determina un número de horas de máxima demanda a las que se aplica el
cargo por garantía de potencia. La energía consumida en aquellas horas que
tuvieron carga por este concepto, soportó un coste que aproximadamente
osciló entre las 1,20 PTA/kWh. y las 3,70 PTA/kWh.
Aparte de la cantidad que tendría que pagarse por mercado y por garantía de
potencia, habría que pagar también unas 0,20 PTA/kWh por el coste de gestión
de restricciones y banda secundaria .
Con respecto al coste de los desvíos, al depender de las previsiones de cada
agente, puede tomar valores muy diferentes en cada caso y no es posible
realizar una estimación genérica. En cualquier caso un comercializador con
muchos clientes debería poder realizar buenas previsiones globales, y por tanto
este coste sería mínimo. En cuanto a la repercusión al cliente, dependería del
libre acuerdo entre las partes.
Dado que aquellos que venden energía han de pagar el porcentaje de
moratoria nuclear, que resulta ser el 3,54%, este cargo se repercutiría sobre la
suma de los costes anteriores.
Así mismo, y como se indicó en el apartado anterior, se ha de considerar que
todos estos costes son para la energía comprada en barras de central y, por
tanto, habrá que aplicar los porcentajes de pérdidas expuestos anteriormente.
Con respecto a los costes de acceso a las redes, aunque existe un amplio
abanico de precios, se puede indicar que éstos podrían variar entre las 2
PTA/kWh y las 5,5 PTA/kWh.
168
Una vez que se han tenido en cuenta todos los conceptos a incluir, hay que
cargar el Impuesto Especial de la Energía y el IVA, con los coeficientes y
porcentajes ya señalados.
4.4.3. Comparación tarifa-mercado
Del total de suministros que potencialmente podrían acudir al mercado por
tener la condición de cualificados, no todos ellos tendrán incentivos a hacerlo.
Una de las consideraciones que, sin lugar a dudas, los consumidores tendrán
en cuenta para tomar la decisión será si el precio que están pagando a tarifa
integral es suficientemente ventajoso en comparación con lo que estiman pagar
en caso de participar en el mercado.
Para poder estimar y comparar el precio que un consumidor cualificado pagaría
en el mercado en relación con el precio regulado correspondiente a la tarifa
integral a la que está acogido, es preciso tener información acerca de sus
pautas de consumo a lo largo del año, puesto que una buena parte de los
componentes del coste del suministro eléctrico son de naturaleza horaria.
En general, si se conociera la distribución de distintos tipos de consumidores y
sus correspondientes curvas de carga, se podrían evaluar con precisión sus
incentivos a participar en el mercado y, por tanto, se podría hacer una
valoración sobre el potencial de desarrollo del mercado minorista.
Desafortunadamente se carece de información de este tipo con un grado de
desagregación aceptable y, por ello, es difícil sacar conclusiones de las
comparaciones tarifa-mercado que sean extrapolables al conjunto del sistema.
Sin embargo, estas comparaciones se pueden plantear a un nivel distinto. Por
una parte, se pueden comparar los precios resultantes a tarifa y a mercado que
podrían corresponder a un panel de consumidores con una tipología definida.
Por otra, también se pueden establecer estas comparaciones para una muestra
169
de consumidores de los que se tienen datos reales sobre algunos parámetros
de consumo y precios para 1.997, aunque con menor grado de precisión.
- Panel de consumidores con curvas tipo
El panel de consumidores analizados son representativos de una buena parte
de los perfiles de consumo, ya que en ellos están incluidos la mayoría de los
niveles de alta tensión, discriminaciones horarias, utilizaciones de energía
(corta, media y larga utilización) así como dos ejemplos de consumidores
acogidos a una tarifa específica (Tracción y Distribuidor). Más concretamente,
se consideran los siguientes tipos:
• Consumidor que reduce drásticamente su demanda en horas punta y no
trabaja el fin de semana.
• Consumidor que reduce drásticamente en horas punta y trabaja el fin de
semana.
• Consumo que sigue las pautas de un ciclo productivo semanal trabajando a
dos turnos.
• Consumo preferentemente por la noche y los fines de semana.
• Consumo tipo plano.
• Consumo con curva plana los días laborables y que no trabaja los fines de
semana.
• Distribuidor.
• Consumidor tipo Tracción.
• Consumidor tipo Gran Superficie.
Los seis primeros pueden estar acogidos al complemento de interrumpibilidad,
pero éste no es el caso para los tres últimos. En el cuadro “Suministros
Interrumpibles” se analizan exclusivamente aquellos acogidos a dicho
descuento, que varía entre el 2% y el 21%. En el cuadro “Suministros No
Interrumpibles” se analizan, además de los anteriores, esta vez sin descuento,
aquellos otros consumos que por sus características no pueden acogerse a
interrumpibilidad.
170
Las hipótesis que se han incorporado al análisis son las siguientes:
1. Los consumidores están sujetos a tarifa o a mercado. No se analizan
alternativas mixtas.
2. Los consumos, tanto en cantidad como en perfil de curva de carga, son
idénticos tanto si están sujetos a tarifa o a mercado.
3. En el coste de adquisición de la energía a mercado, no se incluyen aquellos
costes en que incurrirían los consumidores por la gestión comercial, como
por ejemplo, el margen del comercializador o el coste de avalar la energía
adquirida.
4. Los precios y costes resultantes incluyen el impuesto especial de la
electricidad, pero no el IVA.
Suministros InterrumpiblesCOMPARACIÓN ENTRE PRECIOS (PTA/kWh) A TARIFA'98 Y, MERCADO'98 SEGÚN CONSUMIDOR
PRECIO TOTAL DESTINADO A COMPRA DE
ENERGÍA (PTA/kWh)
PRECIO TOTAL DESTINADO A GARANTÍA DE
POTENCIA (PTA/kWh)
PRECIO TOTAL DESTINADO A SS.CC.
(PTA/kWh)
PRECIO TOTAL POR ACCESO (PTA/kWh)
BAJA EN PUNTAS Y NO TRABAJA FIN DE SEMANA
2.4 DH3 5,40 7,32 35,56% 4,39 1,39 0,16 1,38
BAJA EN PUNTAS Y SI TRABAJA FIN
DE SEMANA2.1 DH4 6,68 8,59 28,65% 4,50 1,07 0,17 2,86
CICLO PRODUCTIVO
1.1 DH2 11,53 12,40 7,51% 5,13 2,15 0,17 4,95
MODULA 3.2 DH5 4,31 6,38 48,15% 4,24 0,61 0,16 1,37
PLANA 3.2 DH4 6,14 7,92 29,00% 4,56 1,25 0,16 1,95
PLANA Y NO TRABAJA FIN DE
SEMANA2.2 DH3 7,83 8,92 13,99% 4,68 1,59 0,16 2,49
NOTA: Precios de Generación de Enero a Diciembre 98 Incluido el Impuesto especial de la Electricidad y no el IVA
INCREMENTO DEL PRECIO DE
MERCADO'98 RESPECTO A
TARIFA'98
DESGLOSE DEL PRECIO MEDIO DE MERCADO POR CONCEPTOS
TIPO DE CONSUMIDOR
TIPO DE TARIFA A LA
QUE ESTA ACOGIDO
PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA CONSUMIDA A
TARIFA'98
PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA
CONSUMIDA A MERCADO
(ACCESO'98)
171
A la vista de los resultados, se pueden sacar las siguientes conclusiones:
• La tarifa es la mejor opción para todos los consumidores durante 1998,
salvo para ciertos suministros de tracción. Comparando los precios medios
de tarifa integral con los de mercado, se observa que prácticamente a
ningún tipo de consumidor le interesa la segunda opción, ya que
incrementaría sus costes por consumo eléctrico entre un 7,51% y 48,15%
para los interrumpibles y entre un 1,81% y 24,8% para los no interrumpibles.
Sólo hay una excepción que es el suministro de Tracción, que experimenta
con el paso a mercado una reducción del precio medio del 3,01%.
Suministros No InterrumpiblesCOMPARACIÓN ENTRE PRECIOS (PTA/kWh) A TARIFA'98 Y MERCADO'98 SEGÚN CONSUMIDOR
PRECIO TOTAL DESTINADO A COMPRA DE
ENERGÍA (PTA/kWh)
PRECIO TOTAL DESTINADO A GARANTÍA DE
POTENCIA (PTA/kWh)
PRECIO TOTAL DESTINADO A
SS.CC. (PTA/kWh)
PRECIO TOTAL POR ACCESO
(PTA/kWh)
BAJA EN PUNTAS Y NO TRABAJA FIN DE SEMANA
2.4 DH3 7,44 7,85 5,40% 4,39 1,39 0,16 1,91
BAJA EN PUNTAS Y SI TRABAJA FIN
DE SEMANA2.1 DH4 7,81 9,07 16,22% 4,50 1,07 0,17 3,34
CICLO PRODUCTIVO
1.1 DH2 11,72 12,48 6,46% 5,13 2,15 0,17 5,03
MODULA 3.2 DH5 5,69 6,82 19,85% 4,24 0,61 0,16 1,81
PLANA 3.2 DH4 8,18 8,57 4,72% 4,56 1,25 0,16 2,60PLANA Y NO
TRABAJA FIN DE SEMANA
2.2 DH3 9,19 9,35 1,81% 4,68 1,59 0,16 2,92
DISTRIBUIDOR D.1 DH3 8,12 10,14 24,80% 4,85 1,64 0,17 3,48
TRACCION T.2 DH3 10,12 9,82 -3,01% 4,79 1,65 0,16 3,21GRAN
SUPERFICIE2.1 DH2 11,50 11,76 2,31% 4,92 1,75 0,17 4,92
NOTA: Precios de Generación de Enero a Diciembre 98
Incluido el Impuesto especial de la Electridiad y no el IVA
INCREMENTO DEL PRECIO DE
MERCADO'98 RESPECTO A
TARIFA'98
DESGLOSE DEL PRECIO MEDIO DE MERCADO POR CONCEPTOS
TIPO DE CONSUMIDOR
TIPO DE TARIFA A LA QUE ESTA ACOGIDO
PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA CONSUMIDA A
TARIFA'98
PRECIO MEDIO DE LA ENERGÍA
CONSUMIDA A MERCADO
(ACCESO'98)
172
• La posibilidad de optar al complemento por interrumpibilidad desincentiva
notablemente el paso al mercado de los consumidores acogidos a esta
modalidad tarifaria, ya que los descuentos se aplican sobre cantidades muy
superiores (facturación básica en tarifa integral frente a facturación por
acceso en mercado). Lo mismo sucede con los descuentos por reactiva o
discriminación horaria en caso de que sean éstos realmente descuentos y
no recargos.
- Muestra de consumidores elegibles: medias por tarifa
Del colectivo de consumidores cualificados en 1998 se tiene información
desagregada de un total de 570 suministros. A pesar de que este número es
inferior al estimado para el conjunto de elegibles, puesto que falta información
sobre un número importante de suministros de tracción de tamaño reducido, en
términos de energía esta muestra representa prácticamente el 94% de la
demanda estimada para todos los cualificados. Para este grupo se hace una
comparación de la facturación a tarifa y la facturación a mercado. Para obtener
esta última se hacen una serie de supuestos:
Ø Facturación por Energía:
Resulta de multiplicar el consumo de cada uno de esos suministros, que se
presenta desagregado por bloques horarios en función de la discriminación
horaria a la que estuviera acogido a tarifa, por el precio medio ponderado del
mercado en cada uno de esos bloques horarios. Igualmente se incluye una
estimación del coste por servicios complementarios y garantía de potencia, así
como el 3,54% de la moratoria nuclear.
Ø Facturación por Acceso:
Los precios medios por acceso aplicables a cada kWh consumido se obtienen
tras afectar al precio medio que se estima que ese suministro pudiera haber
pagado a tarifa integral por el porcentaje de reducción aplicado en el BOE a los
términos de potencia y energía de la tarifa integral de 1.998 para obtener los
correspondientes términos de las tarifas de acceso.
173
Tras llevar a cabo la comparación entre facturación a tarifa y a mercado para
los distintos suministros, se observa que la mayor parte de los suministros de la
muestra, sobre todo si no se tienen en cuenta los suministros de tracción,
pagarían más saliendo a mercado. En términos de energía los datos son
todavía más rotundos. Tan sólo 3.382 GWh, un 8% de la energía de ese grupo
y tan solo un 2% del total del sistema, estaría dispuesta a participar en el
mercado. Aquellos que podrían tener incentivos a hacerlo estarían acogidos
fundamentalmente a tarifas de media y alta tensión generales y de Tracción.
Los resultados se resumen en el cuadro siguiente:
Mercado Potencial durante 1998
Total Muestra Precio Tarifa < Precio Mercado Precio Mercado < Precio Tarifa
Grupo Tarifario Sumin. Consumo(GWh)
PrecioMedio
PTA/kWhSumin. Consumo
(GWh)
PrecioMedio
PTA/kWhSumin. Consumo
(GWh)
PrecioMedio
PTA/kWhM.T. General 157 3.864 9,79 111 2.869 9,44 46 994 10,81M.T. Interrumpible 77 3.422 6,83 75 3.378 6,77 2 44 11,55A.T. General 69 2.111 8,99 17 773 7,75 52 1.337 9,71A.T. Interrumpible 98 13.484 4,02 95 13.427 3,99 3 58 8,91THP 74 10.952 5,95 73 10.927 5,94 1 25 8,77G4 5 7.654 3,67 5 7.654 3,67Riegos 1 127 7,58 1 127 7,58Distribuidores 50 2.163 7,78 50 2.163 7,78Total 531 43.776 5,61 427 41.318 5,33 104 2.458 10,16
Tracción 39 924 10,24 39 924 10,24
Total(Con Tracción)
570 44.700 5,70 427 41.318 5,33 143 3.382 10,18
Total Sistema(Sin TTS ni REE) 20.085.678 157.589 12,60
Fuente: Elaboración propia, a partir de información de 1997
Como se puede observar, dentro de un mismo grupo de tarifas, aquellos
suministros a quienes les interesa el mercado, obtienen en éste precios
superiores que los de aquellos a quienes les interesa la tarifa al aplicarles ésta.
Esto no debe extrañar, si se tiene en cuenta que la dispersión de precios que
se observa en los suministros acogidos a una misma tarifa es considerable,
puesto que sus pautas de consumo son distintas. Tendrán más incentivos a
174
salir al mercado aquellos que pagan los precios más altos, y quedarán
acogidos a tarifa integral aquellos que gozan de precios más ventajosos.
Esto se debe a que, en general, el abanico de precios horarios es mayor en las
Tarifas que en el Mercado. En el coste total de éste último, sólo en la parte
correspondiente a los peajes de acceso dicho abanico de precios se asemeja al
de las Tarifas. (ver los cuadros de resultados del panel de consumidores con
curvas tipo del apartado anterior).
Esto quiere decir que aquellos consumidores con curvas de carga más
apuntadas, y por tanto con precios finales mayores, resultarían relativamente
más beneficiados al comprar en el mercado, que aquellos otros con curvas más
invertidas y precios finales menores.
En cualquier caso, no todo ahorro positivo en costes lleva aparejada la salida al
mercado. La magnitud de dicho ahorro, no sólo en términos absolutos sino en
términos relativos, cumple un papel importante en la toma de decisión. Pero
además hay que mencionar que, a pesar de que el ahorro en costes puede ser
una consideración importante a la hora de plantearse la participación en el
mercado, seguramente no es la única. Factores tales como la inercia, la falta
de información, la incertidumbre con respecto al desarrollo del mercado, los
costes de entrada asociados al equipo necesario para participar en él, y otros
muchos factores, determinan en última instancia la participación real de los
consumidores en el mercado. Así pues, la escasa participación que reflejan los
resultados anteriores no deja de ser una estimación optimista. Todos los
factores antes mencionados contribuyen a rebajar todavía más el consumo que
pudo estar interesado en acudir al mercado durante 1998.
175
4.5. DESCRIPCIÓN DE LA EVOLUCIÓN DEL MERCADO EN
1998
Como ya se ha señalado, lo novedoso de la nueva estructura organizativa del
sector eléctrico ha originado problemas en cuanto a plazos, precios,
indefiniciones regulatorias y aspectos técnicos. Como consecuencia de todo
ello, el mercado minorista no se ha desarrollado en 1.998 tanto como hubiera
sido deseable y, de hecho, su aparición se ha producido con un notable
retraso. Así:
- Hasta Febrero no se han fijado las condiciones de acceso para que
los primeros consumidores pudiesen adquirir energía adicional a la
de tarifa.
- Hasta Marzo no se han producido las primeras inscripciones
provisionales de comercializadores en el registro.
- Hasta Abril, sin perjuicio de algunas adquisiciones irregulares
realizadas durante los tres primeros meses, no se han llevado a cabo
las primeras compras de los Comercializadores en el mercado de
producción organizado y hasta finales de Junio no ha accedido
ningún consumidor al mercado mayorista.
En general, más preocupante que los posibles retrasos en el desarrollo del
mercado minorista, -por otro lado lógicos dada la magnitud del cambio-, resulta
la falta de interés de los agentes por acceder al mercado. De hecho, como ya
señalaban los informes de la CNSE desde comienzos de año, con las tarifas
integrales que pagaban los consumidores elegibles y las tarifas de acceso y
cargos por garantía de potencia vigentes, difícilmente podría ser beneficioso
para los clientes cualificados participar en el mercado.
En efecto, salvo contratos por energía adicional para cubrir necesidades
coyunturales, se anticipaba que se firmarían muy pocos o ningún contrato por
el total del suministro, lo que ocurrió en buena parte del ejercicio. El incremento
176
de contratos firmados en la última parte del año pudo deberse a las
expectativas de cambio en la regulación y a la necesidad de los
comercializadores de posicionarse estratégicamente de cara al futuro, una vez
se estableciesen unos nuevos valores para las tarifas de acceso y la garantía
de potencia, que se anunciaban notablemente inferiores a los vigentes en
1998.
En cualquier caso, a pesar de estas expectativas favorables, la energía
adquirida por comercializadores y consumidores cualificados fue notablemente
inferior a la potencial, si se considera que el consumo del conjunto de
consumidores elegibles con los criterios que fijaba la Ley ascendía a
aproximadamente el 30% del total. Concretamente, del consumo que podía
haber participado en el mercado liberalizado, sólo un 5% decidió optar por esa
vía, permaneciendo a tarifa integral el 95% restante.
Si se analiza lo que realmente ocurrió a lo largo de 1998, se puede concluir que
el consumo que efectivamente acudió a mercado se concentra en tarifas de
media tensión generales y en la Tracción. El precio medio pagado por acceso
oscila entre las 2,1 y las 4,7 PTA/kWh para los suministros procedentes de las
tarifas oficiales.
Participación en el mercado durante 1998
Grupo Tarifario Suministros Consumo(GWh)
Facturaciónpor Acceso(Mill PTA)
PrecioMedio por
Acceso(PTA/kWh)
M.T. General 10 217 1.013 4,67M.T. Interrumpible 4 26 109 4,21A.T. General 8 204 616 3,02A.T. Interrumpible 11 264 567 2,15THP 2 131 363 2,78G4Tracción 44 483 1.831 3,79RiegosDistribuciónTotal Tarifas Oficiales 79 1.325 4.499 3,40
Peaje TTS 1 461 409 0,89Conexiones Internacionales 1 569 153 0,27Total 81 2.355 5.061 2,15
Fuente: SILAR 1998
177
En el gráfico siguiente se puede apreciar la evolución mensual del consumo de
aquellos clientes que adquirieron energía en el mercado liberalizado.
Fuente: SILAR 1998
Como se puede observar, la participación en el mercado, aún siendo escasa si
se considera el conjunto del año, muestra una evolución creciente
experimentando un notable aumento a partir del mes de julio, y llegando a
representar el consumo negociado en el mercado en diciembre, un 2,66% del
consumo total de ese mes.
Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre DiciembreTarifa 13.288.579 12.523.299 13.345.641 12.365.628 12.939.856 12.921.420 13.489.582 12.845.117 12.795.130 13.203.065 13.059.119 13.488.093Mercado 7.841 36.309 10.130 3.341 5.875 13.951 15.444 105.984 194.105 226.522 336.789 368.382Total 13.296.421 12.559.608 13.355.771 12.368.970 12.945.732 12.935.371 13.505.027 12.951.102 12.989.235 13.429.587 13.395.909 13.856.475
% Mercados/Total
0,06% 0,29% 0,08% 0,03% 0,05% 0,11% 0,11% 0,82% 1,49% 1,69% 2,51% 2,66%
Energía Consumida a Mercado (MWh)1998
7.841
36.309
15.444
105.984
194.105
226.522
336.789
368.382
3.34110.130 5.875 13.951
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
Consumo(MWh)
178
4.6 ANÁLISIS DEL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO
MINORISTA EN 1998
4.6.1 Capítulos específicos de coste
Precios de mercado
Es evidente que todo mercado presenta volatilidad y que los agentes que
acceden a él tratan de asegurar este riesgo. La volatilidad del mercado se
puede referir tanto al precio medio anual del mercado, como a sus
componentes horarias. En cuanto al precio medio del mercado, su valor viene
acotado por un valor máximo a partir del cual los generadores dejan de percibir
Costes de Transición a la Competencia, por lo que, de alguna forma, el riesgo
está limitado. No ocurre lo mismo respecto a las posibles variaciones horarias
del precio. Dado que cada consumidor tiene unas pautas de consumo distintas,
le resultan más importantes las variaciones horarias de precios que el valor
medio del mismo. En un mercado en que no existía experiencia respecto a las
fluctuaciones temporales de precios, la incertidumbre ha sido elevada.
Según se ha ido desarrollando el mercado, se ha podido apreciar que los
precios que se obtenían en el mercado mayorista presentaban una
diferenciación horaria inferior a la de algunas modalidades tarifarias a las que,
en gran medida, estaban acogidos muchos de los consumidores elegibles en
1998.
Como ya se apuntó anteriormente, el abanico de precios en las tarifas
integrales es mayor del que ha habido en 1998 en el mercado. En
consecuencia, y con independencia del nivel general de precios, los grandes
consumidores, con procesos productivos adaptados a las tarifas (grandes
consumos en horas valle), en muchos casos obtendrían precios mejores con la
aplicación de las tarifas integrales que comprando en el mercado.
179
Garantía de potencia
La garantía de potencia a pagar por los consumidores elegibles, según la
normativa establecida en la Orden Ministerial de 29 de diciembre de 1997 que
ha sido de aplicación para el ejercicio de 1998, presentaba una serie de
características que desincentivaban el desarrollo del mercado minorista
liberalizado.
En primer lugar, la cantidad que el consumidor elegible aportaba por término
medio para pagos por garantía de potencia, 1,3 PTA/kWh, resultaba elevada.
En segundo lugar, el propio sistema de cálculo comportaba riesgos añadidos
para los agentes, ya que para conocer la cantidad que debería pagar cada
consumidor, se repartía la cantidad mensual en función de un número de horas
de máxima demanda. Estas horas no estaban prefijadas, sino que el cálculo de
los cargos a pagar se realizaban a posteriori, es decir, transcurrido el mes; sólo
entonces se conocía la cantidad a pagar por el conjunto de los consumidores,
cuáles eran las horas de máxima demanda y el valor de la energía adquirida en
dichas horas.
Con esta metodología, al propio riesgo de todo mercado se añadía este otro,
ocasionado por la gran incertidumbre que creaba el procedimiento de reparto
de la garantía de potencia entre los consumidores. Así, el precio del consumo
en una hora dependía del consumo del resto de consumidores y del valor de la
energía en esa hora y, lo que era aún peor, no se conocía hasta pasado el mes
de cómputo.
Tarifas de acceso
Es indudable, -y su escasa vigencia de tan solo un año así lo confirma-, que las
tarifas de acceso vigentes en 1.998 no resultaban las más adecuadas. En
primer lugar, hay que mencionar su estructura innecesariamente compleja. Si
bien es cierto que el que las tarifas de acceso mantengan la misma estructura
180
que las tarifas integrales, es una forma sencilla de garantizar la coherencia
entre ambas estructuras de precios, esta solución no es absolutamente
imprescindible. La actual estructura de tarifas integrales, con toda la casuística
que ha ido incorporando a lo largo de tantos años, parece una referencia
innecesaria una vez que los clientes acceden al mercado, sobre todo si se tiene
en cuenta que con esos precios se pretende, fundamentalmente, sufragar los
costes asociados al uso de las redes.
Pero aunque se aceptara que debieran incorporarse los mismos componentes
que los de las tarifas integrales, es discutible que en muchos de ellos se deban
mantener exactamente las mismas especificaciones. Por ejemplo, se
mantenían los mismos valores para los recargos y descuentos
correspondientes a las discriminaciones horarias, cuando la variación horaria
en el coste asociado al componente de la energía, es diferente de la del coste
de las redes. También se podría cuestionar el que se definieran de la misma
forma los calendarios horarios por zonas geográficas en ambos tipos de
estructuras tarifarias, dada la diferente evolución horaria en cada zona de los
costes que es preciso recuperar mediante las tarifas de un tipo u otro.
Además, sería conveniente una mayor transparencia en lo que respecta a la
definición de los costes que debieran recuperarse a través de las tarifas de
acceso. La magnitud de las distintas partidas de costes que se dieron a
conocer para el cálculo de las cuotas aplicables a la facturación por acceso,
sobre todo las relativas a distribución y gestión comercial, carecían de
explicación. Así mismo, en esa relación de costes no se incluyó ninguna partida
asociada a los sobrecostes o primas del régimen especial. Esto significa que,
implícitamente, se está suponiendo que dichos costes van a ser soportados por
los consumidores a tarifa.
Pero quizá el principal problema que presentaban las tarifas de acceso
vigentes en 1.998, como ya se ha puesto de manifiesto en los apartados
anteriores, son sus elevados precios. Comparando el coste por el suministro
eléctrico que un consumidor elegible tendría que soportar si decidiera salir al
mercado, con el que venía pagando a través de un precio regulado, se podía
181
concluir que esas tarifas de acceso, junto con las tarifas integrales existentes
para los grandes consumidores eléctricos, -los únicos cualificados en 1998-, no
iban a facilitar la participación en el mercado.
No obstante, conviene señalar que este inconveniente, además del nivel de las
tarifas de acceso, proviene también del escaso nivel de algunas tarifas
integrales (principalmente G.4 e interrumpibles), que difícilmente pueden
justificar sus precios.
A posteriori, se ha comprobado que efectivamente el año en que empieza a
funcionar el mercado de generación de electricidad en España, se obtuvieron
escasos resultados en cuanto al acceso de los consumidores cualificados al
mercado.
4.6.2 Otros aspectos con incidencia en el desarrollo del mercado
minorista
Condiciones de acceso
En un mercado liberalizado, las funciones que han de cumplir los distribuidores
deben estar claramente diferenciadas de las que han de llevar a cabo los
comercializadores. Los primeros deben actuar como gestores de las redes y
encargados del suministro a los consumidores a tarifa y los segundos como
responsables de la venta de energía a los clientes cualificados.
Se deben evitar situaciones en que los distribuidores se encuentren en posición
dominante ante los comercializadores, o sus clientes, máxime si se considera
que existen comercializadores con intereses accionariales comunes con los
distribuidores. Esta independencia de actuación se debe garantizar tanto en un
primer momento, es decir, cuando el consumidor elegible, o su representante,
solicite el paso al sistema liberalizado, como posteriormente, estableciendo
condiciones que eviten que los comercializadores del mismo grupo que el
distribuidor se encuentren en mejor posición que aquellos que resultan
independientes de los distribuidores.
182
La falta de reglamentación sobre las condiciones de acceso, como ha ocurrido
en 1998, ha dado origen a que las relaciones entre agentes se basen en la
buena voluntad entre éstos, lo que puede ir en detrimento de la independencia
de actuación que debe existir entre las actividades reguladas y liberalizadas.
Condiciones para ejercer de Comercializador
La Ley del sector crea la figura del comercializador configurándole a éste como
el agente encargado de dinamizar el mercado, a través de la venta de energía
a los consumidores cualificados y de la adquisición de ésta en el mercado de
producción. En la Ley se establece que reglamentariamente se fijarán las
condiciones legales, técnicas y económicas que han de cumplir los
comercializadores.
A lo largo de todo el año no se establecieron estas condiciones, habiéndose tan
solo autorizado provisionalmente a agentes que venían efectuando el
suministro en España, o en países extranjeros. El hecho de que no se hayan
establecido unos criterios claros y objetivos para la autorización de la actividad
de comercialización, lleva a que los comercializadores ya implantados estén en
posición de ventaja frente a otros posibles agentes interesados en actuar en el
mercado.
Calidad Individual
Con anterioridad al nuevo sistema, los consumidores recibían tanto la energía
como el servicio de redes de un único proveedor, el distribuidor de su zona.
Con el nuevo sistema que configura la Ley, se separa el suministro en dos
componentes: energía y servicios de redes, aunque, en cualquier caso, tal y
como sucedía en el pasado, la calidad sigue siendo responsabilidad del
distribuidor.
El consumidor tiene derecho a unos mínimos de calidad, con independencia de
dónde compre la energía. Dada la comunidad de intereses entre algunos
183
distribuidores y comercializadores, los consumidores pueden percibir que, en
caso de contratar la energía con un comercializador que no perteneciese al
mismo grupo que el distribuidor con quien están conectados, podrían sufrir
deterioro en su calidad. Por ello, solo si se establecieran unos mínimos de
calidad individual, podría garantizarse la igualdad entre comercializadores.
Hasta el momento, nada se ha regulado al respecto, con lo que la percepción
de que un cambio de suministrador puede deteriorar la calidad del servicio,
puede estar pesando negativamente a la hora de que los consumidores tomen
sus decisiones, estableciendo una barrera a la competencia efectiva entre
comercializadores.
Información sobre consumidores cualificados
Las distribuidoras disponen de información de los consumidores cualificados
obtenida en un entorno de suministro regulado, tanto sobre los consumidores
que ya cumplen la condición exigida, como sobre los que pueden hacerlo en
un futuro.
A pesar de que los consumidores cualificados han de inscribirse en un
Registro, estos en muchas ocasiones solicitan su inscripción una vez han
contratado la energía, o cuando sus negociaciones alcanzan un proceso de
avance notable.
En consecuencia, aquellos comercializadores que, bien no tengan distribución
asociada, bien traten de comercializar en zonas en las que los distribuidores no
pertenezcan a su grupo, estarán en inferioridad de condiciones respecto a los
comercializadores con distribución asociada.
Medida
Con el establecimiento de un mercado horario y la separación de actividades,
la medida cobra una especial relevancia, ya que, al tener cada hora un precio,
es preciso conocer el consumo horario.
184
Conociendo esta necesidad, ya el primer conjunto de desarrollos
reglamentarios de la Ley incluía un Real Decreto de Puntos de Medida. Este
R.D. había de venir acompañado de unas Instrucciones Técnicas
Complementarias (I.T.C.), en las que se incluyeron la definición y
características de los puntos de medida. Por causas diversas, las ITC no han
sido publicadas hasta el presente año, con lo que se han retrasado los plazos
de instalación de los equipos, con la consecuente incidencia negativa sobre el
sistema de liquidaciones y el normal funcionamiento del mercado minorista.
Contratos adicionales
Como ya se ha visto, los consumidores que cumplían la condición de
elegibilidad en 1998 –15 GWh- en general tenían precios a tarifas inferiores a
los que pagarían en el mercado, ya que, en su mayoría, adaptaban su
consumo a los horarios baratos de las tarifas y estaban acogidos a la
interumpibilidad o a la THP. Con objeto de que la demanda participase en el
mercado y se hiciera un mayor uso de la capacidad productiva, se permitió que
estos consumidores pudiesen contratar en el mercado cantidades de energía
adicional a la que venían adquiriendo a tarifa.
Esto, si bien ha servido para comenzar a dinamizar el sistema, puesto que de
otro modo el número de consumidores que hubieran accedido al mercado
liberalizado hubiese sido mínimo, ha dado lugar a algunos problemas. En
primer lugar, porque resulta difícil diferenciar la parte de la potencia y de la
energía que se ha contratado a tarifa y a mercado. En segundo lugar porque si
resulta difícil de diferenciar el consumo, el problema se agrava cuando el
suministro de energía lo pueden realizar dos proveedores diferentes y que, a
nivel grupo, compiten entre sí. Esto, unido a la falta de una reglamentación
clara, y a que en numerosas ocasiones se necesitase la aprobación de las
condiciones por la D.G.E., creó incertidumbres y retrasos en el funcionamiento
de estos contratos.
185
4.7 AVANCE DEL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO
MINORISTA EN 1999
4.7.1 Medidas adoptadas a finales de 1998
A la vista de algunos de los problemas expuestos para el desarrollo del
mercado minorista, a finales de 1998 se publicaron unas nuevas tarifas de
acceso, unos nuevos cargos por garantía de potencia, y se incrementaron
notablemente el número de consumidores con derecho de elección.
En primer lugar, se ha adelantado el calendario de elegibilidad, de tal forma
que pueden acogerse a la condición de cualificados: A partir del 1 de enero de
1999, los clientes cuyo consumo por punto de suministro o instalación sea igual
o superior a 5 GWh; a partir del 1 de abril de 1999 el límite se ha rebajado a 3
GWh; el 1 de julio a 2 GWh; y el 1 de octubre a 1 GWh. Con ello, al final del
año 1999 tendrán derecho a elegir suministrador unos 9000 clientes, que
consumen aproximadamente el 45% de la energía total del sistema.
También, se han modificado los cargos por garantía de potencia, de tal forma
que los consumidores cualificados, que pagaban de media 1,3 PTA/kWh, han
pasado a pagar 0,3 PTA/kWh y, lo que también es importante, han
desaparecido las incertidumbres que pesaban sobre el cálculo de las
cantidades a pagar, pasando a ser unas cantidades fijas según períodos
tarifarios, y adaptados éstos a la estructura de las tarifas de acceso.
Pero no obstante, aunque se ha mejorado el sistema de cálculo eliminando la
incertidumbre, aún persiste el problema sobre la cantidad a asignar a la
garantía de potencia, y la asimetría en el reparto entre consumidores
cualificados y a tarifa. Igualmente tampoco existe una metodología que
justifique los periodos e importes aprobados.
186
Por último, también se ha modificado la estructura de las tarifas de acceso,
simplificándolas y adaptándolas a un patrón horario más coherente con el
comportamiento del mercado. Asimismo, se ha disminuido el nivel general de
las mismas, con lo que el incentivo a pasar al mercado es superior. Más
concretamente, las nuevas tarifas de acceso establecen una nueva estructura
para todos los clientes de alta tensión excepto para los distribuidores y
opcionalmente para las tracciones. Para estos dos últimos grupos y para la
baja tensión se mantiene la misma estructura de tarifas de acceso que la
vigente en 1998.
Sin embargo, a pesar de las ventajas de estas nuevas tarifas de acceso frente
a las de 1998, todavía se detectan los siguientes inconvenientes:
• En primer lugar, no se conoce la metodología que justifica la adopción de
este nuevo tipo de estructura de tarifas general y permita valorar si son o no
razonables los valores de los precios propuestos.
• En segundo lugar, dado que las tarifas de acceso deben reflejar en el largo
plazo el coste de las redes, parece innecesaria tanta discriminación horaria
(seis precios distintos en el caso de las tarifas de acceso generales) al no
apreciarse diferencias significativas en los costes asociados a usos de las
redes en muchos de los seis periodos tarifarios indicados. Tres periodos –
punta, llano y valle-, podrían haber bastado. Esto mismo se detecta en las
tarifas de acceso específicas debido a que son homotéticas a las tarifas
integrales existentes y mantienen, en general, los mismos descuentos
horarios que éstas.
• En tercer lugar, probablemente la discriminación de los precios entre niveles
de tensión debe ser mayor en las tarifas de acceso generales. Además,
paradójicamente, se divide la media tensión en dos niveles tarifarios 1 kV-
14 kV y 14 kV-36 kV, con lo que se crea una discriminación entre
consumidores no justificada, ya que normalmente no existen
transformaciones entre estos niveles de tensión, y ambos reciben la energía
independientemente de niveles superiores.
187
• Por último, el mantenimiento de dos estructuras de acceso diferentes -
específica y general-, una para los consumidores de baja tensión,
distribuidores y tracción; y otra, más sencilla en su aplicación y con precios
más bajos, para los consumidores de alta tensión, supone discriminar a los
primeros clientes respecto a los segundos. Máxime cuando no se permite la
elección entre una y otra estructura de tarifas de acceso, excepto para las
tracciones.
Es evidente que un aumento en el número de consumidores elegibles y una
disminución de las tarifas de acceso y cargos por garantía de potencia
incrementarán el mercado liberalizado pero, también lo es que, de no
resolverse el resto de incertidumbres que pesan sobre los consumidores,
especialmente las regulatorias, los incrementos de eficiencia debidos a la
instauración del mercado seguramente no se trasladarán en su mayor parte a
los consumidores.
4.7.2 Evolución del mercado hasta septiembre de 1999
La primera de las medidas comentadas en el párrafo anterior, la modificación
del calendario de elegibilidad, ha implicado un incremento considerable del
mercado potencial a lo largo de 1999. Así, frente a los aproximadamente 570
suministros liberalizados que en 1998 superaban los 15 GWh, y que suponían
en torno al 28% de la energía consumida, durante el último trimestre del año en
curso el mercado potencial ha ascendido a unos 9.100 suministros, que
consumen cerca del 45% de la energía total en la península.
En concreto, las sucesivas disminuciones en el límite de consumo para acceder
a la categoría de cliente cualificado, han supuesto a lo largo de 1999
aproximadamente los siguientes incrementos del mercado potencial:
188
Fecha Límite Nº SuministrosPorcentaje de
energía
1-1-99 > 5 GWh 1.900 34%
1-4-99 > 3 GWh 3.200 36%
1-7-99 > 2 GWh 4.800 38%
1-10-99 > 1 GWh 9.100 43%
Por otro lado, el R.D. 6/1999, de 16 de abril, establece que a partir del 1 de julio
de 2000 serán considerados como cualificados todos los suministros en alta
tensión. Esto implica que en dicha fecha, la potencialidad del mercado
minorista alcanzará a unos 65.000 suministros, y a más del 53% de la energía
total.
Pero no es sólo el mercado potencial, debido al adelanto del calendario de
elegibilidad, el que ha experimentado un crecimiento notable. Las otras dos
medidas adoptadas a finales del año anterior –los cambios y reducciones en
las tarifas de acceso y en la garantía de potencia-, han contribuido de forma
sustancial a que el mercado resultara atractivo para un gran porcentaje de los
clientes cualificados.
Gracias a esto, también el mercado real ha sufrido un gran aumento durante
1999. Así, mientras en el mes de enero el número de suministros que
acudieron al mercado no llegaba al 25% de los cualificados, en agosto existían
ya unos 4.500 clientes que estaban comprando su energía en el mercado, lo
que supone cerca del 90% del mercado potencial en ese momento.
Aproximadamente, la evolución del mercado real respecto al potencial durante
el presente año ha sido la siguiente:
189
Mercado real / Mercado potencial
MES Nº de suministros Energía
Enero 24% 15%
Abril 52% 32%
Julio 78% 49%
Agosto 88% 52%
Se aprecia que el avance en el número de suministros es mayor que en
energía, ya que por un lado el tamaño de los nuevos clientes cualificados va
siendo cada vez menor, y por el otro para los grandes clientes con
interrumpibilidad y tarifas especiales, el mercado sigue siendo poco atractivo en
comparación con sus tarifas.
Por otro lado, si bien no se conoce con exactitud cuantos de estos nuevos
clientes que han accedido al mercado han cambiado de empresa
suministradora, todos los indicios apuntan a que no han sido demasiados. A
este respecto se podrían señalar algunos factores que están influyendo en este
hecho:
a) El lógico miedo inicial a todo cambio, por parte de los consumidores
b) Parece que las políticas de las empresas tradicionales se han encaminado
principalmente al mantenimiento de los propios mercados.
c) La penetración de los nuevos comercializadores ha resultado prácticamente
nula.
190
De todo lo expuesto respecto al desarrollo del mercado minorista podrían
obtenerse algunas conclusiones:
a) Cada vez acceden al mercado clientes con tamaños más pequeños y con
tarifas integrales más elevadas. Cabe esperar que este hecho permita la
entrada efectiva de nuevos comercializadores que contribuyan a dinamizar
el mercado minorista. No obstante, su alcance real podrá contrastarse a
partir del próximo mes de julio, con la entrada masiva de todos los clientes
de alta tensión.
b) Los mayores clientes siguen sin acceder al mercado a pesar de las medidas
tomadas con respecto a las tarifas de acceso y la garantía de potencia, ya
que incluso con estas medidas no les resulta rentable en comparación con
sus actuales tarifas integrales.
c) Durante los meses transcurridos de 1999 no se han producido nuevos
desarrollos normativos que afecten al mercado minorista, a excepción de
las I.T.C. y del nuevo calendario para julio del 2000, aunque siguen
existiendo problemas que obstaculizan el correcto funcionamiento del
mismo. Es de esperar que la normativa en curso, que se analiza a
continuación, contribuya a paliar buena parte de los mismos.
4.7.3 Desarrollo normativo en curso
Dentro del desarrollo normativo que hasta la fecha se lleva a cabo y que afecta
más directamente al mercado minorista, cabe destacar como más interesante
la Orden Ministerial por la que se publican las Instrucciones Técnicas
Complementarias al Real Decreto 2018/1997 por el que se aprueba el
Reglamento de Puntos de Medida, y el Real Decreto-Ley 6/1998 por el que se
amplía la liberalización, permitiendo que todos aquellos consumidores
conectados a tensiones superiores a 1 kV pasen a ser cualificados a partir de
julio del año 2000.
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La primera orden, que viene a dar contenido al R.D. de Puntos de Medida, se
publicó con mucho retraso. No hay que olvidar que el R.D. es de finales de
1997, y que ha contribuido al retraso en la instalación de puntos de medida, lo
que ha incidido negativamente sobre el proceso de liquidación de la energía en
el mercado mayorista.
El Real Decreto-Ley que viene a ampliar la liberalización del mercado
minorista, si bien no es de aplicación al ejercicio de 1999, ha llevado a
potenciar el estudio de propuestas de normativa que permitan anticipar la
entrada de un número considerable de nuevos consumidores en la parte
liberalizada del mercado. Por ello, es de prever que, en el último trimestre del
año, se produzcan desarrollos normativos que posibiliten el ejercicio de la
elegibilidad por parte de los potenciales nuevos consumidores.
Entre éstos cabe esperar el Real Decreto de Transporte, Distribución,
Comercialización y Autorizaciones Administrativas puesto que, si bien la
ausencia de este Real Decreto no ha impedido el éxito del desarrollo del
mercado liberalizado, si que se aprecia que el hecho de que no se hayan
desarrollado los requisitos para ser comercializador, las condiciones de acceso
a las redes, la calidad de suministro, las relaciones entre consumidores,
comercializadores y distribuidores, etc., ha podido influir en cómo se ha
desarrollado el mercado, impidiendo quizás que éste haya alcanzando todo su
potencial. Parece evidente que, según se avanza en el calendario de
liberalización, más difícil resulta un correcto funcionamiento del mercado si no
se clarifican las relaciones entre agentes, sus derechos y sus obligaciones.
